Geum.ru

Оценивание состояния параметров режима электрических сетей энергосистем на основе данных оик рсду-2

Вид материалаДокументы
Подобный материал:

Оценивание состояния параметров режима электрических сетей энергосистем на основе данных ОИК РСДУ-2


Стрельников Александр Васильевич

ЗАО «ЭМА», г.Новосибирск, тел.: (383-2) 66-90-88

Тараканов Алексей Анатольевич

ОАО «Псковэнерго», г.Псков, тел.: (811-2)19-73-26,

e-mail: taa@pskoven.elektra.ru

Рассмотрены вопросы оценивания состояния параметров режима на уровне энергосистемы на основе данных оперативно-информационного комплекса РСДУ-2. Для обеспечения наблюдаемости предложено использовать дорасчеты узловых мощностей, обновляемые в темпе поступления телеинформации. Разработан раздел базы данных для хранения информации, используемой при решении аналитических задач оперативного диспетчерского управления.

Оценивание состояния параметров режима в настоящее время выполняется, как правило, для уровня ОДУ, где в качестве схем для оценивания служат базовые схемы, используемые при расчетах установившихся режимов. Они корректируются в зависимости от изменения основных коммутационных аппаратов в сети. Другая особенность оценивания состояния на этом уровне состоит в том, что имеется достаточный объем телеизмерений для полной наблюдаемости рассчитываемых схем[1]. В случае оценивания состояния в энергосистемах возникают сложности с получением схемы замещения, реально отражающей текущую топологию энергосистемы, и обеспечение полной наблюдаемости сети. На уровне энергосистемы получение текущей схемы замещения с привязками к ней измерений по базовым схемам является сложным процессом из-за большого количества вариантов объединения узлов в зависимости от положений коммутационных аппаратов. По этой причине сборку схемы замещения необходимо осуществлять по информации о состояниях выключателей, отделителей и разъединителей на подстанциях. Также в реальных энергосистемах часть сети, обычно участки сети 110 кВ, по данным только телеметрии являются ненаблюдаемыми. Ниже рассматривается решение указанных проблем оценивания состояния энергосистем в случае использования данных и возможностей оперативно-информационного комплекса (ОИК) РСДУ-2 [2], разработанного ЗАО «ЭМА», г. Новосибирск.

В настоящее время в «Колэнерго», «Красноярскэнерго», «Псковэнерго», «Владимирэнерго» работает ОИК РСДУ-2, в котором реализована идеология «клиент-сервер». Архитектура построения реляционной базы данных РСДУ-2 обеспечивает возможность наращивания объемов и структуры без каких-либо коренных перестроек базы, обеспечивает гибкость доступа к данным путем использования общепринятых стандартов доступа к базам(ODBC, SQL). Другая особенность комплекса РСДУ-2 состоит в том, что для параметров электрических режимов и для коммутационных аппаратов главной электрической схемы имеется несколько источников поступления значений. Например, в качестве дополнительных данных могут применяться дорасчеты узловых мощностей или суточные графики этих мощностей. Дорасчеты узловых мощностей выполняются в темпе обновления телемеханической информации (в РСДУ-2 не более 5 сек.). Таким образом, для обеспечения наблюдаемости в РСДУ-2 можно вводить дорасчеты узловых мощностей. В качестве формулы дорасчета используется произведение текущего значения мощности района или системы на отношение мощности в ненаблюдаемом узле к мощности района или системы, полученные на момент контрольного замера.


Piд = Pтс * Рik / Pck (1)

где:

Piд – текущий дорасчет активной мощности в i-м узле;

Pтс - текущее значение активной мощности в целом по системе;

Рik – мощность в i-м узле на момент контрольного замера;

Pck - мощность в i-м узле на момент контрольного замера.


Текущее значение мощности района или системы вычисляется по телеизмерениям. Для более точного моделирования ненаблюдаемых нагрузок можно использовать не одно измерение в момент контрольного замера, а суточные графики нагрузок и график энергосистемы или отдельного района энергосистемы в момент контрольного замера или в другие какие-либо особые дни.

С телеинформацией о положениях выключателей в сети 330 – 110 кВ энергосистем дело обстоит лучше, чем с измерениями. В центральные диспетчерские пункты приходят телесигналы о состояниях этих выключателей. Так в ОАО «Псковэнерго» имеются данные о текущем состоянии не только всех выключателей в указанной сети, но и отделителей. Положение же разъединителей практически не передаются по каналам телемеханики, но их состояние оперативный персонал изменяет по заявкам с обязательным уведомлением диспетчера энергосистемы. Поэтому диспетчер всегда имеет информацию об истинных положениях разъединителей и может на соответствующей графической панели РСДУ-2 внести изменения базу данных. В ОИК РСДУ-2, используемом в «Псковэнерго», в базе данных заведены все коммутационные аппараты, которые могут изменить главную электрическую схему сети. Всего их порядка 1800. Имеются также графические панели для всех подстанций энергосистемы классом напряжения 330-110 кВ(более 100), где отображены коммутационные аппараты. Изменение их положение на панели приводит к изменению состояния аппарата и в базе данных.

Таким образом, используя возможности ОИК РСДУ-2, можно обеспечить наблюдаемость электрической сети энергосистем и определить топологию сети по положениям коммутационных аппаратов.

Для сборки расчетной схемы по состояниям коммутационных аппаратов для задачи оценивания состояния, а также для других задач оперативного и долгосрочного планирования разработана структура раздела базы данных, где хранится в виде таблиц информация о параметрах силового оборудования и схеме соединения электрической сети. Принцип организации хранения данных о силовом оборудовании состоит в следующем. Каждый элемент оборудования соединяется с другим элементом через узел, который в дальнейшем называется выводом. Также задаются выводы для средних точек схемы замещения автотрансформаторов и трехобмоточных трансформаторов. Все выводы имеют имя, ссылку на объект административной структуры, к которому они принадлежат (таблица ast_obj), ссылку на класс напряжения. Эти данные хранятся в таблице pu_plst . Параметры ветвей схемы замещения хранятся в таблице ветвей pu_link, где записаны ссылки на выводы, ограничивающие ветвь, и сами параметры. В этой таблице хранятся данные с учетом возможности использования их и в других расчетных задачах, например, при расчете несимметричных режимов. Дополнительные данные для трансформаторных ветвей хранятся в таблицах pu_tran и pu_kft, для генераторов в таблицах pu_gen и pu_genan, статические характеристики по напряжению узловых нагрузок в таблице pu_stat. В таблице pu_tran имеются ссылки на текущий номер отпайки РПН и таблицу соответствия номеров отпаек и коэффициентов трансформации. Текущий номер отпайки хранится в базе данных в разделе «прочие параметры» и может иметь несколько источников поступления информации. В таблице pu_conn хранится привязка коммутационных аппаратов к выводам. Там находятся указатели на выводы, ограничивающие аппараты, и ссылки на коммутирующие аппараты в базе данных РСДУ-2. В таблице pu_bzm находится информация о параметрах взаимоиндукции для нулевой последовательности между линиями электропередач. Привязки параметров режима к схеме находится в таблице pu_regim. Здесь первой указывается ссылка на вывод, где определяется выбранный параметр. Вторая ссылка дается на вывод, ограничивающий ветвь с данным параметром режима.

Для сборки схемы разработан специальный сервер, который по состояниям коммутационных аппаратов объединяет выводы, хранящиеся в таблице pu_conn . В соответствии со списком объединенных выводов готовится исходная информация для задачи оценивания состояния в виде структуры схемы замещения и передается в виде указателя на структуру задаче оценивания состояния. Этим же сервером может быть подготовлена информация о схеме замещения и для других задач оперативного или неоперативного управления, например, для расчета установившихся режимов или токов короткого замыкания. На риc.1. приводятся таблицы, определяющие хранение схемы замещения.

Рис.1. Таблицы, определяющие хранение электрической схемы

Оценивание состояния параметров электрического режима выполняется специальным сервером, структура которого приведена на рис.2



Рис.2. Структурная схема сервера оценивания состояния

Оценивание состояния параметров режима энергосистем выполняется в два этапа. На первом этапе производится предварительная подготовка данных к оцениванию состояния, что включает в себя следующее:

Предварительно в базе данных заполняются таблицы с параметрами ветвей, параметрами трансформаторов, топологией соединения отдельных элементов электрических сетей(линий, трансформаторов, коммутационных аппаратов).

К топологии сети привязываются имеющиеся в системе измерения мощностей и напряжений.

Исходя из предварительного анализа топологической наблюдаемости электрической сети, определяются места, где необходимо ввести дополнительные значения узловых мощностей. Для этих точек в базе данных формируются параметры электрического режима с источником данных «дорасчет» и эти параметры привязываются к топологии сети. Формулы «дорасчета» для узловых мощностей составляются в соответствии с (1).


На втором этапе осуществляется непосредственно само оценивание состояния, которое сводится к:

Сборке расчетной схемы для оценивания состояния.

Уточнение весовых коэффициентов для измерений и псевдоизмерений или выявление недостоверных измерений.

Получение вектора состояния, удовлетворяющего выбранному критерию оценивания состояния.

Расчет параметров электрического режима и погрешностей измерений.


Для оценивания состояния используется метод контрольных уравнений[3]. Суть метода состоит в разделении общей системы уравнений, описывающей режим энергосистемы


Z(X) = V – V(X) – dV = 0 , ( 2 )


где:

Z(X) – вектор-функция невязок уравнений(2);

V – вектор значений измерений;

V(X) – вектор-функция, выражающая измеряемые параметры через компоненты вектора X, являющегося составляющими узловых напряжений;

dV – вектор погрешностей измерений;


на две подсистемы уравнений


Z1(X) = V1 – V1(X) – dV1 = 0 ; (3)


Z2(X) = V2 – V2(X) – dV2 = 0 . (4)


В первую(основную) подсистему включаются уравнения, обеспечивающие однозначное вычисление вектора состояния. Во вторую – все остальные уравнения. Подсистема(3) может быть выделена всегда, если состав измерений обеспечивает наблюдаемость энергосистемы. Определив из основной подсистемы X как функцию V1 и подставив найденную зависимость во вспомогательную систему(4), можно получить контрольные уравнения, связывающие измерения и их погрешности между собой.


Z2(V2,dV2,X(V1,dV1)) = Z2(V2,dV2,V1,dV1)=0. (5)


В контрольной системе число неизвестных составляющих вектора dV всегда больше числа уравнений, поэтому для решения (5) нужно вводить критерий оценивания. С учетом введенного критерия система может быть решена независимо от вычисления вектора состояния X , а сам вектор состояния определен из решения основной системы.

Особенности используемого метода состоят в том, что в отличие от традиционных методов, основанных на решении уравнений (2), в данном методе изменение критерия оценивания не связано с модификацией процесса вычисления вектора состояния, и критерий может меняться, например, в зависимости от качества измерений. Контрольные уравнения используются для определения качества измерений и выявления недостоверных измерений. Определение вектора X из основной системы уравнений (3) не приводит к увеличению нелинейности решаемых уравнений по сравнению с уравнениями, используемыми при расчете установившихся режимов. В данном методе легко учитываются псевдоизмерения с нулевыми дисперсиями(нулевые нагрузки на шинах высокого напряжения подстанций). В этом случае из контрольных уравнений исключаются составляющие, отвечающие таким псевдоизмерениям, и после решения контрольных уравнений в векторе погрешностей измерений соответствующие компоненты будут нулевыми.

Выводы.


Структура оперативного информационного комплекса РСДУ-2 и организация хранения в нем информации позволяют обеспечивать наблюдаемость сети 330-110 кВ энергосистем за счет введения псевдоизмерений, обновляемых в темпе поступления телеинформации.

Разработана схема хранения информации для оперативных задач диспетчерского управления.

Для уровня энергосистем определение топологии расчетных схем необходимо осуществлять по состояниям коммутационных аппаратов на подстанциях и обязательно учитывать положения разъединителей.

Литература

  1. Гамм А.З. Статистические методы оценивания состояния электроэнергетических систем. М.: Наука, 1986, 220 с.
  2. Стрельников А.В. Выбор оптимальной структуры АСДУ. – Энергетик, 1995 г., № 9, с. 14-16.
  3. Конторович А.М., Тараканов А.А., Щекочихин А.В. Оценка состояния режимов электроэнергетических систем методом контрольных уравнений. – Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1990, №3, с.53-59.