Содержание лекции: оценка состояния, система мониторинга переходных режимов, измерение комплексных электрических величин (PMU), современные технологии управления на основе системы WAMS (Wide – Area Measurement Systems), декомпозиция и методы решения задачи оценивания.
Цель лекции: ознакомить с методами управления режимами на основе измерения параметров режима в реальном времени, изучить методы идентификации и оценки состояния системы.
Оценивание состояния (ОС) – важнейшая процедура, обеспечивающая управление электроэнергетической системой (ЭЭС) надежной и качественной информацией [1]. Результатом ОС является расчет установившегося режима (текущего состояния) ЭЭС на основе измерений параметров режима и данных о состоянии топологии схемы. При ОС до недавнего времени в качестве измерений использовались в основном телеизмерения (ТИ) и телесигналы (ТС), получаемые от системы SCADА.
Процедура ОС включает в себя решение следующих основных задач [10]:
- формирование текущей расчетной схемы поданным ТС;
- анализ наблюдаемости;
- выявление грубых ошибок в ТИ или обнаружение плохих данных (ОПД);
- фильтрация случайных погрешностей ТИ, т.е. получение их оценок;
- дорасчёт неизмеренных параметров режима.
Основные проблемы, возникающие при ОС, связаны с недостаточным объемом и низким качеством информации, поступающей от системы SCADA. Кроме того, из-за последовательного сканирования измерений в SCADA - системах невозможна абсолютная синхронизация данных. Это приводит к ошибкам при формировании расчетной схемы, появлению ненаблюдаемых районов, критических измерений и критических групп [2], в которых невозможно обнаружить плохие данные, и, как следствие, к искажению результатов ОС и низкой точности получаемых оценок.
Уровень наблюдаемости и управляемости в ЭЭС существенно повышается внедрением технологии WAMS (Wide - Area, Measurement Systems). Ее создание стало возможно с появлением системы GPS (Global Positioning System) в 80-х годах прошлого века.
Основным измерительным оборудованием систем WAMS, позволяющим контролировать состояние ЭЭС синхронно с высокой точностью, являются приборы для измерения комплексных электрических величин – PMU (Phasor Measurements Units) [15]. По сравнению со стандартным набором ТИ, получаемым от системы SCADA, PMU, установленные в узлах, могут обеспечить точное (погрешность 0,2–0,5%) измерение модуля и фазы напряжения в этом узле, а также модулей и фаз токов в смежных с этим узлом ветвях.
С 2005 г. в России создается Система мониторинга переходных режимов (СМПР) (российский аналог WAMS), основное измерительное оборудование – регистраторы комплексных электрических величин (SMART-WAMS). Задача ОС включена в основной состав задач СМПР [4].
Совместное использование ТИ SCADA и PMU-измерений ведет к необходимости развития существующих методов ОС на основе интеграции данных SCADA и PMU. Второе направление исследований связано с тем, что в современных условиях функционирования ЭЭС и управлениями требуется решение задачи ОС для схем большой размерности (порядка нескольких тысяч узлов), состоящих из параллельно работающих подсистем. В настоящее время в СО-ЦДУ ЕЭС России для решения комплекса задач оперативно-диспетчерского управления создана единая расчетная модель, наиболее полно отражающая топологию и режим ЕЭС, которая в включает в себя около 7 тыс. узлов и 10 тыс. ветвей. При ОС схем такой размерности возникают проблемы, связанные с неоднородностью и большим объемом обрабатываемой информации.
Распределенная обработка информации при декомпозиции задачи ОС и ее реализация на основе мультиагентных технологий является эффективным методом решения этих проблем. Использование синхронизированных измерений комплексных величин высокой точности (измерений от PMU) не только существенно улучшает результаты решения задачи ОС, но и повышает эффективность алгоритмов ее де - композиции.
а) Оценка состояния ЭЭС.
Задача оценивания состояния ЭЭС состоит в расчете таких значений (оценок) измеренных переменных, при которых их вычисленные значения максимально приближены к измерениям. При этом в качестве критерия чаще всего используется критерий взвешенных наименьших квадратов.
Вектор SCADA - измерений, используемых при традиционной постановке ОС ЭЭС, имеет вид:
, (10.1)
где: Pi,Qi –активная и реактивная узловые мощности;
Рij,Qij –активный и реактивный переток и мощности в линиях;
Ui –модуль напряжения в узле;
Ij,Iij –модули токов в узле и линии.
При решении задачи оценивания состояния вводится понятие вектора состояния Х=(δ,U) размерностью 2n–1 (где n –число узлов расчетной схемы), включающего модули U и фазовые углы δ напряжений, кроме фиксированной фазы базисного узла. Этот вектор однозначно определяет как измеренные у, так и неизмеренные z параметры режима.
В такой постановке задача оценивания состояния сводится к минимизации критерия:
, (10.2)
т.е. к поиску оценок вектора состояния х. Этот метод подробно представлен в [15].
б) Развитие методов ОС на основе интеграции данных SCADA и PMU.
Система WAMS (в России – СМПР) представляет собой комплекс устройств PMU, распределенных по объектам энергосистемы (подстанции, крупные узлы) и связанных Internet – каналами передачи данных с пунктами сбора информации – Phasor Data Concentrator (PDC) (уровень «СО-РДУ» или «СО-ОДУ»), - в свою очередь, передающих ее в центр управления данными («СО-ЦДУ»). Самым важным из приложений WAMS – платформы является мониторинг ЭЭС, открывающий новые возможности управления ЭЭС, в частности в тех областях, которые функционируют под разными SCADA/EMS- системами внутри взаимодействующих ЭЭС. С помощью SMART-WAMS (российский аналог PMU) производится точная синхронная регистрация фаз и амплитуд токов и напряжений в ЭЭС с периодом 20 мс, присвоение каждому измерению метки времени с дискретность 1 мс. В таблице 10.1 представлено сравнение точностей измерений, получаемых от PMU разных производителей.
Таблица 10.1-Точности измерений устройств PMU
| Измеряемая величина | SMART-WAMS (Россия) | BEN6000 (Бельгия) | SEL421 (США) | RES521 (Швеция) | Arbiter (США) |
| U,kB | ±(0,3–0,5)% | ±0,1% | ±0,1% | ±0,1% | ±0,02% |
| Фазовый угол δ | ±0,1° | ±0,1° | ±0,2° | ±0,1° | ±0,3° |
| Iij,А | ±(0,3–0,5)% | ±0,2% | ±0,2% | ±0,1% | ±0,03% |
| Угол ϕij между Iij и Ui | ±0,1° | ±0,1° | ±0,2° | ±0,1° | ±0,1° |
| Частота, Гц | ±0,001 | ±0,002 | ±0,01 | ±0,002 | ±0,005 |
| Погрешность t CИHX от GPS | 20 мкс | 50 мкс | 5 мкс | 5 мкс | 1 мкс |
Были проанализированы существующие в настоящее время подходы к решению задачи ОС с использованием PMU-измерений. Представляется очень привлекательной идея ОС на основе данных, полученных только от PMU [14].
Это становится возможным, если количество PMU достаточно для обеспечения наблюдаемости. Как показывают исследования, нет необходимости устанавливать PMU во всех узлах схемы, достаточно установить их примерно в 1/3 узлов. Вектор измерений выглядит следующим образом:
. (10.4)
где: Iij –модуль тока в ветви, смежной узлу i;
ϕij –угол между током в этой ветви и напряжением.
В этом случае часть компонент вектора состояния оказывается измеренной, а оставшиеся компоненты можно вычислить через измеренные токи.
Возможны различные способы использования данных, полученных от PMU:
1) непосредственное использование в качестве измерений модулей и фаз напряжений в узлах установки PMU и комплексов токов по отходящим ветвям;
2) использование модулей и фаз напряжений в узлах установки PMU, а так же вычисленных по измерениям комплексов токов псевдо измерений δ и в смежных узлах, так называемые «расчетные» PMU. Исследования показали [14], что точность измерений «расчетного» PMU практически равна точность измерений физического PMU;
3) в виде псевдо измерений перетоков мощностей, вычисленных на основе векторных измерений из выражений:
(10.5)
Измерения PMU имеют высокую точность, но при сбоях в приеме/передаче возможны ошибки в измерениях фаз напряжений δ, связанные со сдвигом синусоиды напряжения относительно синусоиды 50 Гц (точки отсчета). При этом угол сдвига фазы между током и напряжением ϕij не искажается, следовательно, по сравнению с δ такие измерения можно считать более надежными;
г) расстановка PMU в граничных узлах подсистем.
При декомпозиции задачи ОС в граничных узлах подсистем необходимо выдерживать точные измерения модулей и фаз напряжений для безоперационного решения координационной задачи при формировании оценок полной расчетной схемы. Для этого в граничных узлах устанавливаются PMU.
