Устройства синхронизированных векторных измерений - УСВИ (PMU)


Статус статьи

Не проверено экспертами


Назначение

Использование PMU позволяет:

  • повысить точность измерительной информации;
  • улучшить наблюдаемость расчетной схемы;
  • повысить эффективность методов обнаружения грубых ошибок в измерительной информации;
  • повысить точность и надежность получаемых оценок.


Максимальный эффект от применения PMU при оценивании состояния ЭЭС может быть достигнут при совместном использовании данных от PMU и традиционных ТИ системы SCADA. При наличии достоверных измерений, достаточных для выполнения расчета потокораспределения, процедуру оценивания состояния можно заменить расчетом установившегося режима.


Общие сведения

PMU (phasor measurement unit) – прибор, измеряющий комплексные величины тока и напряжения. В отличие от традиционных телеизмерений (ТИ), измерения от PMU синхронизированы по времени через GPS, точность их выше и поступают они в пункты сбора информации PDC (phasor data concentranor) тысячами срезов в секунду, тогда как SCADA принимает один срез в несколько секунд. Объединение ТИ и измерений от PMU решаются оперативно-информационным управляющим комплексом (ОИУК) автоматически.

Размещенные в крупных узлах энергосистемы, PMU вместе со SCADA-системой образуют – Wide Area Measurement System (WAMS). WAMS – это инфраструктура в сетевом процессе управления, сконструированная под развитие и интеграцию информации, основанной на измерения. WAMS наращивает возможности SCADA-системы: она включает в себя сбор информации, её обработку и оперативную поддержку, и специально разработана для обновления отображения энергосистемы с целью её безопасности и надёжности.

Центральная станция WAMS осуществляет сбор данных от PMU, расположенных по всей энергосистеме (данные включают информацию о напряжении, токе, активной мощности, частоте и фазовом угле). Анализ аварийного возмущения предполагает расчет напряжения и тока прямой последовательности, а также частоты в узле и фазного угла генератора.


Актуальность использования

Измерения, поступающие от PMU, в сочетании с ТИ, пришедшими от SCADA, более полно отражают режим рабочей схемы электроэнергетической системы (ЭЭС). Для задачи оценивания состояния (ОС) принятие в расчет измерений от PMU – это расширение спектра измерений, значения которых получены с более высокой аппаратной точностью и при этом точно увязаны по времени.

Следует отметить, что PMU, предлагаемые сегодня как на зарубежном, так и на отечественном рынках, не позволяют решать одну из ключевых задач, поставленных в новых стандартах - измерения в переходных процессах. Кроме этого, современные PMU должно обеспечивать возможность интеграции в состав «цифровой подстанции», включая поддержку приема данных в формате IEC 61850-9-2. УСВИ, предназначенные для функционирования в составе цифровой подстанции, на рынке не представлены.

Указанные выше причины привели к тому, что ОАО «ФСК ЕЭС» инициировало разработку устройств синхронизированных векторных измерений нового поколения.


Эффекты от внедрения (использования)

Внедрение PMU позволит получать в реальном времени векторные измерения на уровне РДУ для анализа и оценки запасов устойчивости энергосистемы. Получение результатов таких измерений позволит уточнить модели, используемые для расчетов переходных процессов, что, в свою очередь, позволит повысить точность управляющих действий диспетчера, а также даст более объективную картину по состоянию электрической сети.


Принцип функционирования

Достоверизации измеренных переменных (применение)

Для обнаружения грубых ошибок в ТИ используется метод, построенный на анализе невязок контрольных уравнениях (КУ). КУ – это уравнения, в которые входят только измеренные переменные режима. Под измеренными переменными понимаются измерения, полученные от системы SCADA (ТИ) и измерения от PMU. одстановка измерений в КУ приводит к появлению невязки . Если в измерениях отсутствуют грубые ошибки, невязка уравнения не выходит за некоторое пороговое значение dwk :
wk<dwk

Расчет достоверизации измеренных переменных выполняется в следующем порядке:

  • по исходному приближению вычисляются перетоки мощностей во всех линиях;
  • проверяется баланс мощностей во всех узлах.


Баланс мощностей во всех узлах говорит о достоверности переменных режима и, следовательно, об отсутствии необходимости инициировать задачу оценивания состояния.

Задача оценивания состояния

Задача оценивания состояния ЭЭС заключается в том, чтобы найти такие значения измеряемых переменных режима, которые, во-первых, будут наиболее близки к измеренным значениям и, во-вторых, будут удовлетворять уравнениям электрических цепей. В ИСЭМ СО РАН разработан алгоритм оценивания состояния ЭЭС на базе контрольных уравнений. Этот алгоритм можно разделить на четыре пункта.

  1. оцениваются все измеренные переменные режима, путем минимизации невязок КУ;
  2. из всех оцененных переменных выбираются базисные измерения. Базисные измерения – это часть переменным, по которым вычисляется вектор состояния;
  3. вычисляется вектор состояния (фазы и модули напряжений). Вектор состояния это – часть переменных режима, по которым определяются все остальные переменные режима;
  4. по вектору состояния вычисляются все переменные режима (измеренные и неизмеренные).


С точки зрения наблюдаемости ЭЭС по измерениям, полученным от PMU, рассматриваются три ситуации.

  1. ЭЭС наблюдаема по измерениям, полученным от PMU (измерения без ошибок);
  2. ЭЭС наблюдаема по измерениям, полученным от PMU (возможны грубые ошибки в измерениях);
  3. ЭЭС не наблюдаема по измерениям, полученным от PMU.


В первой ситуации PMU измеряет переменные режима, которые являются вектором состояния для алгоритма ОС. Если по результатам достоверизации эти измерения считаются достоверными, то по ним вычисляются все переменные режима без дополнительной математической обработки. Т.е. выполняется только последний пункт алгоритма оценивания состояния.
Во второй ситуации требуется математическая обработка измерений. Здесь выполняются третий и последний пункты алгоритма ОС. Достоинствами такого подхода являются:

  • простота вычислений;
  • повышение точности оценок за счет более высокой точности измерений от PMU, чем от ТИ SCADA;
  • не требуется синхронизация данных PMU и SCADA.


Решение задачи в третьей ситуации может иметь три варианта.

  • Измерения PMU и ТИ рассматриваются равноправными (с учетом дисперсий). Выполняются все пункты алгоритма ОС.
  • Измерения, полученные от PMU, считаются точными и участвуют в оценивании состояния ЭЭС как постоянные величины. Такие величины остаются неизменным, но сами они влияют на процесс ОС (влияют на оценки фазы и модуля напряжения в узлах, в которых отсутствуют PMU). Выполняются все пункты алгоритма ОС.
  • Измерения, полученные от PMU, считаются точными, но не участвуют в первых трех пунктах алгоритма.


Опыт применения

Компания Cisco c 2011 года начала массово внедрять устройства PMU регистрации в рамках проекта NAPSInet. К настоящему времени реализован проект на Егорлыкской ГЭС-2 (новая гидроэлектростанция, входит в состав «Каскада Кубанских ГЭС»), где специализированные сетевые устройства Cisco применяются в том числе для формирования каналов связи с региональным диспетчерским управлением Ставропольского края, которые используются для передачи данных и диспетчерской телефонной связи.

Предполагается пилотная апробация технологии в энергокластерах «Эльгауголь», «Ванино», «Кола», «Большое кольцо Санкт-Петербурга», «Коми», а также на транзите «Приморская ГРЭС – Чугуевка-2 –Лозовая».

Разработчики:

  • ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС»;
  • ОАО «Энергосетьпроект»;
  • ЗАО «ИТЦ Континуум»;
  • Hyundai Heavy Industries.


Ссылки


Архитектурные кейсы, связанные с технологией