10 Применение электронно-вычислительных машин в противо аварийной автоматике

Применение электронно-вычислительных машин (ЭВМ) во всех отраслях народного хозяйства, в том числе и в энергетике, получает все более широкое развитие. Как вычислительное средство ЭВМ широко используется для расчетов нормальных и аварийных режимов работы энергосистем. С помощью ЭВМ осуществляются сложные расчеты для краткосрочного и долгосрочного планирования режимов.

Освоение мини-ЭВМ третьего поколения создало условия для их использования на диспетчерских пунктах энергосистем с целью совершенствования оперативно-диспетчерского управления. Большие возможности ЭВМпо сбору, обработке и отображению оперативной информации позволили создать на диспетчерских пунктах автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ), которые существенно улучшили работу оперативного персонала и сделали работу энергосистем более надежной и экономичной.

На базе ЭВМ создаются централизованные системы автоматического регулирования частоты иактивной мощности (ЦСАРЧМ). Малые универсальные, а также специализированные ЭВМ устанавливаются на электростанциях и подстанциях. На базе этих ЭВМ создаются автоматизированные системы управлениятехнологическими процессами (АСУ ТП), которые выпрлняют не только информационные функции, но и функции автоматического управления, например пуск и останов агрегатов на электростанциях, групповое регулирование активной мощности, напряжения.

Очень важным и перспективным является применение ЭВМ в системах противо аварийной автоматики. В централизованных структурах ПА центральное место занимает устройство автоматической дозировки управляющих воздействий. Назначение и характеристики устройства АДВ рассмотрены в § 10.4.

Для решения задач АДВ в условиях усложнения схем и режимов энергосистем требуется выполнение большого количества логических и вычислительных операций. Эти задачи целесообразно решать с помощью управляющих электронных вычислительных машин. Ниже рассмотрено использование управляющих ЭВМ в качестве устройств АДВ.

11 Оценка экономической эффективности мероприятий по повышению устойчивости энергосистем.

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: P_i,Q_i–активная и реактивная узловые мощности;

Р_ij,Q_ij–активный и реактивный переток и мощности в линиях;

U_i–модуль напряжения в узле;

I_j,I_ij–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: I_ij–модуль тока в ветви, смежной узлу i;

ϕ_ij–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.