Praktyczne aspekty statycznej estymacji stanu pracy elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych w warunkach krajowych

Transkrypt

1 ZARZĄDZANIE ENERGIĄ I TELEINFORMATYKA, ZET 03 Praktyczne aspekty statycznej estymacji stanu pracy elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych w warunkach krajowych Jacek Wasilewski Politechnika Warszawska Instytut Elektroenergetyki Nałęczów, 0- lutego 03

2 Plan prezentacji:. Pojęcie systemu dystrybucyjnego. Sformułowanie problemu 3. Algorytm wykonania postawionego zadania 4. Charakterystyka poszczególnych elementów zadania 5. Analiza błędów szacowania obciążeń 6. Obliczenia estymacji stanu sieci 7. Podsumowanie

3 Pojęcie systemu dystrybucyjnego Struktura systemu dystrybucyjnego zawiera dwie podstruktury odróżniające się ze względu na funkcję, tj. podsystem sterowania (sterowanie dyspozytorskie i działanie automatyki elektroenergetycznej) oraz obiekt sterowania (sieć elektroenergetyczna, jako zbiór powiązanych ze sobą obiektów elektroenergetycznych). Funkcja jakości sterowania Stan sieci Sterowanie Obiekt (sieć rozdzielcza) Wyjście Wejście Wejście

4 Sformułowanie problemu Instytut Elektroenergetyki PW + ElGrid - system wspomagania zarządzania pracą i rozwojem elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych Pytanie: Jakie są aktualne i przyszłe możliwości estymacji (statycznej) stanu pracy sieci rozdzielczych SN i nn?

5 Algorytm wykonania postawionego zadania START Model sieci w GIS Przygotowanie danych wejściowych Dane pomiarowe + dane billingowe Wyznaczenie obciążeń odbiorców energii Błędy pomiarowe + błędy szacowania Estymacja stanu sieci dystrybucyjnej STOP Przyjęto założenie, że obliczenia estymacji dotyczą obciążeń szczytowych w okresie letnim i zimowym w dniu roboczym.

6 Obiekt badań Sieć dystrybucyjna SN i nn: dwa transformatory w stacji GPZ: - transformator trójuzwojeniowy 40/0/0 MVA; 5/5,75/6,6 kv - transformator dwuuzwojeniowy 6 MVA; 5/5,75 kv liczba stacji SN/nn: 4 długość linii SN: 7,5 km długość linii nn: 54,3 km liczba odbiorców: 043 Graf reprezentujący rozpatrywaną sieć składa się z: 4036 węzłów 5776 łuków reprezentujących segmenty linii 850 łuków reprezentujących połączenie linii 8 łuków reprezentujących transformatory 59 łuków reprezentujących łączniki SN nn linie SN linie nn 0% 0% 40% 60% 80% 00% napowietrzne kablowe

7 Przygotowanie danych wejściowych Wykorzystanie modelu CIM (uproszczono do obliczeń) Importowanie istniejącego odwzorowania sieci Korekcja danych zawierająca określenie stanów łączników na postawie danych ze SCADA, Walidacja danych

8 Wyznaczenie obciążeń odbiorców gdzie: w j,k waga węzła w k-tym poddrzewie, dla którego szacuje się moc szczytową, V k zbiór wierzchołków k-tego poddrzewa, P szac, j, k VP k zbiór wierzchołków k-tego poddrzewa, dla którego dostępne są pomiary mocy szczytowej, P m,j,k pomiar mocy szczytowej w j-tym wierzchołku k-tego poddrzewa należącego do zbioru VP k ; moc generowaną oznacza się z minusem, moc odbieraną z plusem; współczynnik jednoczesności od poziomu złącza do stacji GPZ, współczynnik strat mocy od poziomu złącza do stacji GPZ vv w k j, k w \ VP k j, k vvp k P m, i, k 4 5 Pomiar mocy gałęziowej Pomiar mocy węzłowej Moc węzłowa nieznana (szacowana) =

9 Wyznaczenie obciążeń odbiorców Oznaczenie WO-0. WO-0.3 WO-.0 WO-. WO-. WO-.3 Opis Brak pomiarów w stacji GPZ; dostępna informacja o mocach umownych poszczególnych odbiorców Brak pomiarów w stacji GPZ; dostępna informacja o maksymalnym godzinowym zapotrzebowaniu na energię odbiorców, wynikające z grafików lub profili zapotrzebowania Dostępne pomiary w stacji GPZ; dostępna informacja ilu odbiorców jest podłączonych do danego węzła (na podstawie odwzorowania sieci); wagą jest napięcie znamionowe węzła Dostępne pomiary w stacji GPZ; dostępna informacja o mocach umownych poszczególnych odbiorców (traktowane jako waga) Dostępne pomiary w stacji GPZ; dostępna informacja o średnim dobowym zużyciu energii za zadany okres estymacji (traktowane jako waga) Dostępne pomiary w stacji GPZ; dostępna informacja o maksymalnym godzinowym zapotrzebowaniu na energię odbiorców, wynikające z grafików lub profili zapotrzebowania (traktowane jako waga)

10 Model matematyczny zadania estymacji stanu gdzie: z T = [z, z,, z M ] jest M-wymiarowym wektorem obserwacji, T = [,,, O ] jest O-wymiarowym wektorem stanu rozpatrywanego systemu, h T () = [h (), h (),, h M ()] jest M-wymiarowym wektorem wartości funkcji nieliniowych oraz e T = [e, e,, e M ] jest wektorem błędów obserwacji. e h z ) ( ),...,, ( ),...,, ( ),...,, ( M O M O O M e e e h h h z z z

11 Gęstość prawdopodobieństwa Analiza błędów szacowania obciążeń U części odbiorców dysponowano 50 pomiarami mocy szczytowej 5-min wyznaczonymi dla rozważanego okresu estymacji (od grudnia 00 do lutego 0). Klasyfikacja odbiorców do grup na podstawie taryf oraz przypisanych im profili Wyznaczenie obciążeń za pomocą przedstawionych sposobów (tablica) Wyznaczenie procentowych błędów szacowania obciążeń Wyznaczenie statystyk z próby, badanie zgodności średniej z wartością 0 Estymacja parametrów rozkładu i badanie zgodności rozkładu empirycznego z rozkładem teoretycznym Rozkład Beta: f ( ).5 B(, ) Znormalizowany błąd względny [-]

12 Obliczenia estymacji stanu Dostępne były pomiary następujących wielkości: moduł napięcia w węźle zasilającym sieć 0 kv, przepływ mocy czynnej przez transformatory 0 kv/sn zasilające sieć rozdzielczą, przepływ mocy biernej przez transformatory 0 kv/sn zasilające sieć rozdzielczą. Wartości mocy czynnych odbieranych w węzłach odbiorczych wyznaczono każdorazowo za pomocą przedstawionych metod. Wyrazy macierzy wagowej przyjęto na podstawie oszacowania wariancji błędów poszczególnych obserwacji. Uzyskano znaczące zmniejszenie błędu szacowania obciążeń tylko dla sposobów WO-. i WO-.3

13 Podsumowanie Przy aktualnie dostępnym zbiorze obserwacji - duże błędy szacowania obciążeń brak zaufania do wyników obliczeń w sieci nn Konieczne obliczenia estymacji stanu sieci rozdzielczych poprawa wyników Poszukiwanie sposobów niebciążonego szacowania obciążeń Oczekiwanie na AMI w kierunku smart grid

14 Dziękuję za uwagę