Назад в библиотеку

---

Новые возможности для оценивания состояния электроэнергетической системы при использовании данных от PMU

Автор:А.М. Глазунова, Ю.А. Гришин, И.Н. Колосок, Е.С. Коркина.

Источник: ИСЭМ СО РАН, г. Иркутск.

Аннотация

А.М. Глазунова, Ю.А. Гришин, И.Н. Колосок, Е.С. Коркина. Новые возможности для оценивания состояния электроэнергетической системы при использовании данных от PMU. В работе рассматриваются вопросы использования измерений, полученных от PMU для задач достоверизации измеренных переменных режима, для получения псевдоизмерений и для оценивания состояния.

Введение

Задача оценивания состояния (ОС) электроэнергетической системы (ЭЭС) решается на основе телеизмерений (ТИ). Значения ТИ снимаются на энергетических  объектах в момент времени t и передаются средствами системы сбора и передачи данных в оперативно-информационный управляющий комплекс (ОИУК) энергосистемы. Принято, что телеизмерения отражают режим энергосистемы на  этот момент. Как правило, объемы ТИ недостаточны для полной наблюдаемости схемы ЭЭС. Проблемы дефицита ТИ при ОС ЭЭС многократно обсуждались [1,2]. К тому же, ТИ, участвующие в решении задачи ОС, не всегда хорошего качества из-за грубых ошибок в некоторых ТИ в силу ряда причин [3].

В последние годы цифровые технологии находят все большее распространение в системах сбора и передачи информации (ССПИ). Синхронизированные векторные измерения (phasor measurements) по всей энергосистеме стали возможны благодаря меткам времени GPS в 70-х годах ХХ в. и с помощью компьютерных технологий первоначально  были применены в области цифровых реле.

На сегодняшний день это один из самых прогрессивных методов измерения, позволяющий получить хорошую точность и стабильность измерений, минимальную задержку измеряемых переменных, повысить надежность измерительной системы в целом, а также получить функциональность, недоступную для других типов датчиков. На российском рынке представлен целый ряд цифровых измерительных преобразователей зарубежных и отечественных производителей различного конструктивного исполнения, функциональности, точности и стоимости.

PMU (phasor measurement unit) – прибор, измеряющий комплексные  величины тока и напряжения. В отличие от традиционных ТИ измерения от PMU синхронизированы по времени через GPS, точность их выше и поступают они  в пункты сбора информации PDC ( phasor data concentranor) тысячами срезов в секунду, тогда как SCADA принимает один срез в несколько секунд. Объединение ТИ и измерений от PMU решаются ОИУКом  автоматически.

Размещенные в крупных узлах энергосистемы, PMU  вместе со SCADA-системой образуют – Wide Area Measurement System (WAMS). WAMS – это  инфраструктура в сетевом процессе управления, сконструированная под развитие и интеграцию информации, основанной на измерениях  [4]. WAMS наращивает возможности SCADA-системы: она включает в себя сбор информации, её обработку и оперативную поддержку, и специально разработана для обновления отображения энергосистемы с целью её безопасности и надёжности.

Российский аналог WAMS – Система Мониторинга Переходных Режимов (СМПР) объединяет  со SCADA-системой многофункциональные измерительные преобразователи (МИП) [5].

МИП выполняет измерения напряжения по трем каналам и тока по четырем каналам (три фазы и ток нулевого провода). В результате расчетов МИП-01 каждые 20 миллисекунд формирует частоту по каждой фазе; угол между синусоидой напряжения сети и синусоидой 50 Гц, привязанной к сигналам точного времени; активную и реактивную мощность, пофазно и суммарно; фазные напряжения; фазные токи; время.

Измерения, поступающие от PMU, в сочетании с ТИ, пришедшими от SCADA, более полно отражают режим рабочей схемы ЭЭС. Для задачи ОС принятие в расчет измерений от PMU – это расширение спектра измерений, значения которых получены с более высокой аппаратной точностью и при этом точно увязаны по времени.

В статье рассматривается возможность использования измерений от PMU в приложении к задаче ОС.
Использование PMU позволяет:

1. Повысить точность измерительной информации.
2. Улучшить наблюдаемость расчетной схемы.
3. Повысить эффективность методов обнаружения грубых ошибок в измерительной информации.
4. Повысить точность и надежность получаемых оценок.

Достоверизация ТИ и получение псевдоизмерений

Для обнаружения грубых ошибок в ТИ в данной работе используется метод, построенный на анализе невязок контрольных уравнениях (КУ) [3]. КУ – это уравнения, в которые входят только измеренные переменные режима. Под измеренными переменными понимаются  измерения, полученные от системы SCADA (ТИ) и измерения от PMU. Подстановка измерений в КУ приводит к появлению невязки . Если в измерениях отсутствуют грубые ошибки, невязка уравнения не выходит за некоторое пороговое значение :

Формирование КУ из измерений PMU и ТИ

Структура КУ определяется наличием измерений от PMU и телеизмерений  в линии и в узлах, ограничивающих эту линию. Варианты наличия измеренных переменных и соответствующие им КУ сведены в табл. 1.

Таблица 1 - Вид контрольных уравнений

где

Достоверизация измеренных переменных
Уравнения 1–14 являются контрольными уравнениями при наличии измерений PMU и ТИ, показанных на соответствующих рисунках. Например, КУ №1 может быть сформировано при условии, что в узле i установлено PMU, а в узле j измеряется модуль напряжения. Если для этого уравнения выполняется условие (1), то измерения от PMU и телеизмерение напряжения в конце ветви объявляются достоверными.
Алгоритм достоверизации ТИ построен на последовательной обработке линий, связанных с узлами, в которых установлены PMU. Алгоритм достоверизации следующий.

1. В режиме off-line формируется формальный массив (набор масок), в котором указываются все возможные варианты расстановки датчиков в линии и в узлах, ограничивающих эту линию.  Маска – это строка из нулей и единиц  массива  7*11 (табл.2), где нуль означает отсутствие ТИ. Количество масок равно количеству возможных комбинаций измеренных переменных в линии и в узлах, ограничивающих эту линию. В данном случае количество масок равно 7, а число датчиков 11. В последней колонке показана структура КУ, которое может быть сформировано при данном наборе измеренных переменных.
2. Для каждого узла i, где установлено PMU, формируется массив размером m*11, где m – количество смежных линий. В каждой строке указывается наличие измеренных переменных в соответствии со структурой строки-маски.
3. Рассматривается i-й узел, в котором установлено PMU.
4. Рассматривается j-ая линия i-го узла.
5. Сравнивается n-ая строка-маска со строкой i-го узла j-ой линии. Строки считаются одинаковыми, если совпадают все единицы строки-маски с единицами обрабатываемой строки (обратное неверно). Если условие не выполняется, то переход на п.9.

Таблица 2 - Формальный массив

Формируется КУ, соответствующее найденной маске.

1. Вычисляется невязка КУ.
2. Если невязка КУ меньше соответствующего ему порога, то ТИ, входящие в данное КУ объявляются достоверными.
3. Проверяется условие, все ли строки-маски рассмотрены (n>7). Если нет, то n=n+1,  переход на п.5.
4. Проверяется условие, все ли смежные линии рассмотрены (j>m) . Если нет, то j=j+1,  переход  на п.4.
5. Проверяется условие, все ли узлы с PMU рассмотрены. Если нет, то i=i+1, переход  на п.3.
6. Выход.

Если в процессе достоверизации по КУ(SCADA) и по КУ(SCADA+PMU) число измеренных переменных режима, оказавшихся  достоверными, достаточно для расчета установившегося режима, то такой расчет выполняется. Для этого:

• фиксируется часть компонент измеренных переменных, а именно, фиксируются активные и реактивные узловые мощности (инъекции) во всех узлах. При недостаточном количестве измеренных инъекций они вычисляются через измеренные достоверные перетоки;
• исходными приближениями назначаются измеренные углы и модули напряжений.

Расчет выполняется  в следующем порядке:

• по исходному приближению вычисляются перетоки мощностей во всех линиях;
• проверяется баланс мощностей во всех узлах.

Баланс мощностей во всех узлах говорит о достоверности переменных режима и, следовательно, об отсутствии необходимости инициировать  задачу оценивания состояния.

Получение псевдоизмерений [2]
Для каждого варианта, изображенного во второй колонке табл.1, можно вычислить неизмеренные переменные режима, используя КУ 1-14 (табл.1). Например, для варианта показанного в первой строке табл.1 (первая строка в табл.2). перетоки мощностей в начале линии вычисляются из  КУ 8, 9 (пятый вариант).

Перетоки мощностей в конце линии вычисляются из КУ 2,3. По известным перетокам мощностей во всех линиях, связанных с рассматриваемым узлом, вычисляются псевдоизмерения  инъекции этого узла, которые могут быть использованы при расчете установившегося режима. Аналогично вычисляются псевдоизмерения для линии и узлов, показанных на других рисунках.  

Задача оценивания состояния
Задача оценивания состояния ЭЭС [6] заключается в том, чтобы найти такие значения измеряемых переменных режима, которые, во-первых,  будут наиболее близки к измеренным значениям и, во-вторых,  будут удовлетворять уравнениям электрических цепей.
В ИСЭМ СО РАН разработан алгоритм оценивания состояния ЭЭС на базе контрольных уравнений [3].
Этот алгоритм можно разделить на четыре пункта.

1. Оцениваются все измеренные переменные режима, путем минимизации невязок КУ.
2. Из всех оцененных переменных выбираются базисные измерения. Базисные измерения – это часть переменным, по которым вычисляется вектор состояния.
3. Вычисляется вектор состояния (фазы и модули напряжений). Вектор состояния это – часть переменных режима, по которым определяются все остальные переменные режима.
4. По вектору состояния вычисляются все переменные режима (измеренные и неизмеренные).

С точки зрения наблюдаемости ЭЭС по измерениям, полученным от PMU,  рассматриваются три ситуации.

1. ЭЭС наблюдаема по измерениям, полученным от PMU (измерения без ошибок).
2. ЭЭС наблюдаема по измерениям, полученным от PMU (возможны грубые ошибки в измерениях).
3. ЭЭС ненаблюдаема по измерениям,  полученным от PMU.

Первая ситуация.
PMU измеряет переменные режима, которые являются вектором состояния для алгоритма ОС. Если по результатам достоверизации эти измерения считаются достоверными, то по ним вычисляются все переменные режима без дополнительной математической обработки. Т.е. выполняется только последний пункт алгоритма оценивания состояния.Во второй ситуации требуется математическая обработка измерений. В таком случае выполняется оценивание вектора состояния по измерениям, полученным от PMU . Все компоненты вектора состояния измеренные.  Оценки вектора состояния вычисляются из уравнения:

как обобщенное нормальное решение,

где H – матрица Якоби, – матрица весовых коэффициентов.

По вектору состояния вычисляются все переменные режима, т.е. выполняются третий и последний пункты алгоритма ОС.  
Достоинствами такого подхода являются:

• простота вычислений;
• повышение точности оценок за счет более высокой точности измерений от PMU, чем от ТИ SCADA;
• не требуется синхронизация данных PMU и SCADA.

Решение задачи в третьей ситуации может иметь три варианта.

• Измерения PMU и ТИ рассматриваются равноправными (с учетом дисперсий). Выполняются все пункты алгоритма ОС.
• Измерения, полученные от PMU, считаются точными и участвуют в оценивании состояния ЭЭС как постоянные величины. Такие величины остаются неизменным, но сами они влияют на процесс ОС (влияют на оценки фазы и модуля напряжения в узлах, в которых отсутствуют PMU). Выполняются все пункты алгоритма ОС.
• Измерения, полученные от PMU, считаются точными, но не участвуют в первых трех пунктах алгоритма. Узлы, в которых установлены PMU, исключаются из матрицы производных. Размерность матрицы уменьшается на число узлов с PMU. Компоненты вектора состояния, которые соответствуют исключенным узлам, будут равны измерениям.

Заключение

Максимальный эффект от применения PMU при оценивании состояния ЭЭС может быть достигнут при совместном использовании данных от PMU  и традиционных ТИ системы SCADA. При наличии достоверных измерений, достаточных для выполнения расчета потокораспределения, процедуру оценивания состояния можно заменить расчетом установившегося режима.

Список использованной литературы

1. А.З. Гамм, И.И. Голуб. Наблюдаемость электроэнергетических систем. М.,Наука, 1990, 200с.
2. Глазунова А.М., Колосок И.Н. Методика задания псевдоизмерений для обеспечения наблюдаемости схемы при оценивании состояния ЭЭС. Современные  программные средства для расчёта и оценивания состояния режимов электроэнергетических систем. Материалы научно-практического семинара. – Иркутск: ИДУЭС. 2004 г.
3. Гамм А.З., Колосок И.Н. Обнаружение грубых ошибок  телеизмерений в электроэнергетических системах.– Наука, Новосибирск, 2000. –150с.
4. Jim Y Cai, Zhenyu Huang, John Hauer, Ken Martin. Current Status and Experience of WAMS Implementation in North America. IEEE/PES Transmission and Distribution Conference&Exhibition: Asia and Pacific. Dalian, China, 2005
5. 5 http://www.asutp.ru/go/?id=600625&url=www.rtsoft.ru)
6. Гамм А.З. Статистические методы оценивания состояния электроэнергетических систем. – М.: Наука, 1976. – 220 с.