Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор методов оценивания состояния 8
1.1 Методы оценивания состояния 13
1.1.1 Характеристики моделей оценивания установившихся режимов электрических систем 13
1.1.2 Метод контрольных уравнений 24
1.1.3 Декомпозиция задачи оценивания состояния 26
1.1.4 Многоцелевой подход к оцениванию состояния .29
1.2 Повышение качества и надежности ОС 32
1.2.1 Фильтрация грубых ошибок измерений 33
1.2.2 Идентификация параметров моделей, используемых при оценивании состояния 35
2. Вопросы сборки расчетной схемы и фильтрации грубых ошибок телеизмерений 37
2.1 Назначение приоритетов измерениям 37
2.2 Сборка расчетной схемы 40
2.3 Фильтрация ошибок телеизмерений 45
2.3.1 Пороговые фильтры 46
2.3.2 Топологическая фильтрация ТИ напряжений 47
2.3.3 Достоверизация среза телеизмерений 52
3. Повышение надежности и качества оценивания состояния 57
3.1 Регуляризация задачи оценивания состояния в многоцелевой постановке 57
3.2 Достоверизация коэффициентов трансформации и параметров схемы замещения 59
4 Декомпозиция задачи оценивания состояния 70
4.1 Декомпозиционный алгоритм оценивания состояния с использованием единого вектора напряжений 71
4.2 Согласованный декомпозиционный алгоритм оценивания состояния 76
4.2.1 Предпосылки создания алгоритма 76
4.2.2 Описание алгоритма 79
4.2.3 Вопросы разделения схемы на подсхемы 80
Заключение 86
Список литературы 87
Приложение 1 96
- Декомпозиция задачи оценивания состояния
- Идентификация параметров моделей, используемых при оценивании состояния
- Достоверизация коэффициентов трансформации и параметров схемы замещения
- Согласованный декомпозиционный алгоритм оценивания состояния
Введение к работе
Актуальность работы. Современное технологическое управление в электроэнергетических системах (ЭЭС) невозможно без наличия качественной информации о режиме ЭЭС, от которой напрямую зависит качество решения различных электротехнических задач (прогнозирование режимов ЭЭС, их оптимизация, расчет ремонтных и аварийных режимов и т.д.). В настоящее время основным источником достоверной режимной информации служат комплексы оценивания состояния (ОС) ЭЭС.
Важными составляющими систем управления технологическими процессами в энергетике служат автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ), функционирующие на всех уровнях управления — от предприятий электрических сетей до ЦДУ ЕЭС России. Наряду с квалификацией специалистов эффективность функционирования АСДУ определяется как техническими средствами проведения измерений, сбора и передачи данных, так и программами оценивания, позволяющими повысить достоверность этих данных и восстановить в полном объеме параметры режима ЭЭС. Оценивание состояния важно в первую очередь как источник достоверной и полной режимной информации для всех систем, входящих в АСДУ. Обеспечивая полноту и достоверность режимной информации, оценивание состояния позволяет повысить надежность оперативно-диспетчерского управления, эффективнее решать вопросы планирования и регулирования режимов, тем самым добиваясь значительного экономического эффекта.
Работы в области оценивания состояния были начаты в конце 60-х годов прошлого века и продолжаются по настоящее время. Вопросам теории оценивания посвящены труды специалистов ИСЭМ СО РАН, ИЭД НАНУ, МЭИ, СибНИИЭ, У ПИ и ряда других отечественных и зарубежных организаций. Значительный вклад в разработку общей теории и практику оценивания состояния внесли отечественные ученые: А.З.Гамм,
5 Б.И.Головицын, Ю.А.Гришин, И.И.Голуб, И.Н.Колосок, М.С.Лисеев, В Л.Прихно, А.А.Унароков, П.А.Черненко, а также зарубежные специалисты: Ф.Швеппе, Р.Ларсон, Э.Хандшин и др. Многие модели и алгоритмы используются в промышленных программно-вычислительных комплексах (ПВК) оценивания состояния, таких как ПВК ОЦЕНКА, разработанном в ИСЭМ СО РАН, ПВК КОСМОС (ИЭД НАНУ). Также стоит отметить ПВК АНАРЭС-2000 (ИСЭМ СО РАН, г.Иркутск, ООО ИДУЭС, г.Новосибирск) объединяющий различные расчетные задачи (в том числе и ОС) в рамках единого комплекса.
С внедрением в АСДУ энергосистем программ оценивания состояния изменилась роль прежних ПВК (СДО-6, РАСТР и др.), реализующих детерминированные подходы к расчетам установившихся режимов электроэнергетических систем. Эти ПВК утратили свое значение инструмента для расчета режимов по данным телеметрии и результатам контрольных замеров. В то же время оценивание состояния позволяет оперативно обеспечивать ПВК, осуществляющие расчет режимов в детерминированной постановке, полной и достоверной исходной информацией, необходимой для моделирования ремонтных, оптимальных или допустимых режимов.
Переход электроэнергетики к конкурентному рынку повышает требования к надежности функционирования и достоверности результатов работы комплексов ОС. Это, в свою очередь, требует не только совершенствования методов ОСг но и повышения эффективности решения таких задач, как определение погрешностей телеизмерений и назначение весовых коэффициентов измерениям, фильтрация грубых ошибок телеизмерений, идентификация пассивных параметров сети и др.
Таким образом, несмотря на то что работы в области оценивания состояния ведутся более 30 лет, не теряют актуальности исследования, направленные на совершенствование алгоритмов и повышение качества результатов ОС.
6 Целью диссертационной работы являются улучшение качества
оценивания состояния и разработка алгоритмов оценивания состояния для
схем большой размерности.
Для этого поставлены и решены следующие задачи, определяющие
научную новизну работы:
На основе анализа существующих методов ОС и методов решения задачи ОС для схем большой размерности разработан декомпозиционный алгоритм оценивания состояния.
Разработан алгоритм уточнения коэффициентов трансформации и пассивных параметров схемы замещения ЭЭС.
Для обеспечения устойчивости и надежности методов оценивания предложен способ регуляризации вычислительных процедур ОС.
4. Разработан алгоритм топологической фильтрации замеров
напряжений с возможностью автоматического формирования замещающих
псевдоизмерений.
5. Разработан метод достоверизации среза телеизмерений.
6. Предложен способ формирования весовых коэффициентов для
измерений.
Методы исследования. Разработка основных положений диссертации базируются на законах электротехники, вычислительных методах линейной алгебры, теории ошибок вычислений, теории цифровой обработки сигналов и теории графов.
Обоснованность и достоверность главных положений работы проверены и подтверждены натурными исследованиями режимов электрических сетей Читинской энергосистемы.
Практическое значение работы состоит в создании комплекса алгоритмов ОС и реализации их в ПВК NET. ПВК NET позволяет оценивать состояние электрических сетей, обеспечивает надежную фильтрацию грубых ошибок измерений и возможность достоверизации пассивных параметров сети.
7 Использование результатов. ПВК NET используется в РДУ Читинской
энергосистемы для ОС текущих режимов, обработки контрольных замеров и
моделирования ремонтных режимов.
Апробация результатов. Отдельные положения работы неоднократно
докладывались и обсуждались на семинарах и конференциях различного
уровня. В частности:
на XXXIX Международной научной студенческой конференции "Студент и научно-технический прогресс", Новосибирск, 2001 г., апрель;
на XXIX научно-технической конференции Читинского государственного технического университета, Чита, 2002 г.;
на научных семинарах Энергетического института ЧитГТУ, Чита, 2001 — 2003 г.;
на 3-м семинаре "Энергосбережение в Читинской области", Чита, 2003 г;
на семинаре лаборатории функционирования электроэнергетических систем ИСЭМ СО РАН, Иркутск, 2004 г;
- на научных семинарах кафедры электроснабжения ЧитГТУ, Чита, 2001 -
2003 г.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 6 научных работ.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы из 102 наименований, 4 приложений, в том числе материалов о внедрении. Общий объем работы 111 с. с 20 рисунками и 14 таблицами.
1. Обзор методов оценивания состояния
Основные положения теории оценивания состояния были опубликованы в нашей стране [60] и практически одновременно за рубежом [88-91, 93]. Дальнейшее развитие моделей и методов оценивания состояния проводилось силами зарубежных и отечественных ученых. Зарубежные подходы изначально предполагали наличие мощных ЭВМ и хорошее оснащение телемеханикой с малыми погрешностями измерений и с относительно редкими "сбоями". Отечественные разработки в области оценивания состояния развивались с учетом слабой оснащенности энергосистем средствами телемеханики, наличия значительных погрешностей (сбоев) телеизмерений. Вследствие этого многие работы отечественных авторов посвящены решению сопутствующих ОС задач, таких как:
обнаружение грубых ошибок в измерениях;
идентификации топологии расчетной схемы по данным из нескольких источников;
уточнение (достоверизация) пассивных параметров сети по результатам ОС;
- проверка и обеспечение топологической наблюдаемости ЭЭС.
Решение вышеперечисленных задач во многом основано на
использовании топологических свойств ЭЭС, всех доступных в диспетчерском управлении источников данных и применении адаптивных методов обработки информации.
Оценивание состояния электрической системы в широком смысле означает решение двух основных задач - идентификации расчетной схемы (сборки схемы с одновременным определением пассивных параметров сети) и оценивания потокораспределения на основе первичной режимной информации (измерений).
9 В дальнейшем под сборкой схемы понимается формирование расчетной схемы замещения сети. Расчетная схема получается из полной схемы сети при учете тех или иных коммутаций (типичные коммутации: отключение линии, включение/выключение шиносоеденительных выключателей (ШСВ), отключение одной или нескольких обмоток трансформатора, подключение в узле компенсирующих устройств).
При оценивании состояния недостаток измерений часто не позволяет достоверно определить режим в каком-то районе схемы сети — появляется ненаблюдаемый участок [19, 20]. Существует два основных метода обеспечения топологической наблюдаемости сети при недостатке измерений. Это:
Псевдоизмерения (ПИ) — заранее сформированные (вычисленные, назначенные) числовые значения исходных параметров режима, добавляемые к имеющемуся набору фактических измерений с целью обеспечения необходимых условий для оценивания состояния. В качестве таких ПИ обычно используют узловые нагрузки, получаемые из баланса мощностей ненаблюдаемого района с применением коэффициентов: распределения.
Эквиеалентирование — моделирование участка электрической сети (сетевого района) при помощи одного или нескольких элементов расчетной схемы [1, 13, 21, 29, 37, 45, 55]. Следует учитывать, что эквивалентирование может снизить ценность результатов оценивания в случае, если эквивалентируется район, представляющий интерес для диспетчерского управления.
Во всех случаях существует оптимальное сочетание эквивалентирования и псевдоизмерений, позволяющее восстановить локальную наблюдаемость без потери ценности результатов оценивания.
Оценивание состояния в узком смысле означает расчет потокораспределения с использованием совокупного набора исходных
10 параметров режима для сформированной расчетной схемы. Далее, если не оговорено иное, речь будет идти об оценивании состояния в узком смысле.
Исходными данными для ОС, при наличии схемы замещения сети, являются:
данные о коммутациях в схеме;
измерения и псевдоизмерения;
коэффициенты трансформации трансформаторов и
автотрансформаторов. Качество вышеуказанной информации (исходной режимной информации) в значительной мере влияет на результаты оценивания. Имеется достаточно большое количество способов обнаружения и устранения ошибок в исходной режимной информации. Одни из способов базируются на простом контроле функционально-взаимосвязанных величин (в основном перетоков мощности в линиях и нагрузок узлов) [65, 66, 77], другие используют алгоритмы, базирующиеся на топологии сети, либо искусственные нейронные сети [13, 21, 45]. При этом некоторые из методов позволяют не только с определенной точностью выявить сбойное измерение, но и рассчитать для него новое, более достоверное, значение [3, 13, 15, 21, 45].
Ввиду тесного родства задачи оценивания состояния и задачи детерминированного расчета, а так же по причине более длительного, чем ОС, времени развития детерминированных расчетов установившихся режимов (УР), многие теоретические и практические наработки по расчету УР перешли в теорию и практику ОС. Вследствие более универсального подхода к расчету режимов в постановке ОС, данный переход сопровождался трансформацией накопленных научных знаний, переосмыслением опыта расчета режимов. По этой причине расчет режимов в детерминированной постановке не только не потерял актуальности, но и, как средство решения различных задач электроэнергетики, развивается не менее активно, чем ОС [5, 45, 95-97].
Во избежание неточностей рассмотрим некоторые определения,
применяемые как в детерминированных моделях, так и в методах
оценивания. ,
Базисный узел (для определенности ему будем присваивать последний номер N). В этом узле фиксируется фазовый угол напряжения (обычно дv = 0). При использовании прямоугольных координат вектор напряжения в
базисном узле будет Un =V#+jb. В большинстве детерминированных
моделей, где не учитываются изменения частоты и статические характеристики нагрузки, базисный узел является единственным балансирующим по активной мощности узлом. Его инъекция Р#, как
правило, вычисляется после решения уравнений установившегося режима (УУР) и определения всех узловых напряжений. В задачах же оценивания при избыточности измерений балансирующими по активной мощности являются почти все узлы к, имеющие Рк * 0. Исключение составляют узлы,
для которых активная нагрузка однозначно определяется критическими измерениями и сетевые узлы с нулевыми инъекциями. При оценивании в условии избыточности измерений не возникает вычислительных трудностей и тогда, когда за базисный принимают узел, вообще не имеющий нагрузки.
Балансирующие по реактивной мощности узлы (другие названия этих узлов: генераторные, опорные, P-U типа). В детерминированных моделях по меньшей мере один узел в схеме замещения должен иметь фиксированный модуль напряжения. При использовании полярных координат для таких узлов уравнения балансов реактивных мощностей в ходе решения УУР не используют, а реактивную нагрузку вычисляют после определения всех узловых напряжений. В задаче оценивания балансирующими по реактивной мощности являются почти все как генераторные, так и нагрузочные узлы у, для которых Qt *0. Нет проблем и в том, чтобы для одних и тех же узлов
использовать одновременно замеры как модулей напряжений, так и реактивных инъекций. '
12 Рассчитанные режимы сетей с номинальным напряжением свыше 110 кВ могут оказаться сбалансированными по реактивной мощности при неудовлетворительных уровнях напряжений. При использовании детерминированных подходов именно фиксация модулей напряжения в опорных узлах призвана исключить подобную ситуацию. В задачах оценивания фиксация модулей напряжения каких-либо узлов, как правило, не используется. Зато используются измерения перетоков реактивной мощности в отдельных элементах схемы. Эти перетоки отвечают существующему уровню напряжений в электрической сети. При иных уровнях напряжений перетоки реактивных мощностей заметно отличались бы от измеренных значений. Другой возможностью при оценивании получить сбалансированный режим с надлежащим уровнем напряжений является использование достаточно большого числа замеров модулей узловых напряжений. В том случае, если замеры перетоков реактивной мощности содержат большие погрешности, то модули узловых напряжений могут получать высокий приоритет или фиксироваться.
Особенностью задач оценивания является выделение в особую группу узлов, не имеющих нагрузки. Такие узлы называют транзитными или сетевыми [3, 13, 29, 45]. Инъекции сетевых узлов известны и равны нулю. В детерминированных моделях инъекции всех, кроме балансирующих по Р и Q, узлов трактовались как точные и термин "сетевой узел" не включал в себя дополнительной информации.
Еще одним отличием детерминированных подходов является деление узловых режимных параметров на зависимые (X) и независимые (Y) переменные. При этом режимные параметры (например, перетоки мощностей) рассматриваются как функции от X и KB задачах оценивания искомыми являются координаты вектора состояния ~ U (чаще всего - вектор узловых напряжений). Все режимные параметры для узлов и ветвей трактуются как функции зависящие от U. Деление переменных на зависимые и независимые, как правило, не используется.
13 В данной работе иногда будут использоваться термины "активная" и "реактивная11 модель режима. Совокупный режим сети можно приближенно разделить на распределение активных мощностей (влияющих, главным образом, на величины фазовых углов напряжений) и на тесно связанное с уровнем напряжений распределение реактивных мощностей. Деление режима на активную и реактивную составляющие для приближенного его анализа основывается на тесноте связей Р- и Q — U в широком диапазоне изменения этих параметров. Данное обстоятельство широко используется. В частности им объясняется использование метода с разделением для расчетов режимов ЭЭС в детерминированной постановке [45, 56, 57, 58].
Декомпозиция задачи оценивания состояния
Задачи оценивания состояния зачастую имеют объем, превышающий возможности существующих методов или ограничение на размер оперативной памяти ЭВМ. Поскольку размер оперативной памяти современных ЭВМ для задач ОС можно считать "бесконечным", то в качестве фактора, "тормозящего" увеличение размера обрабатываемых ЭЭС, можно считать несовершенство методов ОС. Все модели оценивания имеют ограничение на размер схемы сети связанные, в первую очередь, с численным вырождением применяемых вычислительных методов. Это приводит к необходимости разделения схемы ЭЭС на подсхемы и решение задачи ОС по частям с последующей координацией.
Необходимость разбивки также вызвана технологией обработки информации в иерархической системе диспетчерского управления. При рассмотрении методов декомпозиции задачи ОС следует обращать внимание на возможность параллельной обработки информации, что позволит значительно увеличить скорость расчетов, используя вычислительные ресурсы нескольких ЭВМ. Методы разбивки на подсистемы изложены в работе [76]. В [14, 23, 44] представлены методы диакоптики применительно к задаче расчета потокораспределения. Эти методы трудно интерпретировать применительно к задаче ОС. В [55] дан подход, базирующийся на специфике задачи оценивания состояния. Представим вектор состояния в виде где и,,и2,...,иа - подвекторы, соответствующие "внутренним" переменным состояния подсистем Nt,...,N„; 1/,,=(1/,,,,1/ ,...,1/ )- вектор переменных, общих для нескольких подсистем (Uhi- фаничное множество переменных і-й подсистемы). Каждая подсистема должна быть наблюдаема. Аналогично задается вектор измерений R. Базисный узел в подсистемах выбирается так, что бы он принадлежал Uhi. ОС подсистем можно производить аналогично (1Л) где С — матрицы весовых коэффициентов; РА/- матрица ковариации оценок ошибок граничных переменных. Первый подход к стыковке подсистем заключается в расчете по (1.17) последовательно с передачей оценок фаничных параметров из подсистемы в подсистему.
В этом случае остается открытым вопрос последовательности расчета подсистем и критерия завершения процедуры. Второй путь состоит в параллельном расчете подсистем с последующим уточнением граничных параметров решением координационной задачи - минимизации взвешенной суммы квадратов разностей исходных и оцененных значений (/ ): где Ры - получаемая в результате ОС матрица ковариации ошибок граничных параметров. При таком подходе для итерационного решения (1.18) необходимо на каждой итерации производить повторное ОС подсистем по (1.17). Сходимость данного процесса не исследована. Следует отметить, что расчет с использованием (1.17-1Л 8), будет длительным для достаточно крупных подсистем (например, если в качестве подсистем выступают энергосистемы, работающие в составе объединенных ЭЭС). В работе [12] предложены два алгоритма декомпозиции, базирующиеся на выполнении: - равенства граничных для подсистем параметров (модули и фазы напряжений для узлов и. перетоки активной и реактивной мощности для ветвей); - граничных балансовых соотношений. Первый алгоритм использует независимый расчет подсистем. При этом оценки граничных параметров и матрица, определяющая зависимость между вектором состояния подсистемы и граничными параметрами, передаются в "центр", где производится решение координирующей задачи. Второй алгоритм (декомпозиция по "горизонтали") использует последовательное ОС подсистем. Алгоритм является итеративным и скорость сходимости зависит от порядка расчета подсистем. Достоинством данного алгоритма является отсутствие необходимости наличия "центра" для согласования режимов подсистем, что позволит производить ОС на уровне РДУ с учетом особенностей отдельных энергосистем, а на более высоких уровнях использовать результаты ОС для анализа режимов для схем требуемого уровня детальности. С другой стороны некоторые авторы предлагают производить расчет по подсистемам "сверху-вниз" [67]. Что подразумевает ОС на верхнем уровне (ОДУ, ЦЦУ) с использованием эквивалентированных схем. После чего рассчитанные на верхнем уровне режимные параметры фиксируются и производится ОС подсистем. Такой подход оправдывает себя только при нехватке измерений в подсистемах и необходимости обеспечения в них наблюдаемости.
В противном случае "диктат" на режимные параметры не обоснован, поскольку, как правило, в энергосистемах имеется больше, чем на верхних уровнях управления, источников режимной информации для получения качественного результата оценивания. Оценивание состояния может быть сформулировано как задача многоцелевой оптимизации с линейными ограничениями [30]. После нормализации локальных критериев, назначения приоритетов и свертки оценивание сводится к решению задачи вида: где X, Y — векторы напряжений "сетевых" (с нулевыми инъекциями) и нагрузочных (или генераторных) узлов схемы, соответственно; N,— количество измерений без учета нулевых нагрузок "сетевых" узлов; RR вектора рассчитываемых и измеренных параметров режима; С -диагональная матрица весовых коэффициентов размером N,xNf; с,- весовой коэффициент учитывающий значимость и качество измерения г относительно других параметров; R,(X,Y) - функция, определяющая режимный параметр Д, через узловые напряжения; Rt - измеренное значение параметра; t — символ транспонирования.
Идентификация параметров моделей, используемых при оценивании состояния
Все измерения, используемые для ОС, содержат погрешность, при этом в случае использования ТИ погрешность в 2-3 кванта телемеханики является скорее правилом, чем исключением. Если погрешность ТИ превышает 2-3 кванта телемеханики, то можно говорить о наличии грубой ошибки или сбоя измерения [15]. В зависимости от того, на каком участке тракта телемеханики произошел сбой, ошибки ТИ можно классифицировать как: 1. Сбой в подсистеме передачи и трансляции ТИ. Такие ошибки чаще всего проявляются как установка значения измерения на верхнюю, либо нижнюю границу диапазона ТИ. 2. Сбой в датчиках ТИ. В данном случае значение ТИ случайно, но находится в заданном диапазоне. Сбой может иметь как временный ("всплеск"), так и постоянный ("залипание") характер. 3. Нулевой замер перетока в ветви, включенной через обходной выключатель. Эта ошибка может появляться в том случае, если в комплексе оценивания не моделируются обходные выключатели и не производится динамическое связывание ТИ и элементов схемы замещения (см. 2.1.1).
Термин фильтрация» грубых ошибок измерений можно определить как совокупность методов идентификации (обнаружения) и подавления сбойного измерения.
Для обнаружения сбоев применяются как методы, учитывающие связь между несколькими измерениями, обусловленную топологией схемы и законами электротехники, так и методы, обрабатывающие отдельное измерение без учета связи с остальными. Методы классифицируются как методы априорного анализа, выявляющие ошибку до ОС, методы обнаруживающие ошибку в ходе ОС и методы апостериорного анализа, выявляющие ошибки по результатам оценивания [1, 15, 18, 21, 22, 37, 45].
Простейшим методом обнаружения сбойного замера является задание диапазона (границ) изменения значения измеряемой величины. При нарушении измерением границы оно идентифицируется как содержащее ошибку [15].
Более эффективные и сложные методы используют топологию сети для вычисления и анализа невязок балансовых соотношений между измеренными величинами. Во многих работах [21, 66] обнаружение сбоев ТИ с учетом топологии сети (топологическая фильтрация ошибок ТИ) применяется для замеров реактивных и активных мощностей в линиях, что, чаще всего, сводится к проверке соответствия перетоков в начале и конце линии. Учет связи напряжений по концам ветви и перетоков реактивной мощности в ней [66] может позволить выявить некоторые сбойные замеры напряжений.
Подавление сбоев измерений можно проводить на этапе ОС. Например, в ПВК "Космос" (1.5) посредством штрафных функций реализован учет ограничений на режимные параметры в форме неравенств [66], что позволяет удерживать их в заданном диапазоне. Дополнительно в ходе расчета на каждой итерации проверяется небаланс измерений (при превышении небалансом некоторой пороговой величины это измерение исключается из расчета). На практике подобные подходы могут приводить к приукрашиванию рассчитанного режима и к возможности аварийного завершения расчета из-за потери топологической наблюдаемости.
Отдельно следует рассматривать идентификацию ошибок телеизмерений проводимую в ОИК. "Близость" ОИК к аппаратуре трансляции ТИ позволяет обнаруживать ошибки приемо-передающего тракта. Более высокоуровневое обнаружение ошибок обычно заключается в использовании линейных фильтров [68]. Линейная фильтрация основана на анализе нескольких последовательных значений ТИ и сглаживании сбоя.
Для надежного функционирования алгоритмов оценивания состояния необходима достаточно точная информация: о пассивных параметрах электрической сети (сопротивлениях, проводимостях, коэффициентах трансформации); топологии схемы; качестве измерений - весовых коэффициентах. К сожалению, эта информация зачастую ненадежна, а то и просто неизвестна.
Задача достоверизации параметров расчетной модели ЭЭС зародилась практически одновременно с первыми попытками внедрения промышленных программ расчета режимов и оценивания состояния. Большинство авторов склоняются к необходимости перерасчета параметров сети после заданного числа циклов ОС [55].
Как правило, достоверизация параметров сети сводится к введению этих параметров в общий вектор оцениваемых величин или оцениванию дисперсий измерений [37, 55].
Очевидно, что введение параметров сети в вектор измерений приведет к проблемам, связанным с значительным усложнением модуля ОС, при этом достаточно высокая вероятность включения сбойных измерений в состав вектора исходной режимной информации (в том числе и для группы режимов) не позволит однозначно определить ошибку конкретного параметра сети. Отдельно стоит рассматривать проблему оперативного уточнения коэффициентов трансформации автотрансформаторов с РПН, в значительной степени влияющих на режим энергосистемы. Уточнение дисперсий измерений возможно только с накоплением статистики расчетов.
Достоверизация коэффициентов трансформации и параметров схемы замещения
Использование телеизмерений для ОС позволяет оперативно получать полную режимную информацию. С другой стороны, для качественного ОС необходима эффективная фильтрация грубых ошибок измерений. Алгоритмы обнаружения грубых ошибок телеметрии чаще всего работают в пределах одного среза телеметрии (срез телеметрии - набор телеизмерений, формируемый системой сбора телеинформации), что не позволяет эффективно учитывать динамику изменения отдельного телеизмерения.
Нередки случаи, когда из-за циклического сбоя датчика или канала связи значение телеизмерения резко изменяется для соседних срезов.
Для удобства изложения примем, что отдельное телеизмерение представляет собой одномерный цифровой сигнал, нормально имеющий низкочастотную составляющую и резкие изменения амплитуды, связанные с коммутациями в схеме (рис. 2.3).
Типичной для энергосистем является ситуация, когда ОС текущих режимов производится не с частотой поступления телеинформации, а для срезов достаточно разнесенных по времени (0.5 часа или час). При этом в качестве измерений в модуль ОС передается один срез ТИ. Недостатком подобного подхода является невозможность учета динамики изменения отдельного ТИ для обнаружения "всплесков" телеметрии (под всплеском понимается значение ТИ значительно отличающееся от значений этого же ТИ для близких моментов времени). Всплески вызваны не только коммутациями в схеме, но и нестабильностью работы датчиков и каналов связи. Для примера динамики изменения какого-либо телеизмерения (таблица 2.1) всплеском являются номера срезов 4 и 6. Невозможно предсказать появление всплеска заданного измерения в конкретном срезе ТИ.
Всплеск может быть обнаружен большинством методов идентификации грубых ошибок ТИ. На практике в энергосистеме не обязательно проводить ОС для телеизмерений, точно соответствующих рассчитываемой временной точке. Как правило, при отсутствии коммутаций в заданный период, можно выбирать срез телеметрии близкий к контрольной точке в пределах нескольких (1-2) минут, что не отразится на интегральных показателях энергосистемы.
Простейшим способом подавления всплеска будет выбор ближайшего среза ТИ, не имеющего обнаруженной ошибки телеметрии. С другой стороны, всегда существует вероятность того, что в соседних срезах будут иметься несколько всплесков измерений различных режимных параметров. Это не позволит формализовать алгоритм выбора лучшего среза ТИ.
Другой очевидный способ заключается в том, что если рассматривать отдельное телеизмерение как дискретный сигнал, то возможно применение линейного фильтра [68]. Недостатком применения сглаживающего фильтра является тот факт, что для сильного подавления высокочастотной составляющей сигнала (чем и является всплеск) необходимо увеличивать размер фильтрующего окна, что в свою очередь приведет к увеличению расстояния по оси времени между фильтруемыми значениями и, соответственно, увеличению вероятности "захвата" фильтром момента коммутации в схеме сети.
Исходя из вышеизложенного, основным требованием- к фильтру является уменьшение окна фильтра (числа рассматриваемых соседних значений сигнала). Предполагая отсутствие коммутаций для короткого промежутка времени, используем медианную фильтрацию сигнала.
Медианный фильтр можно описать следующим алгоритмом: Значение к задает чувствительность фильтра. Коэффициент при RmeK в шаге 4 алгоритма определяет стратегию выбора значения измерения, либо сформированного на шаге 3 псевдоизмерения. При k=S всплески ТИ, приведенные в таблице 2.1, будут полностью подавлены: 3. Отфильтрованное значение: Д .,„_ =19. 4. .=20.. Медианный фильтр идентифицирует всплески значений ТИ и формирует качественный псевдозамер. Применение его целесообразно не только в составе комплекса ОС, но и в составе средств приема и первичной обработки телеизмерений. Рекурсивное применение данного фильтра позволяет сглаживать относительно длительные сбои устройств ТЙ.
Согласованный декомпозиционный алгоритм оценивания состояния
Пусть дана схема сети, топология которой описывается графом, имеющим одну сильную компоненту связности. В такой ЭЭС в заданный момент времени существует нормальный режим, описываемый набором режимных параметров. ОС позволяет получить по измерениям режим наиболее близкий к действительно существующему режиму сети. Поскольку набор измерений для какой-либо части ЭЭС является "отражением" режима всей сети, то можно говорить о том, что режимы, полученные в результате ОС какой-либо подсхемы сети и сети целиком должны практически совпадать. На практике наличие грубых ошибок в измерениях и ошибок, допущенных при сборке схемы, может привести к существенному отличию расчетных режимов подсхемы и соответствующей части полной схемы сети.
Подобные случаи следует рассматривать как дополнительный источник информации о качестве измерений и информации о коммутациях в отдельной подсхеме. Пусть имеется ЭЭС, заданная в виде графа G=(NtV), и разделение ее на подсхемы вида: где m - число подсхемJJVJ, Nm- множества узлов подсхем, для которых выполняется ,0 =0, в каждом Ni задан базисный узел; УхУгч...,Уя- множества ветвей подсистем, однозначно определяемых из полной схемы в соответствии С N„N2 ...,N„i Vm+X- множество граничных ветвей, связывающих подсхемы, вида Vk = (w,,w,), где w,г єNk,Wj єN, и кФІ. Набор режимных параметров подсхем в совокупности с режимными параметрами в граничных ветвях полностью описывают режим ЭЭС. Для связи Vk є Km+1 (Vk = (wi,Wj), w N w N,) оцененные значения перетоков активной и реактивной мощностей, полученные при включении этой ветви в подсхемы С(. и (7j, будут близки или равны (при условии, что наборы измерений подсхем принадлежат одному срезу телеметрии). Заданные значения перетоков мощности в линии могут быть получены при разных уровнях напряжения, поэтому подсхемы должны иметь достаточное количество замеров напряжения, чтобы обеспечить достоверный уровень напряжения в результатах ОС. Такой случай обнаружен при исследовании различных способов декомпозиции тестовой схемы Читинской энергосистемы (рис. 4.1). Разделение ЭЭС на подсхемы вида (4.3) естественно, как в рамках ОЭС, состоящей из набора региональных энергосистем и межсистемных связей, так и в пределах отдельной энергосистемы, делящейся на районы, принадлежащие различным сетевым предприятиям. Если схема ЭЭС разделена на подсхемы вида (4.3), то для согласования режимов двух подсхем, имеющих общую связь vr=(w.,wt) необходимо и достаточно: - зафиксировать модуль напряжения Ui или Uj, что свяжет подсхемы по уровню напряжения; - зафиксировать разность фазовых углов напряжений в узлах начала и конца ветви; - зафиксировать перепад напряжения ш }. Согласованные таким образом режимы подсхем будут иметь единый уровень напряжения и равные перетоки активной и реактивной мощности по где Р,пОц- перетоки активной и реактивной мощности в начале К =(wnwj) Pj. Q» перетоки активной и реактивной мощности в концеVr; А,-,-усредненная разность фаз векторов напряжений по концам линии; Sf\S]p-оцененные значения разности фазовых углов напряжений в линии Vr для подсхем G\ и G\ соответственно; m - число элементов Кя,+, в которые входит УЗЄЛ w,. Вычисленные по (4.6 - 4.9) значения перетоков в связи и среднее напряжение (4.11) в узлах начала и конца связи Vr будут близки к соответствующим параметрам, полученным при ОС подсхем, связанных посредством Vr.
Пусть имеется метод оценивания состояния для схемы сети заданной размерности, позволяющий зафиксировать ряд режимных параметров. В качестве такого метода можно рассматривать модель (1.19) и набор средств, повышающих качество оценивания (главы 2-3 данной работы). Тогда для схемы ЭЭС возможен следующий декомпозиционный алгоритм ОС: 1. Разделить ЭЭС на подсхемы вида (4.3) 2. Преобразовать подсхемы по правилу (4,4, 4.5). 3. Произвести предварительное ОС подсхем. 4. Для ветвей, принадлежащих Fw+I, во всех подсхемах задать псевдозамеры перетоков активной и реактивной мощностей в начале и конце и напряжения, полученные по (4.6 - 4.11). Задать весовые коэффициенты этим псевдозамерам, достаточные для того, чтобы в результатах ОС заданные и рассчитанные значения совпадали. 5. Произвести окончательное ОС подсхем. Весовые коэффициенты с, на шаге 4 можно задавать в 100-200 раз больше, чем весовые коэффициенты для аналогичных измерений в подсхеме. Серия расчетов тестовой схемы (рис. 4.1) с использованием приведенного алгоритма прошла успешно. Результаты ОС с разделением на две подсистемы близки к результатам эталонного расчета полной схемы. При исследовании различных способов декомпозиции тестовой схемы выявлено: I. В одном из расчетов сбой в ТИ напряжения подсхемы 1 привел к рассогласованию режимов подсхем по уровню напряжения. При этом расчетный режим каждой из подсхем, после предварительного ОС, можно было считать удовлетворительным. Из чего сделан вывод, что, помимо топологической наблюдаемости подсистем, для декомпозиционного расчета необходимо обеспечить каждую подсхему достаточным числом качественных замеров напряжения.
