Поиск по сайту
Начало >> Статьи >> Система мониторинга запасов устойчивости энергосистемы

Система мониторинга запасов устойчивости энергосистемы

А.В. ДАНИЛИН, В.Л. ПРИХНО , А.В. ЖУКОВ , А.Т. ДЕМЧУК

ООО        «АльтероПауэр» , Институт электродинамики НАН , ОАО «СО ЕЭС» Россия1,3, Украина2 dat@so-cdu.ru
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА
Система мониторинга переходных режимов (СМПР), система мониторинга запасов устойчивости, перетоки мощности, допустимые перетоки

  1. ВВЕДЕНИЕ

Для решения задач оперативно-диспетчерского управления режимами энергосистем ОЭС (ЕЭС) необходимой информацией являются ограничения перетоков мощности в соответствии с пропускной способностью электрических сетей. В практике диспетчерского управления допустимые перетоки (ограничения) рассчитываются заранее с помощью традиционных методов и, как правило, определяются величинами, полученными в наиболее неблагоприятных расчетных режимах. Это приводит к необоснованным ограничениям перетоков мощности, отступлению от оптимальных условий ведения режима и в результате к снижению экономических показателей энергосистем.
Для всего многообразия схемно-режимных ситуаций невозможно заранее определить сетевые ограничения, поэтому возникла необходимость создания и внедрения в эксплуатацию программного комплекса для определения опасных сечений в системообразующей сети и их пропускной способности в условиях реального времени при адаптивной реакции на изменения схемы электрической сети - системы мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ).

ОСНОВНЫЕ ФУНКЦИИ СМЗУ

Система мониторинга запасов устойчивости

  1. определяет опасные сечения в текущей схеме основной сети;
  2. определяет максимальные и аварийные допустимые перетоки в опасных сечениях по условиям статической устойчивости;
  3. позволяет прогнозировать пропускную способность опасных сечений в различных схемно-режимных ситуациях;
  4. позволяет проводить расчеты и определять «узкие места» в различных перспективных схемах.

При этом комплекс СМЗУ:

  1. обеспечивает надежность ведения режима энергосистем;
  2. позволяет получить экономический эффект за счет снятия ограничений перетоков мощности по опасным сечениям в реальном времени;
  3. позволяет максимально использовать экономичные, конкурентоспособные электростанции, снизить объема ограничений потребителей.


Источником информации для работы технологических алгоритмов служит текущий установившийся режим, полученный на основе телеметрии программой «Оценивание режима работы энергосистем ».
Оценивание состояния является базовой задачей комплекса оперативно-диспетчерского управления. В результате ее решения формируется информационная модель текущего или ретроспективного установившегося режима. Впоследствии на основе этой модели решаются другие задачи, в частности - имитационного моделирования, проверки устойчивости, надежности и оптимизации. Очевидно, от качества результатов оценивания существенно зависит и эффективность решения всех перечисленных задач, обеспечивающих оперативно-­диспетчерское управление.
С 2005 года в ЕЭС России внедряется система мониторинга переходных режимов, позволяющая наблюдать с высокой точностью мгновенные значения токов и напряжений в различных точках электрической сети, измерять абсолютные и относительные фазовые углы, синхронизированные по времени с точностью до 1 мс.
В связи с внедрением устройств СМПР (развитие WAMS-технологии) появилась возможность использования в оценивании состояния измерений разностей фаз напряжений между объектами, на которых эти устройства установлены. Можно ожидать, что расширение состава измеряемых параметров будет весьма полезно при решении задачи оценивания состояния. При этом следует выделить следующие положительные моменты:

  1. Наличие дополнительных измерений увеличивает надежность системы при отказах отдельных измерительных каналов.
  2. Возрастает обоснованность решений в процессе отбраковки измерений, содержащих грубые ошибки.
  3. Повышается вероятность выработки правильных рекомендаций при проверке состояния топологии сети.
  4. Наличие прямых измерений независимых переменных, к которым относятся модули и фазы напряжений узлов, повышает устойчивость вычислительного процесса (за счет улучшения свойств матриц Якоби).
  5. Более высокая точность дополнительных измерений способствует повышению точности оценки режима в целом.

Описанные изменения в структуре измерений обусловили необходимость существенной модернизации программы оценивания состояния.
3 ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАБОТ, СВЯЗАННЫЕ С МОДЕРНИЗАЦИЕЙ МОДУЛЯ ОЦЕНИВАНИЯ СОСТОЯНИЯ
Задача оценивания состояния является комплексной и включает несколько взаимосвязанных подзадач, к которым, прежде всего, относятся:

  1. проверка состояния топологии сети;
  2. проверка наблюдаемости режима и при необходимости восполнение дефицита телеметрической информации;
  3. отбраковка грубых ошибок в измерениях;
  4. расчета режима в соответствии с принятым критерием оценивания.

В качестве основы алгоритма оценивания состояния в ПК КОСМОС используется метод взвешенных наименьших квадратов. Сбалансированный электрический режим определяется в результате минимизации следующей целевой функции:


  1. число измерений;
  2. значение i-го измерения;
  3. функция, отражающая зависимость между i-м измерением и независимыми параметрами - составляющими комплексных узловых напряжений;
  4. весовой коэффициент, характеризующий точность i-го измерения.

При решении задач, связанных с расчетами электрических режимов, в качестве независимых параметров используются, как правило, либо модули и фазы напряжений (полярные координаты), либо составляющие узловых напряжений (прямоугольные координаты). Опыт и многочисленные исследования показывают, что однозначно сделать вывод о преимуществах одной из систем координат невозможно. Однако в конкретных случаях специфика решаемой задачи предопределяет выбор. Так при решении задачи оптимизации режимов по реактивным мощностям и напряжениям предпочтительнее использование полярных координат. Это связано с тем, что, что в процессе решения задачи возникает необходимость учета большого числа ограничений по уровням напряжений и эти ограничения накладываются непосредственно на независимые переменные, а не на функции от них (что было бы, очевидно, необходимо при использовании прямоугольных координат).
Для решения задачи оценивания состояния явных преимуществ выбор системы координат до последнего времени не давал. Исторически сложилось, что для решения задачи оценивания состояния в качестве независимых переменных используются продольные и поперечные составляющие узловых напряжений, т. е. расчет ведется в прямоугольных координатах. Однако открывающиеся возможности непосредственных измерений углов фаз напряжений требуют пересмотра подхода к выбору системы координат. Очевидно, лучше учитывать разности непосредственно независимых переменных, чем функций от них. В связи со сказанным, актуальной становится задача обеспечения возможности оценивания состояния и в полярных координатах. При этом ранее реализованный алгоритм с использованием прямоугольных координат должен быть сохранен. Выбор того или иного подхода должен определяться технологом. Предполагается, что для этой цели должна быть введена программная константа, определяющая выбор системы координат.
Кроме сказанного, преимущество использования полярной системы координат состоит в том, что при полном доверии к измерениям углов проще осуществляется фиксация расчетных величин на уровне измеренных. По сути, уменьшается размерность задачи - фазы некоторых углов могут быть выведены из числа независимых переменных. По завершении итерационного расчета они могут быть определены непосредственно по измерениям разности фаз.
В целевой функции задачи оценивания состояния используются весовые коэффициенты, характеризующие точности измерений. Однако, участие в целевой функции абсолютно разнородных измерений - мощностей и углов - вызывает сложности с обоснованной установкой весовых коэффициентов. Для определения весовых коэффициентов при измерениях углов предлагается подход, основанный на следующих соображениях. Если рассмотреть схему, состоящую из двух узлов и одной ветви, то в качестве весового коэффициента для измерения

, которая определяется как

угла между узлами можно принять величину

параметрами ветви, так и параметрами режима. Для обоснованного определения весового коэффициента измерения угла между любыми узлами в сложно-замкнутой схеме необходимо выполнить эквивалентирование. При эквивалентировании должны быть сохранены лишь те два узла, между которыми выполняется измерение. Весовой коэффициент будет определяться параметрами эквивалентной связи и исходными приближениями по напряжению.
Поскольку операция эквивалентирования должна выполняться многократно для всех пар узлов, между которыми существуют измерения, то целесообразно ее выполнять в два этапа. Сначала необходимо исходную схему заменить эквивалентной, в которой оставлены лишь те узлы, между которыми имеются измерения, а затем из эквивалентной, значительно меньшего размера, формируется набор двухузловых эквивалентов. Поскольку, как было отмечено, величины определяемых подобным образом коэффициентов зависят не только от параметров сети, но и от режима (напряжений по концам), то для эквивалентирования следует подобрать близкий базовый режим (с учетом реального состояния топологии). При циклических расчетах для эквивалентирования может использоваться результат предыдущего расчета.

4     МОДЕРНИЗАЦИЯ ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ
Описанные доработки, связанные с возможностью учета дополнительных измерений (разностей фаз напряжений узлов и токов) приведут к существенной переработке и расчетного модуля, и сервисной подсистемы ПК. Что касается расчетного модуля, то изменения, прежде всего, коснутся следующих модулей и подсистем:

  1. Должно быть обеспечено выполнение оценивания в полярных координатах и разработан новый модуль расчета производных измеряемых величин по модулям и фазам напряжений узлов.
  2. Должен быть разработан модуль определения весовых коэффициентов для измерений фаз углов.
  3. Необходима модернизация подсистемы анализа наблюдаемости с целью учета дополнительных измерений углов и токов.
  4. Модули, связанные с отбраковкой измерений, содержащих грубые ошибки, должны быть доработаны с целью выявления ошибочных величин среди измерений разностей углов напряжений в узлах схемы замещения.
  5. Алгоритм учета ограничений должен быть доработан таким образом, чтобы обеспечивалась, при необходимости, фиксация разностей углов фаз напряжений и токов в узлах, вызывающих максимальное доверие.

Для автономного расчетного модуля оценивания состояния необходима разработка подпрограммы, с целью обеспечения возможности ввода измерений фаз напряжений узлов из базы данных. При этом способ получения информации (посредством дополнительных функций или иным образом) должен быть определен разработчиками базы данных.
Доработки сервисной подсистемы ПК КОСМОС должны, прежде всего, обеспечить:

  1. Возможность привязки дополнительных измерений. С этой целью в базе данных должны быть зарезервированы поля для задания номеров измерений разностей фаз и токов в узлах и ветвях схемы, а также занесения самих измерений (после запроса телеметрической информации за указанное время).
  2. Отображение в табличном виде измеренных и расчетных величин, а также отклонений, разностей фаз и токов в узлах и ветвях схемы.
  3. Отображение измеренных и расчетных величин на графических изображениях.

Ядром комплекса является технологический алгоритм расчета предельных перетоков
мощности в электрической сети, основанный на методах разработанных ОАО «НИИПТ».
Для задачи «Предельные перетоки» возникает задача определения максимально информативного набора векторов утяжеления. В реализованном варианте предполагается задание векторов в виде изменение режима генерации и потребления в ОЭС. Каждый вариант утяжеления исходного режима должен быть определен кусочно-линейной функцией изменений инъекций активной мощности в заданном списке узлов (подмножество J) от некоторого общего для всей системы аргумента. Параметры кусочно-линейной функции должны быть заданы непосредственно коэффициентами участия (КУ j ) каждого узла из J и диапазоном возможного изменения инъекций в этом узле ( P jmin’ P jmax). На каждом линейном участке однозначно определен вектор изменения режима (ВИР) в координатах узловых инъекций активных мощностей, а, следовательно, и в координатах перетоков на этом линейном участке.
Для каждого ВИР автоматически определяется опасное сечение.
Известно, что для адаптивных алгоритмов, работающих в реальном времени, первоочередной задачей является составление расчетной схемы энергосистемы и обеспечение ее исходной телеинформацией.
Для удовлетворительного выполнения противоречивых требований, предъявляемых адаптивными алгоритмами: точности решения и быстродействия в реальном времени, будет разработана программа формирования расчетной схемы энергосистемы - эквивалентирование. Эта программа должна работать вне комплекса, расчетная схема создается предварительно.

  1. ПРОГРАММНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС СМПР НА ПРИМЕРЕ СМЗУ СРТО

Одним из первых широкомасштабных работ по созданию системы мониторинга запасов устойчивости является проект для северных районов Тюменской области (СМЗУ СРТО).
При создании СМЗУ СРТО ставятся следующие цели:

  1. повышение допустимых перетоков мощности по линиям электропередач северных районов Тюменской области;
  2. повышение надёжности энергосистемы;
  3. получение от первичных регистраторов аварийной и текущей информации о состоянии и режимах работы элементов основной сети ЕЭС (электростанций, подстанций, ЛЭП);
  4. накопление данных, отражающих протекание аварийных событий и натурных испытаний, с целью их дальнейшего исследования;
  5. исследование возможности использования значений фазовых углов для оперативного и автоматического управления текущим режимом работы ЕЭС, для совершенствования систем оценки надежности режима и противоаварийной автоматики.

Чем же отличается СМЗУ от существующих систем сбора и обработки информации филиала ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ (телемеханика, SCADA + EMS)?
Прежде всего, СМЗУ строится на базе регистраторов СМПР, отличительной особенностью которых является синхронность произведения измерений при помощи спутниковых сигналов точного времени GPS (в перспективе - ГЛОНАС).
Какую ценность имеют синхронные измерения? Известно, что разность фазовых углов напряжений по линии электропередачи - это показатель потока активной мощности, передаваемой по ней (нагрузка на линию). Периодическое изменение фазового угла является результатом периодически изменяющегося перетока, что, в свою очередь, является высокочувствительным индикатором нестабильности энергосистемы. Простое измерение мощности перетока является одним из индикаторов нестабильности. Измеренные колебания фазовых углов (что возможно только при полной синхронности измерений) могут помочь значительно точнее определить источник проблем.
Измерения абсолютных фазовых углов, а следовательно и относительных фазовых углов напряжений предоставляют технологам СО новый мощный инструмент для управления энергосистемой и исследования ее поведения.
Рассмотрим, из чего состоит СМЗУ СРТО. Условно комплекс делится на три составляющие:

  1. измерительная системы
  2. система сбора данных
  3. информационная расчетная система

Обсудим каждую из них подробнее.

  1. ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ СИСТЕМА

Измерительная система располагается на объектах управления (4 подстанции, 2 электростанции) и состоит из измерительных трансформаторов тока и напряжения, регистраторов СМПР и необходимой коммуникационной обвязки.
В ряде случае регистраторы или измерители-преобразователи могут быть объединены в измерительный комплекс, состоящий также из промышленных ЭВМ и устройств телекоммуникаций.
Фактически регистратор представляет собой PMU (Phasor Measurement Unit) с расширенным составом функций по произведению измерений и их предварительной обработке (многофункциональное измерительное устройство).
Регистраторы снабжены спутниковыми часами (GPS) и производят измерение следующих параметров: 5 (фазовый угол), U (напряжение), I (ток) P (активная мощность), Q (реактивная мощность), ю (частота), T (астрономическое время.
Измерения производятся с периодичностью в 20 мс.
Для создания СМЗУ СРТО рекомендованы к использованию два типа регистраторов:

  1. Arbiter 1133A (Arbiter Systems, USA)
  2. SMART-WAMS (на базе МИП-2, РТСофт, Россия)

Регистраторы могут представлять собой как законченный вариант измерительной системы (Arbiter 1133A) с предоставлением интерфейса обмена данными по Ethernet (TCP/IP), так и вариант, требующий промежуточного устройства приема/обработки и предоставления информации (SMART-WAMS представляет собой объединение в одном шкафу до 6 измерителей-преобразователей МИП-1 или МИП-2 и промышленной ЭВМ).
Регистраторы могут быть физически объединены в монтажный шкаф, обеспечивающий требования по электромагнитной совместимости и содержащий системы гарантированного электропитания, дополнительные вычислительные и коммуникационные устройства.
Измерительная система обеспечивает поток измеряемых и вычисляемых данных на следующий уровень СМЗУ (систему сбора данных) посредством канала передачи данных, представляющего собой два физических канала с пропускной способностью не менее 256 кбит/с (или не менее 128 кбит/с на одно наблюдаемое присоединение).
Принятый в СМЗУ протокол обмена информацией - IEEE C37.118.

  1. СИСТЕМА СБОРА ДАННЫХ

Система сбора данных (ССД) территориально располагается в ДМЗ вычислительной сети Тюменского РДУ и представляет собой отказоустойчивый кластер на базе двух двухпроцессорных серверов производства IBM (System X3550).
Основные задачи системы сбора:

  1. обеспечение сбора и сохранения данных параметров 5 (фазовый угол), U (напряжение),
  2. (ток) P (активная мощность), Q (реактивная мощность), ю (частота), T (астрономическое время), полученных от измерительных устройств в режиме реального времени;
  3. обеспечение архивирования для полученных на объектах управления (ФСК, ГК, крупных потребителей) данных измерений с заданной периодичностью и глубиной;
  4. производство операций предоставления выборки текущих значений для запроса от информационной расчетной системы на заданном интервале времени.

ССД СМЗУ СРТО предназначена для автоматизированного сбора и обработки информации, поступающей от измерительных устройств (регистраторов переходных режимов), расположенных на объектах ФСК и генерирующих компаний северных районов Тюменской области.
Система позволяет накапливать данные, отражающие протекание аварийных событий и натурных испытаний, с целью их дальнейшего исследования.
Особенностью реализации ССД является возможность одновременного сбора данных от всех измерительных систем комплекса в темпе процесса с минимальными задержками.
При проектировании ССД акценты делаются на интеграции с корпоративной интеграционной транспортной системой ОАО «СО ЕЭС» и на возможности создания на базе ССД системы мониторинга динамических характеристик энергосистемы.

  1. ИНФОРМАЦИОННАЯ РАСЧЕТНАЯ СИСТЕМА

Информационная расчетная система (ИРС) территориально располагается в защищенном сегменте вычислительной сети Тюменского РДУ и представляет собой два отказоустойчивых кластера на базе двух двухпроцессорных серверов производства IBM (System X3550) и дисковой стойки IBM DS4700.
ИРС СМЗУ СРТО предназначена для автоматизированной обработки информации, поступающей от измерительных устройств (регистраторов переходных режимов), расположенных на объектах ФСК и генерирующих компаний северных районов Тюменской области, а также от системы сбора и обработки телеметрии (SCADA).
Система позволяет отслеживать параметры электрического режима в энерго­объединениях с целью мониторинга режимов работы электротехнического оборудования, устойчивости узлов нагрузки, оценки состояния энергосистемы, расчета допустимых перетоков мощности, колебаний частоты и мощности, анализ причин возникновения аварий.
С точки зрения архитектуры ИРС состоит из набора взаимосвязанных компонентов инфраструктурного типа (обеспечивающих среду выполнения технологических алгоритмов и задач) и прикладного типа (реализация технологических алгоритмов и процедур приема/обработки данных).
К компонентам инфраструктурного типа относятся:

  1. система управления заданиями (Супервизор);
  2. система оповещения и регистрации событий;
  3. система архивирования;
  4. система управления базами данных и сервис доступа к данным.

К компонентам прикладного типа относятся:

  1. система приема информации от SCADA и ССД;
  2. модернизированный модуль оценки состояния;
  3. модернизированный модуль расчета максимально допустимых перетоков и определения опасных сечений;
  4. комплекс отображения и управления работой.

При создании ИРС ставятся следующие цели:

  1. обеспечить пользовательский интерфейс для отображения информации в реальном режиме времени;
  2. обеспечить возможность управления процессом вычислений;
  3. обеспечить включение в расчеты и отображение информации с измерительных устройств СМЗУ;
  4. обеспечить возможность взаимодействия с модернизированным комплексом “Космос”, модулем АРМДП и с системой сбора данных;
  5. обеспечить возможность работы в рабочем режиме на реальных данных и в режиме прогнозирования на тестовых данных.

Одной из наиболее интересных особенностей реализации ИРС является возможность одновременного расчета МДП и ОС по двум разным алгоритмам (НИИПТ, ТехСистем Груп) для определения корректности расчетов в различных схемно-режимных ситуациях. Кроме практических целей, такой подход позволяет заложить исследовательскую функцию для перехода к следующему этапу - созданию системы управления на базе информации от СМПР.
Комплекс должен обеспечивать работу в безостановочном режиме «7х24» с коэффициентом готовности не менее 0,999. Его проектирование и реализация выполняются с учетом опыта создания централизованной системы противоаварийного управления и особенностей построения ИТ-инфраструктуры ОАО «СО ЕЭС».

9 ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Комплекс СМЗУ позволит получить экономический эффект за счет снятия ограничений перетоков мощности по опасным сечениям в реальном времени и снизить объем ограничений потребителей.

 
« Реформа электроэнергетики в России   Система мониторинга переходных режимов »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.