ZARZĄDZANIE ENERGIĄ I TELEINFORMATYKA, ZET 2013

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

Jacek Wasilewski

Politechnika WarszawskaInstytut Elektroenergetyki

Nałęczów, 20-22 lutego 2013

Plan prezentacji:1. Pojęcie systemu dystrybucyjnego2. Sformułowanie problemu3. Algorytm wykonania postawionego zadania4. Charakterystyka poszczególnych elementów

zadania5. Analiza błędów szacowania obciążeń6. Obliczenia estymacji stanu sieci7. Podsumowanie

Pojęcie systemu dystrybucyjnegoStruktura 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) .

SterowanieObiekt (sieć rozdzielcza)

Wejście 1 Wejście 2

Wyjście

Stan sieciFunkcja jakości sterowania

Sformułowanie problemu

Pytanie:

Jakie są aktualne i przyszłe możliwości estymacji (statycznej) stanu pracy sieci rozdzielczych SN i nn?

ElGrid™ - system wspomagania zarządzania pracą i rozwojem elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych

+Instytut Elektroenergetyki PW

Algorytm wykonania postawionego zadania

Przygotowanie danych wejściowych

START

Model sieci w GIS

Dane pomiarowe

+ dane billingowe

Wyznaczenie obciążeń

odbiorców energii

Estymacja stanu sieci dystrybucyjnej

Błędy pomiarowe

+ błędy szacowania

STOP

Przyjęto założenie, że obliczenia estymacji dotyczą obciążeń szczytowych w okresie letnim i zimowym w dniu roboczym.

Obiekt badańSieć dystrybucyjna SN i nn:

• dwa transformatory w stacji GPZ:

- transformator trójuzwojeniowy 40/20/20 MVA; 115/15,75/6,6 kV

- transformator dwuuzwojeniowy 16 MVA; 115/15,75 kV

• liczba stacji SN/nn: 124

• długość linii SN: 171,5 km

• długość linii nn: 524,3 km

• liczba odbiorców: 10432

Graf reprezentujący rozpatrywaną sieć składa się z:

• 40326 węzłów

• 15776 łuków reprezentujących segmenty linii

• 18501 łuków reprezentujących połączenie linii

• 128 łuków reprezentujących transformatory

• 5921 łuków reprezentujących łączniki

0% 20% 40% 60% 80% 100%

linie nn

linie SN

napowietrzne kablowe

SN

nn

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

Wyznaczenie obciążeń odbiorców

gdzie:

wj,k – waga węzła w k-tym poddrzewie, dla którego szacuje się moc szczytową,

Vk – zbiór wierzchołków k-tego poddrzewa,

VPk – zbiór wierzchołków k-tego poddrzewa, dla którego dostępne są pomiary mocy szczytowej,

Pm,j,k – pomiar mocy szczytowej w j-tym wierzchołku k-tego poddrzewa należącego do zbioru VPk; 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

1

2

34

6

7

5

8 9

10

15

13

14

11

17

16

18

19 20

Pomiar mocy gałęziowej

Pomiar mocy węzłowej

Moc węzłowa nieznana (szacowana)

=

34

5

7

6

8 9

11

17

16

18

19 20

1

12

1

10

15

13

14

11

1612

+ +

k

kk

VPvki

VPVvkj

kjkj

P

w

wP

,,m

\,

,,,szac

Wyznaczenie obciążeń odbiorcówOznaczenie Opis

WO-0.1 Brak pomiarów w stacji GPZ; dostępna informacja o mocach umownych poszczególnych odbiorców

WO-0.3 Brak pomiarów w stacji GPZ; dostępna informacja o maksymalnym godzinowym zapotrzebowaniu na energię odbiorców, wynikające z grafików lub profili zapotrzebowania

WO-1.0 Dostępne pomiary w stacji GPZ; dostępna informacja ilu odbiorców jest podłączonych do danego węzła (na podstawie odwzorowania sieci); wagą jest napięcie znamionowe węzła

WO-1.1 Dostępne pomiary w stacji GPZ; dostępna informacja o mocach umownych poszczególnych odbiorców (traktowane jako waga)

WO-1.2 Dostępne pomiary w stacji GPZ; dostępna informacja o średnim dobowym zużyciu energii za zadany okres estymacji (traktowane jako waga)

WO-1.3 Dostępne pomiary w stacji GPZ; dostępna informacja o maksymalnym godzinowym zapotrzebowaniu na energię odbiorców, wynikające z grafików lub profili zapotrzebowania (traktowane jako waga)

Model matematyczny zadania estymacji stanu

gdzie:

zT = [z1, z2, …, zM] jest M-wymiarowym wektorem obserwacji,

xT = [x1, x2, …, xO] jest O-wymiarowym wektorem stanu rozpatrywanego systemu,

hT(x) = [h1(x), h2(x), …, hM(x)] jest M-wymiarowym wektorem wartości funkcji nieliniowych oraz

eT = [e1, e2, …, eM] jest wektorem błędów obserwacji.

exhz

)(

),...,,(

),...,,(

),...,,(

2

1

21

212

211

2

1

MOM

O

O

M e

e

e

xxxh

xxxh

xxxh

z

z

z

Analiza błędów szacowania obciążeń• U części odbiorców dysponowano 250

pomiarami mocy szczytowej 15-min wyznaczonymi dla rozważanego okresu estymacji (od grudnia 2010 do lutego 2011).

• 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

11 1),(B

1)(

xxxf

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10

0.5

1

1.5

2

2.5

Znormalizowany błąd względny [-]

Gęs

tość

pra

wdo

podo

bień

stw

a

Rozkład Beta:

Obliczenia estymacji stanuDostępne były pomiary następujących wielkości:

• moduł napięcia w węźle zasilającym sieć 110 kV,

• przepływ mocy czynnej przez transformatory 110 kV/SN zasilające sieć rozdzielczą,

• przepływ mocy biernej przez transformatory 110 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-1.1 i WO-1.3

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”

Dziękuję za uwagę