Наблюдаемость электроэнергетических систем - Гамм А.З.
ISBN 5-02-006643-5
Скачать (прямая ссылка):
Глава 8
ТЕХНОЛОГИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ АЛГОРИТМОВ ПРОВЕРКИ НАБЛЮДАЕМОСТИ
8.1 ПРОВЕРКА НАБЛЮДАЕМОСТИ И ЭКВИВАЛЕНТИРОВАНИЕ В АСДУ ЭЭС
В автоматизированной системе диспетчерского управления ЭЭС обычно выделяют систему программ, работающих вне реального времени на универсальной ЭВМ, и систему программ, работающих в реальном времени (оперативно-вычислительный комплекс — ОВК, реализуемый на комплексе мини-ЭВМ).
В первом комплексе проверка наблюдаемости используется для проверки достаточностн исходных данных. В случае нх нехватки алгоритмы проверки наблюдаемости указывают, какие данные надо добавить для соблюдения наблюдаемости или какие элементы схемы исключить (сэк-внвалентировать), т.е. как скорректировать расчетную схему для обеспечения адекватности ее объему исходных данных. К программам проверки наблюдаемости в таком режиме жестких требований к быстродействию не предъявляется, здесь важнее сервис и удобство стыковки с программами оценивания состояния, обрабатывающими контрольные замеры или другую ретроспективную информацию.
В комплексе алгоритмов АСДУ ЭЭС, работающих в реальном времени и образующих ОВК, основной источник исходной информации - телеизмерения (ТИ) и телесигнализация (TC). Общая идеология структу-
160
I
Vi 11. Зак. 2158
ры такого комплекса обсуждается в [75]. На рис. 8.1 приведена общая схема ОВК, разрабатываемого в Сибирском энергетическом институте CO АН СССР на мини-ЭВМ. Возможны трн режима этого комплекса: 1) циклический — с периодическим запуском задач 4—8; 2) спорадический — с запуском при заметном отклонении режима от предыдущего, проверенного с точки зрения соблюдения надежности, качества и экономичности;
3) имитационный — при проверке допустимости предполагаемых диспетчером решений.
Важнейшим этапом работы этого комплекса является формирование расчетной модели ЭЭС по данным TC, ТИ н псевдонзмерений (ПИ) . Блок формирования расчетной модели, куда, собственно, входит анализлаблю-даемости и эквивалентирование, представлен более подробно на рис. 8.2. Сначала происходит достовернзация телесигналов (TC) на основе ранее полученных контрольных уравнений и другой информации (оператор 1). Сведения о положении коммутационной аппаратуры, содержащиеся в TC, позволяют сформировать полную (для данного уровня управления) схему ЭЭС (оператор 2). Информация о текущем составе телеизмерений и псевдонзмерений служит для проверки наблюдаемости этой схемы(опе-ратор 3). Здесь же определяются ’’темные пятна” (ненаблюдаемые районы) , требуемые для обеспечения наблюдаемости дополнительные псев-донзмерения (ПИ). Te из требуемых ПИ, которые имеются в базе данных, вводятся для расчета режима ЭЭС (оператор 4) , если же после этого остаются ненаблюдаемые районы, то они эквнвалентнруются (оператор 4) так, чтобы расчетная схема стала полностью наблюдаемой (оператор 5). Оператор 6 позволяет произвести е-эквивалентирование, для того чтобы обеспечить устойчивую работу алгоритма оценивания состояния при наличии плохо обусловленных районов в общей расчетной схеме.
Наконец, сведения о ценности информации, если они введены в систему (они могут быть получены от оператора 10, см. рнс. 8.1), позволяют провести дальнейшее эквивалентирование, исключив из расчетной модели малоннформативные для текущего момента районы.
Оператор 11 формирует контрольные уравнения, которые используются для апріорного обнаружения плохих данных (оператор 8), идентификации дисперсий ошибок измерений (оператор 12) и для самого алгоритма оценивания состояния ЭЭС (оператор 9) . Оператор 10 уточняет состав грубых ошибок измерений, оператор 13 — идентифицирует статистические характеристики шума динамики ЭЭС, т.е. нерегулярных колебаний параметров режима при переходе от одного момента к другому.
Как можно видеть, изложенные выше результаты теории наблюдаемости применяются в операторах 3,4,5,6,7 и 11. Пернодачность работы этих операторов может быть существенно ниже,чем периодичность работы операторов непосредственного оценивания ЭЭС (операторы 8, 9, 10). Их работа инициируется лишь коммутацией в схеме сети, сбоями в системе сбора данных либо резким изменением режима.
162
ПИ (включая данные предшествующего интервала)
Проверка наблюдаемости. Определение недостающих ТИ
К подсистеме контроля и отображения
Рис. 8.2. Система формирования расчетной модели ЭЭС
С —выдача информации на сигнал; Д — документирование
8.2. ОБЩИЕ СООБРАЖЕНИЯ О СИНТЕЗЕ ССД
Схема синтеза ССД приведена на рнс. 8.3. Информация, собираемая в ССД, используется в алгоритмах контроля и принятия решений. Поэтому первым этапом синтеза ССД должно быть определение перечня задач ,где будет использоваться информация. Для AC ЦУ ЭЭС перечень задач н состав используемой информации приводились в работах [76, 77]. Заметим, что одной нз основных задач, во многом определяющих состав н объем информации, является расчет потокораспределения, так как именно эта задача дает сведения о режиме всех элементов расчетной схемы электрической сети и входит в качестве основной в такие основополагающие задачи, как проверка устойчивости, ввод режима в допустимую область, оптимизация режима н его коррекция. Дополнительная по сравнению с потокорас-пределением информация, требующаяся для расчетов переходных процессов (параметры генераторов, уставкн регуляторов и тд.), оптимизации (характеристики относительных приростов, границы допустимой области), меняется с существенно меньшей скоростью, чем параметры режима, определяемые прн расчетах потокораспределения. Объем данных гакже незначителен по сравнению с данными для электрического расчета сети. Поэтому можно считать, что в основном объем сведений, поступающий на диспетчерский пульт соответствующего уровня иерархии управления (районное энергетическое управление (РЭУ), объединенное диспетчер-ское управление (ОДУ), Центральное диспетчерское управление (ЦДУ)), определяется используемой на данном уровне при оперативном диспетчерском управлении расчетной схемой ЭЭС. Выбор этой расчетной схемы определяется критериями управления, статистическими и динамическими свойствами системы и некоторыми другими факторами и в конечном счете сводится к оптимальной для данного уровня модели ЭЭС.
