Scientific journal

Fundamental research

ISSN 1812-7339

"Перечень" ВАК

ИФ РИНЦ = 1,674

В настоящее время выход АО-энерго на оптовый рынок электроэнергии и мощности переходного периода диктует новые требования в части информационного обеспечения диспетчера, как гаранта соблюдения интересов всех субъектов рынка, а также интересов государства по укреплению энергетической безопасности страны [1]. Управление режимами функционирования электроэнергетической системы (ЭЭС) делится на автоматическое и оперативное. Оба временных разреза управления характеризуются недостаточной информационной обеспеченностью, несовершенством методов обработки информации и выработки решений, ограниченным временем для принятия управляющих воздействий. Развитие математических методов и средств вычислительной техники, появление микропроцессоров и их совершенствование позволяют в значительной степени снять ограничения на качество управления режимами ЭЭС [2].

Главным источником информации для целей оперативно-диспетчерского управления был и остается ОИК (оперативно-информационный комплекс), отображающий с помощью разных технических средств данные телеизмерений (ТИ) параметров режима (мощности, напряжения, I) в реальном времени. Начиная с 1999 г., в результате целенаправленной политики РАО "ЕЭС России" субъекты ФОРЭМ приступили к широкому внедрению АСКУЭ. Таким образом, появился еще один источник информации о режиме, так как приращения энергии, фиксируемые приборами учета, по сути являются усредненными мощностями на выбранных интервалах времени (чаще всего 60, 30, 15, 3 мин.) [1].

Главным условием реализации коммерческой управляемости энерго объединения (ЭО) в условиях рынка служит адекватность отображения коммерческих (договорных) параметров режима средствами диспетчерского технологического управления. С практической точки зрения это означает, что диспетчеру любого уровня иерархии управления системного оператора (СО) необходимо принимать решения по выполнению и корректировке диспетчерского графика (ДГ), основываясь на данных оперативных информационно-управляющих комплексов (ОИУК), которые соответствуют текущему выполнению договорных обязательств поставщиками и покупателями на рынке и при этом узаконены действующими нормативными документами и (или) договорами [1].

Очевидно, что отдельные отчетные данные (например, энергия за сутки), полученные из различных источников (ОИК и АСКУЭ), будут не совпадать. И хотя это различие может быть невелико, тем не менее, оно часто сказывается и на сумме платежей на оптовом рынке и на оценке работы диспетчера, в том числе при объявлении нарушения диспетчерского графика (НДГ) со стороны вышестоящих органов оперативно-диспетчерского управления [1].

В существующей нормативной документации нет четких указаний о необходимости применения в различных случаях тех или иных источников информации. Так, в "Положении о диспетчерском графике», утвержденном решением правлении РАО ЕЭС России" 27/У1 2000 г., говорится, что на всех уровнях диспетчерского управления контроль выполнения диспетчерского графика осуществляется по данным измерительных приборов и оперативно - информационного комплекса (ОИК) АСДУ с сопоставлением, при необходимости, с данными приборов коммерческого учета - АСКУЭ (электросчетчиков). С внедрением АСКУЭ наметилась тенденция использования данных о приращениях энергии как средство оперативного контроля текущего режима [1]. Это вызвано прежде всего тем, что зачастую техническая наблюдаемость узла сети ограничивается его коммерческой наблюдаемостью ввиду отсутствия датчиков телеизмерений ОИК, а также периодическим совершенствованием систем коммерческого учета электроэнергии и мощности в части уменьшения периода поступления информации.

Такой подход противоречит требованиям, предъявляемым к АСКУЭ, как к средству, обеспечивающему информацией коммерческие операции, проводимые на ФОРЭМ. К тому же, оперативный контроль текущего режима ведется в режиме реального времени (on-line) - понятие, не применимое к АСКУЭ по своей сути. Даже самые малые периоды обновления информации АСКУЭ (1-3 мин.) не соответствуют требуемым, согласно ПТЭ [3], периодам обновления «on-line» режима 5-10 с. Все приведенные аргументы не исключают при этом возможность совместного использования АСКУЭ и ОИК, как взаимоконтролирующих источников информации при ведении диспетчерского графика. И такой подход к использованию информационных ресурсов должен быть предусмотрен концепцией информатизации ФОРЭМ. Безусловно, требования предъявляемые к АСКУЭ и ОИК соприкасаются косвенно, но, также нельзя не учесть, что во всех случаях датчики ОИК и счетчики АСКУЭ подключены к одним и тем же первичным преобразователям, что, в свою очередь, исключает из членов метрологической составляющей небаланса показаний за некоторый период погрешность, вносимую первичными преобразователями.

Совместное использование информации ОИК и АСКУЭ при формировании «советчика» диспетчеру позволит снизить коммерческую информационную неопределенность [1], возникающую ввиду отличия коммерческой информации от оперативной, контролируемой в процессе управления, и оптимизировать работу диспетчера с точки зрения корректного ведения ДГ.

Так же, привлечение к решению задач эффективного управления режимом ЭЭС все чаще предлагается использование генетических алгоритмов (ГА) и искусственных нейронных сетей (ИНС). Как известно для эффективной работы искусственного интеллекта необходимо его предельно корректное обучение, что в свою очередь так же предъявляет высокие требования к информации, используемой в процессе обучения ИНС или ГА.

В общем виде, процедура достоверизации ТИ мощности и энергии может состоять из ряда логико-математических алгоритмов, каждый из которых является обособленным и связан со смежными иерархией построения:

1. Контроль по адекватности показаний - согласование знака ТИ в контролируемой точке с ТС участка, ТИ смежных точек;
2. Контроль по соотношению значений - согласование значения ТИ в контролируемой точке со значениями ТИ и АСКУЭ смежных участков с учетом топологии схемы;
3. Контроль по условию сходимости контрольных уравнений (КУ) (Балансовая сходимость[4]) - метод контроля достоверности показаний по контрольным уравнениям [5];
4. Контроль по ТИ тока и напряжения в контролируемой точке.

На участке электрической сети это может быть представлено следующим образом:

Рисунок 1. Участок схемы ЭЭС

Примечание к рис.1: 1, 2, 3 - номера измерительных комплексов (ИК), Pi - ТИ мощности i - го ИК, Ii - ТИ тока i - го ИК, Whi - ТИ энергии i - го ИК, ТСi - телесигнализация о состоянии коммутационного оборудования соответствующего i - го присоединения, U - напряжение шин, (ТС = 1 - соответствует положению «Включено», ТС = 0 - соответствует положению «Отключено»).

Задача по схеме: достоверизация ТИ в точке 2:

1. Контроль по адекватности показаний:

Р2 > 0 если:

а) ТС1 = 0, ТС3 = 1, ТС2 = 1, Р3 < 0;

б) ТС1 = 1, ТС3 = 1, ТС2 =1, Р1< 0, Р3 < 0;

в) ТС1 = 1, ТС3 = 0, ТС2 = 1, Р1< 0, Р3 =0;

Р2 = 0 если:

а) ТС2 = 0;

Р2 < 0 если:

а) ТС1 = 1, ТС3 = 1, ТС2 = 1, Р1> 0, Р3 > 0;

б) ТС1 = 1, ТС3 = 0, ТС2 = 1, Р1> 0, Р3 =0.

2. Контроль по соотношению значений:

(Для направлений перетоков мощности согласно схемы)

а) ;

б) ;

в) ;

г) .

3. Контроль по условию сходимости КУ:

(Для направлений перетоков мощности согласно схемы)

а) ;

б) ;

в) ;

4. Контроль по ТИ тока и напряжения:

(Для направлений перетоков мощности согласно схемы)

а) ;

б) .

Конечно, реализация такой последовательности проверок в полном объеме возможна лишь в случае полной наблюдаемости узлов схемы, что, к сожалению, не является характерным для большинства отечественных энергосистем. Возможным путем выхода из ситуации неполноты информации, как упоминалось выше, является привлечение к решению задачи достоверизации данных о перетоках энергии из АСКУЭ. Привлечение данных АСКУЭ преследует следующие цели:

• получение данных, дублирующей ТИ перетока мощности;
• получение информации о перетоке мощности в точках неохваченных устройствами телемеханики (ненаблюдаемые узлы).

Чаще всего задача достоверизации ТИ мощности и энергии связана с теми или иными статистическими способами обработки измерений, а процесс восстановления некорректных данных - с математическими алгоритмами нахождения псевдозамеров.

Выходная форма контроля достоверности измерений перетоков мощности

Так имея выборку, состоящую из ТИ перетока мощности по данным ОИК и АСКУЭ за некоторый интервал времени, для решения задачи достоверизации ТИ перетока мощности можно использовать метод таблиц распределения Стьюдента. Этот метод исключения аномальных значений выборок отличается простотой и доступностью. Распределение Стьюдента считается связанным с нормальным распределением, что соответствует закону распределения ошибок в ТИ [6].

Известно, что критическое значение  (p- процентная точка нормированного выборочного отклонения) выражается через критическое значение распределения Стьюдента t_{p, n-2} :

.

Учитывая это, процедуру отсева грубых погрешностей измерений можно представить в виде примера 1, где выборка представляет из себя ретроспективные данные о перетоке мощности по межсистемной ВЛ-220 кВ.

Где процентные точки распределения Стьюдента:

t(5%,25)=1,7081

t(0,1%,25)=3,4502

В примере 1 выявление аномального значения ∆ (ТИ произведенное последним), влечет за собой необходимость обнаружения источника «плохих» данных. Сделать это можно путем проверки правильности работы одной из систем сбора данных (ОИК/АСКУЭ) некоторыми известными методами [7]. На основании полученных результатов оставляют тот замер, который получен из корректно работающей системы сбора данных.

Выводы:

Метод достоверизации телеизмерений мощности, основанный на взаимосвязи информации ОИК и АСКУЭ, как способ предварительной обработки данных, позволяет контролировать техническое состояние систем сбора данных, эффективно выявлять грубые ошибки ТИ и их источники, заменять «плохие» ТИ на псевдозамеры с целью повышения достоверности исходных данных в задачах долгосрочного и краткосрочного планирования режимов ЭЭС, ведения диспетчерского графика, расчета уставок автоматики ограничения нагрузки и т.д. без привлечения дополнительных затрат на организацию дублирующих источников информации.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Осика Л.К. Информационные технологии диспетчерского управления в условиях функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности //Электрические станции. - 2003. - №3, С. 2-8.
2. Манов Н.А., Хохлов М.В., Шумилова Г.П., Успенский М.И., Чукреев Ю.Я., Кызродев И.В. «Информационные технологии и совершенствование оперативного управления региональными ЭЭС» http://energy.komisc.ru/seminar/Allsem.pdf.
3. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. Министерство энергетики РФ. - М.: ЗАО «Энергосервис», 2003. - 368 стр.
4. «О повышении достоверности учета и анализа допустимых и фактических небалансов электроэнергии на электростанциях, подстанциях и в сетях» Пирогов В.Н., Старцев И.П., Парцахашвили И.П. Электрические станции 2003 №1 стр. 65-67
5. Гамм А.З., Колосок И.Н. Обнаружение плохих данных в телеизмерениях для АСДУ ЭЭС на основе контрольных уравнений. Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, г. Иркутск, 1998, 50с.
6. Коренюк Т.С. Верификация телеизмерений перетоков мощности в ЭЭС//«Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов». Сб. тр. IV Всероссийской науч.-техн. конф. с международным участием. Благовещенск, Амурский гос. университет, 2005, с. 147.
7. Анищенко В.А., Антоневич В.Ф., Радкевич В.Н., Уласевич А.Ф. Контроль погрешности измерений в системе учета межгосударственных перетоков активной энергии. - Электрические станции, 2001, №4, с. 13-17