Сеть электроснабжения острова Русский как экспериментальная площадка для отработки технологий Virtual Power Plant, MicroGrid, и MultiAgent

1. Цель проекта- на базе имеющейся сетевой инфраструктуры о. Русский и лабораторного корпуса Дальневосточного Федерального Университета (ДВФУ) создать экспериментальную площадку для отработки технологии мультиагентных систем управления виртуальными станциями и микро-сетями, находящимися в составе большого энергообъединения.

 2. Задачи проекта

 2.1 Средствами математического моделирования - взаимодействующими друг с другом программными комплексами EUROSTAG и MATLAB/Simulink/SimPowerSystem - создать адекватную математическую модель существующей сети электроснабжения и компонент распределенной генерации о. Русский в составе ОЭС Востока, сегментированной вставками постоянного тока на границе с ОЭС Сибири и Северо-Восточной энергосистемой Китая.

 2.2 Предложить возможные структуры экспериментальной площадки (виртуальной станции) на основе развития сети электроснабжения о. Русский применением нетрадиционных источников энергии - ветровой и солнечной энергетики, водородной энергетики, энергии волн и т.д., а также разнообразных накопителей энергии - маховиковых накопителей, аккумуляторных батарей большой мощности, супер-мощных конденсаторов, сверхпроводящих накопителей энергии и т.д. Средствами математического моделирования исследовать динамические свойства различных конфигураций такой виртуальной станции с учетом штатных систем управления ее компонентами в установившихся и переходных режимах.

 2.3 Исследовать эффективность применения мультиагентных технологий управления установившимися и переходными режимами существующей сети электроснабжения о. Русский и возможной виртуальной станции на базе этой сети в условиях ее автономной и параллельной работы с ОЭС Востока, когда в качестве агентов мультиагентной системы управления выступают нейро-фаззи контроллеры.

 2.4 Обосновать структуру экспериментальной Micro Grid для кампуса или лабораторного корпуса Дальневосточного Федерального университета, организовать обсуждение заинтересованных в такой экспериментальной площадке организаций и запустить проект ее создания, в том числе разработать мультиагентную систему управления компонентами этой Micro Grid.

 3. Требования к проекту

 3.1 Для проверки адекватности математических моделей газовых турбин мини-ТЭЦ о. Русский в режимах автономной и параллельной с ОЭС Востока работы сети электроснабжения о. Русский должна быть проведена серия натурных экспериментов.

 3.2 Выбор компонент виртуальной станции и экспериментальной Micro Grid для лабораторного корпуса или кампуса ДВФУ должен учитывать возможность использования отечественного оборудования - топливных ячеек, солнечных элементов, маховиковых накопителей и т.д.

 3.3 Micro Grid лабораторного корпуса или кампуса ДВФУ следует рассматривать по отношению ко всей сети электроснабжения о. Русский как управляемую нагрузку, и на этой основе предложить принципы противоаварийной автоматики, действующей в случае аварийного отключения связи с ОЭС Востока.

 3.4 Сеть электроснабжения о. Русский следует рассматривать по отношению к ОЭС Востока как общесистемное средство противоаварийного управления - либо как "отключение генераторов", либо как "отключение нагрузки", - в зависимости от направления перетока мощности по связи сети электроснабжения о. Русский с ОЭС Востока, и на этой основе предложить способы совершенствования системы автоматического предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ) ОЭС Востока, в том числе , при аварийных возмущениях, когда следует привлекать к управлению вставки постоянного тока на ПС Хэйхе, ПС Могоча и, возможно, ПС Хани).

 3.5 Проект и его результаты должны быть открыты для обсуждения всеми заинтересованными лицами и организациями на всех его этапах, для чего должен быть создан специальный сайт, доступный, в том числе из социальных сетей.

 4. Основные результаты

 По результатам исследования, командой проекта могли бы быть:

 - разработаны требования к мультиагентной системе управления сети электроснабжения о. Русский в ее современном состоянии и возможной схеме развития - за счет подключения новых источников восстанавливаемой энергии, работающими параллельно с накопителями энергии,

- разработаны требования и создан прототип версии мультиагентной системы управления на примере Micro Grid кампуса или лабораторного корпуса ДВФУ,

- разработаны требования и созданы прототипы нейро-фаззи контроллеров, работающих в составе мультиагентной системы управления сети электроснабжения о. Русский,

- разработаны принципы использования Micro Grid кампуса или лабораторного корпуса ДВФУ в качестве управляемой нагрузки в составе системы противоаварийного управления сети электроснабжения о. Русский,

- разработаны принципы использования сети электроснабжения о. Русский в качестве средств общесистемной противоаварийной автоматики в составе АПНУ ОЭС Востока.

 Сослагательное наклонение применено здесь для того, что бы обратить внимание на необходимость взаимодействия команды проекта с уже действующими коллективами, создающими (или создавшими) новые источники восстанавливаемой энергии, средства ее накопления, программно-аппаратные средства (агенты) мультиагентных систем, в том числе систем противоаварийного управления, и собственно прототипы мультиагентных систем управления.

 5. Имеющийся задел (список относящихся к теме заявки публикаций руководителя проекта) 

  1. E. Kosterina, A. Arestova,M. Balabin, A. Grobovoy, R. Cherkaoui, A. J. Germond, “The Use of Special Tools for Emergency Control in the Russian Far East Power Grid”, PowerCon’2008, New Delhi, October 11-15, 2008.
  2. A. Arestova, A. Grobovoy, Y. Sidorkin, “Simulation of BtB potential application for emergency control in large power grids”, Liberalization and Modernization of Power System: Coordinated Monitoring Control Towards Smart Grids, Irkutsk, Russia, July 2009, pp. 209 - 216
  3. A. Arestova, A. Grobovoy, “UCTE-IPS/UPS Interconnection: Wind Energy Emergency Control Issues”, CMTEE’10, Vilamoura, Portuhal, March 29-31, 2010, pp. 13-19
  4. A. Arestova, Y. Sidorkin, “The use of wind farms and virtual power plants for emergency control in the future smart super grids”, 2011 6th International Forum on Strategic Technology (IFOST), Harbin, Heilongjiang, China, 22-24 Aug. 2011
  5.  A. Arestova, U. Häger, A. Grobovoy, C. Rehtanz, "Super smart grids for improving system stability at the example of a possible interconnection of ENTSO‑E and IPS/UPS ", PowerTech 2011, Trondheim, Norway 19–23 June, 2011
  6. K. Skurikhina, A. Arestova, N. Latypova, A. Grobovoy, “Island “Russki” Power Network Dynamics”, LMPS 2012, Irkutsk, Russia, 6-10 August, 2012
  7. A. Arestova, A. Grobovoy, L. Bizumic, R. Cherkaoui, F. Villella, U. Hager, “Application of HVDC to the Emergency control of the Hybrid DC/AC ENTSO-e – IPS/UPS Network Interface”, CIGRE Session 2012, Paris, France, August 26-31, 2012
  8. А. Гробовой, А. Арестова, М. Хмелик, В. Шипилов, “Расчетная модель энергообъединения для исследования активно-адаптивных электрических систем”, Энергоэксперт, №5 (34), 2012, стр. 50-56
  9. A. Grobovoy, V. Shipilov, A. Arestova, I. Yadykin, V. Afanasyev, "Application of Gramians method for Smart Grid investigations on the example of the Russky Island Power Network", submitted to IREP 2013 Symposium "Bulk Power Systems Dynamics and Control Symposium", Rethymnon, Greece, August 25-30, 2013  
  10. V. Shipilov, A. Arestova, D. Tanfilyeva, V. Levin , A. Grobovoy, O. Nikitin "Power Network Model for Investigation of Distributed Generation in Russia ", submitted to IFAC 2013 Symposium, Ulan-Bator, Mongolia, June 28 – July 1, 2013

 

Рейтинг проекта +17

Команда

+ Вступить в команду
Показать еще

Обсуждения

Комментарии

Дмитрий Катаев Использование в качестве фаззи-контроллеров именно ИНС обусловлено потребностью в автономной модификации/генерации законов управления или чем-то иным? Еще у меня уж очень много вариантов связывания их в мультиагентную систему, но сначала хотелось бы понять почему именно ИНС.
Darya Tanfilyeva ИНС позволяют адекватно распознавать классы состояний и обучаться и переобучаться в режиме реального времени, при корректно выбранном алгоритме обучения и вида сети. В условиях децентрализации управления и применения локальной информации для этого - ИНС едва ли не единственный, на наш взгляд, способ адекватного формирования управляющих воздействий противоаварийной автоматики
Ответить 0 27 апреля 2013 в 11:50
Дмитрий Катаев Переобучаться в реальном времени это довольно оптимистичная оценка, хотя вообще есть конструкции которые позволяют такое, но ценой точности. Хотя если это мягкое реальное время, то жить можно. А кроме ИНС вы не рассматривали чуть более экзотические модели вроде Support Vector Machines или обучения с подкреплением? Вторые для переобучения в реальном времени вообще самое оно, но есть другие сложности.
Ответить 0 27 апреля 2013 в 13:27
Darya Tanfilyeva "Оптимистичная оценка... ценой точности" - это Вы в точку. Да, действительно так, но мы с этим боремся.
Ответить 0 27 апреля 2013 в 16:38
Дмитрий Катаев Говоря о том, что в качестве агентов системы выступают нейро-фаззи контроллеры, идет ли речь о том, что отдельные входы/выходы контроллеров функционируют для принятия/отправки сообщений в реальном времени? Либо вокруг контроллера есть некоторая "обертка" для коммуникаций?
Владислав Шипилов По-моему, в зависимости от решаемой задачи это самое реальное время, может принадлежать микросекундному, миллисекундному и т.д. вплоть до минутного и часового диапазона. Поэтому обсуждая ту или иную проблему следует говорить о масштабе реального времени, а не о реальном времени. Нет необходимости переобучать ИНС в течение микро- или миллисекунд, например, нейро-фаззи контроллера, выполняющего функцию устройства АЧР, после аварийного возникновения небаланса мощности. Делать это следует не торопясь, в режиме ожидания, который может длиться как угодно долго. И это тоже будет переобучение в масштабе реального времени. И потом, на мой взгляд, способы переобучения ИНС, следует выбирать на базе хорошо известных и не требующих больших вычислительных затрат алгоритмов. Впрочем, это только мое мнение. Если дело дойдет до практической реализации проекта - об этом придется очень обстоятельно разговаривать. Будет или нет "коммуникационная обертка" вокруг входов и выходов контроллеров также зависит от решаемой задачи. Для контроллеров, ответственных, например, за общесистемные задачи, эта самая обертка обязательна, а для контроллеров с локальными задачами, например, поддержание напряжения на шинах накопителя энергии небольшой мощности, этой обертки может и не быть. Чтобы корректно ответить на поставленный вопрос, необходимо выполнить на эту тему НИР, а еще лучше - НИОКР, применительно к конкретной сети электроснабжения.
Ответить +1 30 апреля 2013 в 06:10
Дмитрий Катаев Так получатся агенты, использующие несовместимые протоколы связи. Но в данном случае это только повод делать отдельные МАС внутри одной единой (пока в рамках острова) МАС.
Ответить 0 30 апреля 2013 в 15:20
Анна Арестова Речь должна идти о структуре виртуальной станции (энергокластере о.Русский) и структуре кампуса или лабораторного корпуса ДВФУ. Мы намерены обосновать или отвергнуть разнообразные варианты этих структур только с точки зрения технической целесообразности или нецелесообразности, причем акцент будет сделан на обеспечении устойчивых динамических переходов (anglestability) и нормативных значений частоты (frequencystability) устройствами противоаварийной автоматики. В такой постановке задачи мы можем рассматривать самые разнообразные структуры, которые, если когда-нибудь, дело дойдет до реализации этого проекта, будут определены техническими заданиями, многократно согласованными, по-видимому, с ОАО ФСК - для энергокластера, и, возможно, с Министерством образования - для Micro Grid университетского кампуса или лабораторного корпуса ДВФУ. На первом этапе необходимо создать адекватные модели оборудования ВИЭ и накопителей энергии доступными средствами математического моделирования. Большие надежды, в этом смысле, мы возлагаем на ДВФУ, у которого есть намерения приобрести RTDS (RealTimeDigitalSimulator) для учебного процесса, и который мог бы быть использован, в том числе, для моделирования Micro Grid с ее многочисленными AC/DC конверторами. Пока же используем традиционные средства математического моделирования, которые так или иначе могут решать большинство задач, связанных с исследованием динамических свойств Smart Grid. По поводу предлагаемых для исследования на настоящем этапе сетевых структур: у нас представлена на IFOST-симпозиум статья на эту тему. Я сегодня попрошу Владислава Шипилова, одного из членов нашей команды, создать рабочую группу на сайте "Энергопрорыв" и выложить ее в разделе "Материалы". Тогда и продолжим дискуссию.
Ответить 0 1 мая 2013 в 13:07
Илья Филимонов Приветствую всех участников проекта! Прочитав вступление и комментарии я понимаю, что далек от этой темы. И прошу вас подсказать мне с чего начать.
Владислав Шипилов Илья, начни со вступления в группу, одноименную с проектом. В материалах группы найдешь две статьи, которые могут помочь тебе понять и суть предлагаемого, и поразмышлять о возможных вариантах участия ДВФУ в этом проекте. Нам очень важно иметь партнеров в команде и в проекте именно из ДВФУ.
Ответить 0 2 мая 2013 в 16:54
Анна Арестова Дмитрий, в кратком описании проекта упущена одна из задач, которая обязательно встанет перед участниками проекта в случае его продолжения. Я имею в виду применение метода Грамианов - известной разработки ИПУ РАН, - назначение которой состоит в определения устойчивости энергосистем "в малом", в том числе для виртуальных электростанций, и которую мы надеемся применить для управления установившимися режимаими в нашем проекте. Ты не мог бы в нескольких словах изложить достоинства этого метода по сравнению с традиционными? Это, на мой взгляд, могло оказаться полезным для экспертов, которые будут рассматривать нашу заявку.
Дмитрий Катаев

Анна, если говорить о практических преимуществах метода грамианов, то они таковы:

  • Можно определить какой именно процесс в сети в текущий момент наиболее опасен для устойчивости системы;
  • Учитываются взаимодействия отдельных процессов(мод) в системе.

Таким образом становится возможно определить, что, например, определенное межмашинное колебание имеет опасные характеристики, да еще и вместе с другим колебательынм процессом создает биения. 

Ответить 0 13 мая 2013 в 19:10
Анна Арестова Остров Русский - это один из районов г. Владивостока. Таким образом, формально информационно-вычислительный комплекс (ИВК), в составе которого должен функционировать, условно говоря, "грамиан-агент", должен находиться в Центре Управления Сетью (ЦУС), который будет расположен (или уже расположен), по-видимому, во Владивостоке. В случае отделения по соображениям экономического характера, виртуальной электростанции о. Русский от городской сети, как ты думаешь, необходим ли собственный ЦУС для энергокластера, или решать проблемы виртуальной электростанции, в том числе статической устойчивости, следует в ЦУС, расположенном во Владивостоке? Кстати, этот вопрос может быть адресован и нашим членам команды из ДВФУ (им во Владивостоке может быть виднее). Есть ли какие-нибудь соображения по этому поводу?
Ответить 0 14 мая 2013 в 19:10
Дмитрий Катаев

С технической стороны, я считаю, что чем ИВК ближе к своим сенсорам и актуаторам, тем лучше, если вопрос стоит о работе в реальном времени. Меньше задержка сигнала, более широкие возможности по дублированию каналов связи, в целом меньше вероятность разрушения системы связи. Технически никаких преимуществ нахождения ИВК, обслуживающего о.Русский во Владивостоке сходу не вижу.

Но, видимо, есть и экономическая сторона. С ней все уже не так очевидно.

Подозреваю, что у ДВФУ может быть какой-то дополнительный интерес на этот счет. Да и им действительно виднее.

Ответить 0 14 мая 2013 в 20:34
Анна Арестова Я по другому сформулирую вопрос. О каком процессе ты говоришь? У нас принято различать установившиеся, квазиустановившиеся и переходные режимы энергосистем. О каком режиме идет речь? Судя по тому, где, по-твоему, удобнее расположить ИВК с "с грамиан-агентом" из-за возможного запаздывании в передаче аварийных сигналов и команд, речь идет о переходном режиме и автоматическом предотвращении нарушения устойчивости (АПНУ). Или ты говоришь о системе автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ)? Может быть это способ совершенствования системы диспетчерского управления (АСДУ)?
Ответить 0 15 мая 2013 в 02:55
Дмитрий Катаев

 

Я просто привёл два технических момента, которые могут влиять на выбор места физического нахождения ИВК, используемого для мониторинга/управления чем бы то ни было.

Первичной (хронологически) задачей «грамиан-агента» предполагается выдача подсказок диспетчерам сетей. Для этого ничего, кроме ПО, реализующего метод грамианов не нужно.

Как именно его использовать в рамках данного проекта - вообще отдельный вопрос, который кстати тоже стоит решить.

Если этот комментарий по прежнему не содержит ответа, предлагаю отдельно с этим разобраться по почте/скайпу, т.к. видимо сказывается то, что я не энергетик :)

Ответить 0 15 мая 2013 в 17:20
Анна Арестова На самом деле, комментарий был очень полезен. Метод грамианов действительно предоставляет информацию, которой пока не располагают диспетчеры энергосистем и энергообъединений, и может облегчить жизнь диспетчерскому персоналу главным образом ОЭС Востока и МЭС Востока. Но если должным образом организовать систему противоаварийного управления для виртуальной электростанции, этот метод может оказаться одним из агентов, ответственных за автоматическое предотвращение нарушения устойчивости ( справка для электроэнергетиков - речь идет о способе формирования управляющих воздействий ПА "I-ПОСЛЕ").
Ответить +1 16 мая 2013 в 06:59

Добавление комментария