Динамічне керування режимами розподільних мереж з локальними джерелами енергії
| dc.contributor.advisor | Попов, Володимир Андрійович | |
| dc.contributor.author | Яценко, Дмитро Валерійович | |
| dc.date.accessioned | 2023-12-11T10:28:04Z | |
| dc.date.available | 2023-12-11T10:28:04Z | |
| dc.date.issued | 2023 | |
| dc.description.abstract | Яценко Д.В. Динамічне керування режимами розподільних мереж з локальними джерелами енергії. - Кваліфікаційна наукова праця на правах рукопису. Дисертація на здобуття наукового ступеня доктора філософії у галузі знань 14 Електрична інженерія за спеціальністю 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка. Національний технічний університет України «Київський політехнічний інститут імені Ігоря Сікорського», Київ, 2023. Формування нової енергетичної політики України - важлива складова процесу євроінтеграції. Передумовами для цього є розвиток відновлюваної електроенергетики та засобів її акумулювання (це передбачає "Національний план дій з відновлюваної енергетики до 2030 року"), а також, інтелектуалізація розподільної мережі та децентралізація ринку електричної енергії. Дані фактори стають основою для формування концепції активних розподільних мереж, або Smart Grid, та розробки ефективних методів керування їх режимами. Концепція енергетичної системи, побудованої на принципах створення активних електричних мереж, полягає у тому, що процес передачі та розподілу електричної енергії є повністю спостережуваний та керований, а комутаційне обладнання автоматизоване у повному обсязі. Перелічені особливості відкривають можливості постійного моніторингу стану мережі, прискорення локалізації та усунення пошкоджень, зменшення часу відновлення електропостачання, обсягу недовідпущеної електроенергії та її втрат, зокрема, шляхом реалізації динамічного керування режимами роботи розподільної мережі. У дисертаційній роботі під динамічним керуванням ми розуміємо процес оперативної зміни топології розподільної мережі для мінімізації втрат електричної енергії в добовому розрізі. При цьому для споживачів з власними локальними джерелами енергії це додатково дозволить більш активно взаємодіяти з енергосистемою, продавати вироблену електроенергію з урахуванням діючих тарифів. На даний момент основна маса розподільних мереж, що експлуатуються, були побудовані у 70-80 роках минулого століття. За цей період накопичилася певна кількість проблем, а саме: морально застаріле обладнання, низький рівень автоматизації, невідповідна якість електропостачання та великі втрати електричної енергії. Показник утрат електричної енергії в Україні занадто високий у порівнянні з країнами ЄС, США, Канадою, Австралією та Китаєм, які сягають 15-20% від усього відпуску. До ряду причин, через які втрати електричної енергії залишаються на достатньо високому рівні, насамперед, можна віднести наступні: передача електроенергії здійснюється на великі відстані, незадовільний технічний стан мереж та недостатньо ефективне керування їх режимами, особливо на рівні розподілу електричної енергії та ін. Врахувати та усунути негативні фактори можливо на етапі проєктування нових мереж. А для вирішення питання в існуючих мережах необхідно впроваджувати адекватне керування режимами їх роботи. Найважливіше це здійснювати у мережах на середній та низькій напругах, так як вони мають значну протяжність, низький рівень автоматизації та інформатизації, велику кількість вузлів навантаження та відгалужень, і саме до них підключені споживачі, а в перспективі мають приєднуватися і різноманітні локальні енергетичні ресурси. Тому на даний час керування здебільше проводиться у вигляді середньострокового планування режимів (вибір місць розмикання контурів, перемикання відгалужень без збуджень трансформаторів, закону регулювання напруги у центрі живлення і та ін.) у річному або сезонному розрізах. Заходів, спрямованих на зниження втрат активної потужності, які мають різні рівні впливу, є доволі велика кількість. У той же час одним з найбільш ефективним заходом зі зниження втрат потужності й електричної енергії є визначення оптимальної топології розподільних мереж, що побудовані за петлевою схемою. Даний спосіб керування одночасно впливає на покращення надійності, зменшення втрат напруги та підвищення пропускної спроможності мережі. Специфіка цієї задачі полягає у тому, що оптимальне місце розмикання мережі знаходиться шляхом порівняння різних варіантів конфігурації мережі та визначення найкращої, з точки зору мінімізації втрат активної енергії. Складність полягає у тому, що зміну місця розмикання розподільної лінії при існуючому рівні автоматизації мережі можна виконати тільки у ручному режимі. Згідно традиційної постановки задачі, раціональні місця розмикання електричних мереж, побудованих за петлевою схемою, встановлювали двічі на рік, відповідно для осінньо-зимового та весняно-літнього максимумів навантажень, що вже є недостатнім у сучасних умовах. Таким чином, керування за класичної постановки задачі проводиться у ручному режимі та сезонному розрізі. За останні роки збільшилася частка об’єктів малої генерації, і даний факт суттєво впливає на режими роботи розподільної мережі. Але водночас поява локальних джерел енергії, вихідна потужність яких залежить від метеорологічних умов, створює нетипові умови для роботи мереж, які проєктувалися для централізованого електропостачання. Поява локальних джерел енергії суттєво змінює методологію вирішення традиційних задач, пов’язаних з керуванням та плануванням режимів роботи розподільних мереж. Зокрема, задача вибору оптимальних місць розмикання розподільних мереж, яка традиційно сприймалась як задача середньострокового планування, в зазначених умовах уже може розглядатися у якості задачі динамічного (оперативного) керування. Це означає, що місця нормального розмикання розподільних мереж не залишаються незмінними протягом сезону року і навіть доби, а можуть змінюватися в залежності від фактичного режиму розподільної лінії. Зрозуміло, що будь-яке керування, а тим паче динамічне, можливе лише за умови наявності достовірної інформації відносно режимів роботи мережі (інформація про топологію мережі, параметрах її елементів і навантажень) та відповідного рівня автоматизації мережі. Найважче визначити поточні значення навантажень кожного вузла з існуючим рівнем засобів телеметрії. Найпростіше рішення – це встановити потрібну кількість вимірювальних приладів та комутаційних апаратів з дистанційним керуванням, але даний захід вимагає значних інвестицій. З огляду на досвід економічно розвинутих країн відомо, що модернізація існуючих електричних мереж до рівня Smart grid - процес достатньо довгий і потребує суттєвих фінансових витрат. Тому у дисертації розглянуто можливі варіанти точкового встановлення засобів вимірювання та дистанційно керованих комутаційних апаратів (здебільше двох) у розподільну мережу, побудовану за петлевим принципом. Під час визначення доцільності впровадження дистанційно керованих комутаційних апаратів основна увага буде приділена лініям, де є споживачі з незбіжним за часом характером зміни електроспоживання, або в якості локальних джерел енергії підключені відновлювані джерела енергії, з мінливим характером потужності, особливо за умов відсутності збігу у часі графіків їх генерації з режимами електроспоживання. Обґрунтування такого технічного рішення вимагає проведення технікоекономічного розрахунку. Необхідно врахувати не тільки вартість нового обладнання, а й створення каналів телеметрії, комутаційний ресурс вимикачів та величину додаткового зниження втрат електроенергії. Так як дані фактори дуже важко підлягають формальному аналізу, тому у роботі запропоновано три підходи до вирішення цієї задачі. Один з них - це визначення допустимої кількості комутацій на добу. Другий – визначення терміну окупності з урахуванням динаміки зміни ціни на електроенергію та зміну вартості грошей у часі. Третій – сценарний підхід із застосуванням таких показників ефективності технічного заходу, як простий термін окупності, дисконтований термін окупності, показник повернення інвестицій та чисту приведену вартість. Даний підхід дозволяє оцінити різні сценарії, які відрізняються, як ліквідною вартістю встановленого обладнання, так і вартістю нового комутаційного обладнання за умови фіксованої інтенсивності його використання. Також для динамічного керування топологією мережі у добовому розрізі розроблено експрес-метод визначення доцільності переносу точки розмикання мережі, а саме: індикативний показник, що дозволяє значно скоротити час для перерахунку параметрів режиму та прийняття рішення, що є принципово важливим для оперативного (у реальному часі) вирішення задачі. Для оцінки тривалості зміни режиму мережі та виключення не обґрунтовано частих спрацювань комутаційних апаратів розроблено адаптивну модель прогнозування електричного навантаження/вихідної потужності локальних джерел енергії. Дана модель дозволяє виконувати «сканування» (прогнозування з послідовно зростаючим часом випередження) параметрів режиму для часового проміжку, на який планується здійснити зміну топології розподільної мережі, з використанням методу прогнозування (заздалегідь обґрунтованого переліку), який на поточний момент має мінімальну похибку прогнозу. У загальному випадку різні методи можуть бути найкращими для прогнозування навантаження та вихідної потужності окремих локальних джерел енергії. Отже, розподільні мережі з інтегрованими локальними джерелами енергії потребують розробки нових методів керування режимами їх роботи, щоб забезпечити ефективне зменшення втрат електричної енергії. Тому розробка нових та удосконалення існуючих методів керування режимами роботи розподільної мережі з локальними джерелами енергії в режимі реального часу є актуальною науково-прикладною проблемою, яка визначила напрям дисертаційного дослідження. | uk |
| dc.description.abstractother | Yatsenko D. Dynamic control of distribution networks modes with local energy sources. Qualifying scientific work, the manuscript. PhD thesis in the field of knowledge 14 Electrical engineering in specialty 141 Electric power, electrical engineering and electromechanics. – National Technical University of Ukraine “Igor Sikorsky Kyiv Polytechnic Institute”, Kyiv, 2023. The formation of a new energy policy of Ukraine is an important component of the European integration process. The prerequisites for this are, on the one hand, the development of renewable electricity and the means of its accumulation (this is provided for by the "National Plan of Action on Renewable Energy until 2030"), and, on the other hand, the intellectualization of the distribution network and the decentralization of the electricity market. These factors become the basis for the formation of the concept of active distribution networks or Smart Grid and the development of effective methods of managing their modes. The concept of an energy system built on the principles of creating active electrical networks is that the process of transmission and distribution of electrical energy is fully monitored and controlled, and the switching equipment is fully automated. The listed features open opportunities for constant monitoring of the network condition, acceleration of localization and elimination of damage, reduction of power supply restoration time, amount of unreleased electricity and its losses by implementing dynamic management of distribution network operating modes. In the dissertation, under dynamic control we understand the process of operational change of the topology of the distribution network to minimize the loss of electrical energy daily. At the same time, for consumers with their own local energy sources, this will additionally allow more active interaction with the power system, to sell the produced electricity considering current tariffs. Currently, the bulk of distribution networks in operation were built in the 70- 80s of the last century. During this period, a certain number of problems accumulated, namely: obsolete equipment, low level of automation, inadequate quality of power supply and large losses of electrical energy. The rate of electricity losses in Ukraine is too high compared to the EU countries, the USA, Canada, Australia and China, which reach 15-20% of the total release. Several reasons for which the losses of electric energy remain at a sufficiently high level include, first, the following: electricity transmission is carried out over long distances, the unsatisfactory technical condition of networks and insufficiently effective management of their regimes, especially at the level of electric energy distribution, etc. It is possible to consider and eliminate negative factors at the stage of designing new networks. And to solve the problem in existing networks, it is necessary to introduce adequate management of their modes of operation. It is most important to do this in medium and low voltage networks, as they have a significant length, a low level of automation and informatization, a large number of load nodes and branches, as well as consumers connected to them, and in the future, various local energy resources should also be connected. Therefore, at present, management is mostly carried out in the form of medium-term planning of modes (selection of places of opening circuits, switching of branches without excitation of transformers, the law of voltage regulation in the power center, etc.) in annual or seasonal sections. There is quite a large number of measures aimed at reducing active power losses, which have different levels of influence. At the same time, one of the most effective measures to reduce losses of power and electrical energy is to determine the optimal topology of distribution networks built according to the loop scheme. This control method simultaneously improves reliability, reduces voltage losses, and increases network throughput. The specificity of this task is that the optimal place for opening the network is found by comparing different network configuration options and determining the best one from the point of view of minimizing active energy losses. The difficulty lies in the fact that changing the location of the distribution line at the current level of network automation can only be done manually. According to the traditional formulation of the problem, the rational points of disconnection of electrical networks built according to the loop scheme were established twice a year, respectively, for the autumn-winter and spring-summer maximum loads, which is already insufficient in modern conditions. Thus, management under the classic formulation of the problem is carried out in manual mode and seasonally. In recent years, the share of small generation facilities has increased, and this fact significantly affects the operation modes of the distribution network. But at the same time, the appearance of local energy sources, the output power of which depends on meteorological conditions and therefore creates atypical conditions for the operation of networks that were designed for centralized power supply. The appearance of local energy sources significantly changes the methodology of solving traditional problems related to the management and planning of distribution networks. In particular, the task of choosing optimal locations for opening distribution networks, which was traditionally perceived as a medium-term planning task, can already be considered as a task of dynamic (operational) management under the specified conditions. This means that the places of normal opening of distribution networks do not remain unchanged during the season of the year and even the day but can change depending on the actual mode of the distribution line. Any control, and even more so dynamic one, is possible only if there is reliable information about the network operation modes (information about the network topology, parameters of its elements and loads) and the appropriate level of network automation. It is most difficult to determine the current values of the loads of each node with the existing level of telemetry. The easiest solution is to install the required number of measuring devices and switchgear with remote control, but this measure requires significant investment. Based on the experience of economically developed countries, it is known that the modernization of existing electrical networks to the Smart grid level is a long enough process and requires significant financial costs. Therefore, the thesis considers possible options for point installation of measuring devices and remotely controlled switching devices (mostly two) in a distribution network built according to the loop principle. When determining the expediency of implementing remotely controlled switchgear, the main attention will be paid to lines where there are consumers with a time-incongruent nature of changes in electricity consumption or renewable energy sources connected as local energy sources, with a variable nature of power, especially under conditions of noncoincidence in the time of their generation schedules with power consumption modes. The justification of such a technical decision requires a technical and economic calculation. It is necessary to consider not only the cost of new equipment, but also the creation of telemetry channels, the switching resource of switches and the amount of additional reduction in electricity losses. Since these factors are very difficult to be subjected to formal analysis, the paper proposes three approaches to solving this problem. One of them is the determination of the permissible number of switches per day. The second is the determination of the payback period, considering the dynamics of changes in the price of electricity and changes in the value of money over time. The third is a scenario approach with the use of such indicators of the effectiveness of a technical measure as simple payback period, discounted payback period, return on investment indicator and net present value. This approach makes it possible to evaluate various scenarios that differ in both the liquid value of the installed equipment and the cost of new switching equipment under the condition of a fixed intensity of its use. Also, for the dynamic management of the network topology on a daily basis, an express method of determining the expediency of moving the network opening point has been developed, namely: an indicative indicator that allows you to significantly reduce the time for recalculating the mode parameters and making a decision, which is fundamentally important for an operational (real-time) solution tasks. An adaptive model for forecasting electrical load/output power of local energy sources has been developed to estimate the duration of the network mode change and exclude unreasonably frequent activations of switching devices. This model allows you to perform "scanning" (forecasting with successively increasing advance time) of the mode parameters for the period for which the change in the topology of the distribution network is planned, using a forecasting method (from a previously justified list), which currently has a minimal forecast error. In general, different methods may be best for predicting the load and power output of individual local energy sources. Therefore, distribution networks with integrated local energy sources require the development of new methods of managing their operation modes to ensure effective reduction of electrical energy losses. Therefore, the development of new and improvement of existing methods of managing the operating modes of the distribution network with local energy sources in real time is an urgent scientific and applied problem that determined the direction of the dissertation research. | uk |
| dc.format.extent | 200 с. | uk |
| dc.identifier.citation | Яценко, Д. В. Динамічне керування режимами розподільних мереж з локальними джерелами енергії : дис. … д-ра філософії : 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка / Яценко Дмитро Валерійович. – Київ, 2023. – 200 с. | uk |
| dc.identifier.uri | https://ela.kpi.ua/handle/123456789/62937 | |
| dc.language.iso | uk | uk |
| dc.publisher | КПІ ім. Ігоря Сікорського | uk |
| dc.publisher.place | Київ | uk |
| dc.subject | Smart Grid | uk |
| dc.subject | динамічне керування | uk |
| dc.subject | розподільна мережа | uk |
| dc.subject | прогноз | uk |
| dc.subject | електричне навантаження | uk |
| dc.subject | енергоефективність | uk |
| dc.subject | локальні джерела енергії | uk |
| dc.subject | електричні мережі | uk |
| dc.subject | джерела розподільної генерації | uk |
| dc.subject | точність | uk |
| dc.subject | відновлювальні джерела енергії | uk |
| dc.subject | адаптивні моделі | uk |
| dc.subject | dynamic control | uk |
| dc.subject | distribution network | uk |
| dc.subject | forecast | uk |
| dc.subject | electric load | uk |
| dc.subject | energy efficiency | uk |
| dc.subject | local energy sources | uk |
| dc.subject | electric networks | uk |
| dc.subject | distributed generation sources | uk |
| dc.subject | accuracy | uk |
| dc.subject | renewable energy sources | uk |
| dc.subject | adaptive models | uk |
| dc.subject.udc | 621.316:3 | uk |
| dc.title | Динамічне керування режимами розподільних мереж з локальними джерелами енергії | uk |
| dc.type | Thesis Doctoral | uk |
Файли
Контейнер файлів
1 - 1 з 1
Вантажиться...
- Назва:
- Yatsenko_dys.pdf
- Розмір:
- 4.91 MB
- Формат:
- Adobe Portable Document Format
- Опис:
Ліцензійна угода
1 - 1 з 1
Ескіз недоступний
- Назва:
- license.txt
- Розмір:
- 9.1 KB
- Формат:
- Item-specific license agreed upon to submission
- Опис: