Используемые сокращения:
АСДУ - автоматизированная система диспетчерского управления;
АСКУЭ - автоматизированная система контроля и учета электроэнергии;
АТС - Администратор торговой системы;
АЭС - кафедра Автоматизированных электрических систем;
ЕЭС - Единая энергетическая система;
ИКЭЭ - измерительный комплекс электрической энергии;
ИСЭМ - Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН;
КУ - контрольные уравнения;
ЛЭП - линия электрической передачи;
MX - метрологические характеристики;
ОДУ - объединенное диспетчерское управление;
ОИК - оперативно-информационный комплекс;
ОС - оценивание состояния;
ПИ - псевдоизмерения;
ПК - программный комплекс;
ПЭС - предприятие электрических сетей;
РЭС - районные электрические сети;
ТИ - телеизмерения;
СЛУ - система линейных уравнений;
ЭЭС - электроэнергетическая система;
ЭЭ - электрическая энергия;
ЭР - энергораспределение;
УР -установившийся режим;
УГТУ-УПИ - Уральский государственный технический университет-УПИ;
УУН - уравнения узловых напряжений;
ЦСОИ - центр сбора и обработки информации;
ФСК - Федеральная сетевая компания.
ВВЕДЕНИЕ
В. 1. Современное состояние систем учета электроэнергии, моделей и методов анализа энергетических режимов и их показателей
На протяжении многих десятилетий отечественная энергетика развивалась по пути объединения в Единую Энергетическую Систему (ЕЭС), покрывающую зоной своего обслуживания громадную территорию. Автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ) ЕЭС создавалась на основе иерархических принципов управления [1, 2]. Основной задачей АСДУ является обеспечение бесперебойного снабжения потребителей электрической энергией (ЭЭ) с минимизацией затрат на ее производство и распределение. Управление ЕЭС, объединенными энергетическими системами (ОЭС), территориальными и районными электроэнергетическими системами (ЭЭС) строится на основе расчета и анализа установившихся режимов (УР). Задача расчета УР является базовой для АСДУ электроэнергетических систем. На ее основе решаются многие более сложные задачи диспетчерского управления и планирования режимов ЭЭС [1-3].
В настоящее время энергетика России вступила в период реформирования. При этом, наряду с обеспечением надежности и качества электроснабжения, необходима поддержка конкурентных отношений в основных видах энергетического бизнеса. Существенно меняются критерии оптимального управления режимами работы ЭЭС, которое должно осуществляться с учетом экономических интересов участников рынка [4-8]. В задачах планирования и оптимизации изменение режимов ЭЭС в суточном разрезе времени учитывается путем рассмотрения серии последовательных прогнозных режимов [1, 2, 9]. Оперативное управление осуществляется на основе систем телеконтроля и телеизмерения параметров УР ЭЭС. К основным измеряемым параметрам режима относятся активные и реактивные мощности, модули напряжений и токов. Существующие системы телеизмерений (ТИ) позволяют контролировать параметры УР с дискретностью в несколько секунд.
Концепция реформирования электроэнергетики [4-6] предполагает, что по мере совершенствования методов коммерческого управления все большее значение будут приобретать энергетические показатели, характеризующие
режимы работы электростанций, сетевых предприятий и потребителей. Основной товарной единицей, за которую будут производиться финансовые расчеты на оптовом и розничном рынках, станет электрическая энергия [4-6, 10]. На оптовом рынке ЭЭ, а вполне возможно и на розничном, максимум мощности исчезнет из числа коммерческих характеристик и перестанет быть величиной, за которую производится оплата. При этом временной интервал, на котором необходимо будет учитывать отпущенную и потребленную электроэнергию, сократится с одного месяца до одного часа, а в дальнейшем может стать еще меньше.
Тарифы и цены на электроэнергию можно будет дифференцировать в суточном разрезе времени [4-6, 10]. В настоящее время дифференциация цен на электроэнергию с часовой дискретностью уже имеет место для части потребителей и на конкурентном секторе оптового рынка ЭЭ, но объем ЭЭ, реализуемой по такой системе, пока невелик. Функции обеспечения коммерческих и конкурентных отношений на оптовом рынке возлагаются на Администратора Торговой Системы (АТС), являющегося, по сути, коммерческим оператором оптового рынка электроэнергии. Деятельность АТС основана на использовании измерительной информации от систем учета ЭЭ.
Измерения ЭЭ являются коммерческими данными, на основе которых осуществляются финансовые взаиморасчеты между участниками рынка. Согласно [6, 10] такая коммерческая информация должна поступать к АТС в рамках иерархической автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ). АСКУЭ, охватывающие в настоящее время локальные объекты электрической сети, с течением времени станут иерархическими информационно-измерительными системами и будут контролировать распределение потоков ЭЭ практически во всей сети на интервалах времени в 5-30 минут [10].
Основное назначение АСКУЭ - обеспечение финансовых взаиморасчетов за электроэнергию достоверной и оперативной измерительной информацией [10]. Создание в электроэнергетике относительно новой информационно-измерительной системы АСКУЭ в целях развития коммерческих взаимоотношений участников рынка является необходимым условием реформирования отрасли. Традиционная система учета ЭЭ не позволяет обеспечивать необходимую для целевой модели рынка оперативность и
9
качество измерительной коммерческой информации. В дальнейшем под термином «традиционная система учета ЭЭ» подразумеваются не только сами устройства измерения (совокупность измерительных комплексов электроэнергии (ИКЭЭ), состоящих из измерительных трансформаторов, линий связи и самих счетчиков электроэнергии), но и существующие правила, способы сбора, обработки и хранения измерительной информации. В отличие от АСКУЭ, снятие показаний с приборов учета ЭЭ в традиционных системах осуществляется с участием персонала энергоснабжающих организаций и потребителей. Традиционные системы учета ЭЭ предназначены для получения измерительной информации о потоках ЭЭ в электрической сети на месячных интервалах времени. Месячный период до сих пор остается основным расчетным отрезком времени, на котором производятся финансовые взаиморасчеты как на розничном, так и на оптовом рынках ЭЭ.
Следует отметить, что в последние годы наблюдается существенный прогресс в части совершенствования технической базы систем учета электроэнергии. Идет процесс замены индукционных счетчиков электроэнергии на электронные и микропроцессорные приборы учета. Современные интеллектуальные счетчики электроэнергии позволяют измерять ЭЭ для минутных интервалов времени и хранить в памяти эту информацию в течение нескольких десятков дней. Использование таких приборов учета ЭЭ создает предпосылки для постепенной трансформации традиционных систем учета ЭЭ в АСКУЭ. Снятие информации о профилях потребления ЭЭ может осуществляться при помощи переносных микропроцессорных средств с участием оперативного персонала. При оснащении таких систем учета каналами передачи информации формируются системы АСКУЭ. В процессе проектирования и внедрения АСКУЭ постепенно ужесточаются требования к надежности и метрологическим характеристикам данных систем. Наличие АСКУЭ, отвечающей регламентируемым требованиям, является одним из главных условий выхода покупателей и продавцов ЭЭ на оптовый рынок электроэнергии. Таким образом, в течение последних лет произошел количественный и качественный рост систем учета ЭЭ, традиционные системы учета ЭЭ постепенно вытесняются АСКУЭ.
Существенно увеличились инвестиции в совершенствование систем учета ЭЭ, их техническое и метрологическое обслуживание. При существенном
10
увеличении стоимости и сложности систем учета ЭЭ уровень математического моделирования процессов, связанных с измерениями ЭЭ, остается весьма упрощенным. Основным способом анализа и определения достоверности измерений ЭЭ является балансовый метод [11]. Анализ энергетических режимов на объектах энергетики традиционно производится путем составления балансов электроэнергии. С математической точки зрения процедура составления баланса ЭЭ представляет собой суммирование и вычитание измеренных объемов ЭЭ для ИКЭЭ, находящихся на границах рассматриваемого объекта. Поступающий на объект и отпускаемый с объекта объем ЭЭ, а также разность этих двух величин, называемая отчетными (фактическими) потерями электроэнергии, являются главными характеристиками энергетического баланса. Топология электрической сети, параметры схемы замещения, режимные характеристики при составлении энергетического баланса не используются. Таким образом, составление энергетического баланса является весьма упрощенным методом анализа энергетических показателей процесса выработки, передачи, распределения и потребления электрической энергии.
Несмотря на существенный прогресс в части технического состояния систем учета ЭЭ, в последнее десятилетие наблюдается практически повсеместный рост отчетных потерь ЭЭ в абсолютных и относительных единицах [12-14]. Рост потерь ЭЭ связан главным образом с увеличением коммерческих потерь. Коммерческие потери ЭЭ определяются недоучетом полезно-отпускаемой потребителям ЭЭ, хищениями ЭЭ, а также недостатками энергосбытовой деятельности [14-19]. Для предприятий электрических сетей, снабжающих потребителей на низких уровнях номинального напряжения, проблема коммерческих потерь ЭЭ является первоочередной [20-25].
Коммерческие потери ЭЭ связаны также с отрицательными систематическими погрешностями измерительных комплексов электроэнергии [19-32]. Метрологический контроль и надзор за средствами учета электроэнергии, осуществляемый органами Госстандарта России и метрологическими службами электроэнергетической отрасли, в настоящее время является основным способом обеспечения легитимности коммерческой информации. Периодичность метрологического контроля (один раз в несколько лет) не гарантирует исправной и точной работы измерительных систем учета
11
электроэнергии в течение межповерочного интервала. Контроль метрологических характеристик измерительных трансформаторов для сверхвысоких напряжений вообще весьма проблематичен [14, 33].
Проблема потерь ЭЭ тесно связана с вопросами тарифообразования и выделения в составе отчетных потерь нормативных потерь, которые должны закладываться в тарифы потребителей [16, 34-38]. В связи с этим возникает проблема расчета технических потерь ЭЭ, которые являются главной составляющей нормативных потерь ЭЭ. Проблеме расчета технических потерь ЭЭ посвящено большое число исследований, например [34-36, 39-49]. Однако в настоящее время в области расчета технических потерь ЭЭ возникают новые проблемы, связанные с необходимостью определять ответственность участников энергообмена за данные потери [38, 50, 51, 52]. В условиях вертикально-интегрированных энергоснабжающих компаний, осуществляющих электроснабжение всех потребителей на закрепленной за ними территории, суммарные потери ЭЭ распределялись между потребителями пропорционально объемам их потребления. Для этого достаточно было произвести расчет технических потерь в целом для финансово-самостоятельной энергоснабжающей организации, то есть определить суммарные потери в электрической сети с максимальной точностью, без разделения потерь по отдельным элементам сети. В процессе реформирования электроэнергетики возникает необходимость в разграничении ответственности за потери ЭЭ между потребителями, электросетевыми предприятиями и энергосбытовыми организациями. Это требует разработки методов расчета потерь электроэнергии, которые могут дать оценки потерь ЭЭ для каждого отдельного элемента сети.
Главной проблемой при этом является топологическое многообразие режимов работы сложнозамкнутых электрических сетей. Наименьшую методическую погрешность имеют методы оперативного расчета потерь, использующие телеметрическую информацию. Задача расчета установившегося режима ЭЭС на основе данных телеизмерений и телесигнализации имеет название «оценивание состояния» (ОС) [53-59]. Решение задачи ОС в режиме on-line, то есть с периодичностью в несколько минут, позволяет учесть схемно-режимное многообразие ЭЭС при расчете потерь. Сложность задачи ОС и низкая обеспеченность отечественных энергосистем средствами ТИ пока не
12
позволяют. внедрить программы ОС на уровне большинства сетевых предприятий.
Перечисленные проблемы, а также интенсивное развитие АСКУЭ требуют разработки более адекватной модели анализа энергетических режимов на временных интервалах от нескольких минут до нескольких месяцев.
В.2. Методические вопросы разработки адекватной модели для описания режимов распределения потоков и потерь электроэнергии на элементах электрической сети
При моделировании энергетических режимов необходимо знать распределение потоков ЭЭ, технических и коммерческих потерь ЭЭ для каждого элемента сети. Модель для анализа энергетических режимов должна учитывать схему электрической сети. Расчетные оценки потоков ЭЭ на каждом элементе и фрагменте сети должны удовлетворять условиям баланса ЭЭ. При таком подходе возникает необходимость поэлементного расчета технических потерь с использованием параметров схемы замещения. Для элементов сети, на которых отсутствуют средства учета, необходимо производить дорасчет неизмеренных потоков ЭЭ.
Расчет потоков и потерь ЭЭ на всех элементах электрической сети с использованием измерительной информации был определен нами как задача ЭНЕРГОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ (ЭР).
Использование задачи энергораспределения может быть эффективным при решении следующих актуальных в настоящее время вопросов: оценка достоверности и точности измерительной информации систем учета электроэнергии, расчет технических и коммерческих потерь электроэнергии, устранение небалансов электроэнергии и стоимостных небалансов, урегулирование разногласий между участниками энергообмена в рамках новых моделей функционирования электроэнергетики.
Основная цель данной работы заключается в разработке моделей и методов анализа режимов работы электрических сетей, которые позволяют от анализа следующих друг за другом в разрезе времени мгновенных установившихся режимов перейти к анализу энергетических характеристик
13
этих режимов в целом для всего анализируемого отрезка времени. При этом, помимо измерительной информации о мгновенных параметрах режима (напряжения, токи, мощности), появляется возможность использования интегрированной измерительной информации от счетчиков ЭЭ. Такой подход позволяет решить две важные проблемы. Во-первых, происходит существенное снижение трудозатрат при расчете потерь ЭЭ на длительных интервалах времени, когда вместо множества последовательных расчетов УР выполняется только один расчет ЭР. Во-вторых, появляется возможность оценить достоверность измерительной информации систем учета ЭЭ. Данная задача должна решаться на основе измерений ЭЭ. Измерения мгновенных параметров режима (телеизмерения) имеют меньшее значение, и они используются для уточнения технических потерь ЭЭ. Кроме того, интегрированные для анализируемого отрезка времени телеизмерения мощностей могут использоваться в качестве дублирующих измерений ЭЭ.
Как известно, задача расчета параметров режима с учетом топологии электрической сети решается в пространстве мощностей и носит название «расчет установившегося режима» или «расчет потокораспределения». Данная задача имеет высокой уровень научной проработки, используется как базовая для решения других, более сложных проблем планирования, оптимизации и противоаварийного управления [64-71].
Первоначальные попытки моделирования режимов энергораспределения были связаны с использованием уравнений установившегося режима [72]. Представлялось, что если разделить измеренные объемы ЭЭ на период измерения Т, то из координат «потоки ЭЭ» можно перейти в привычные координаты «потоки мощности», а далее использовать все модели и методы расчета УР.
Однако было установлено, что усреднение режимов на интервале времени приводит к появлению неустранимых небалансов в уравнениях установившегося режима. Были исследованы возможности применения основных законов электротехники для моделирования процесса ЭР [61]. Основная проблема моделирования режимов ЭР связана с тем, что за расчетный отрезок времени могут происходить многочисленные топологические изменения в схеме сети, связанные с аварийными и ремонтными отключениями элементов сети. Наибольшую актуальность задача ЭР пока имеет на месячном интервале времени, но с постепенным расширением
14
дифференцированной по зонам суток системы оплаты за электроэнергию, интерес будет представлять ЭР на (полу)часовых отрезках времени.
С учетом топологического многообразия режимов работы сети, в основе уравнений .состояния, описывающих процесс ЭР, должны лежать уравнения балансов ЭЭ в узлах и ветвях электрической сети. Данные уравнения остаются тождествами при любых схемных и режимных изменениях в течение анализируемого отрезка времени [61, 62].
В сложившихся условиях оснащенности энергосистем измерительными комплексами ЭЭ расчет ЭР обеспечен измерительной информацией в сетях высоких уровней номинального напряжения. Расчетная схема должна включать все высоковольтные элементы сети и может заканчиваться шинами 6-35 кВ понизительных подстанций. При этом обычно имеется избыток измерительной информации в отношении потоков активной ЭЭ, и возникает проблема согласования расчетных оценок. В этих условиях задачу расчета ЭР по своей постановке удается приблизить к задаче ОС. Решение задачи ЭР в настоящей работе предлагается производить на основе подходов теории ОС, что не накладывает жестких ограничений на размещение в сети измерительных комплексов ЭЭ.
Методы ОС, применительно к расчету установившихся режимов по данным измерений, имеют высокую степень научной и практической проработки, благодаря, в первую очередь, работам Института Систем Энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН (ИСЭМ) [53-56]. Проблемы ОС связаны с анализом наблюдаемости, который является неотъемлемой частью задачи оценивания [55]. Одной из наиболее сложных проблем задачи ОС является проблема обнаружения ошибочных измерений и подавления их влияния на результаты расчетов [56]. Алгоритмы ОС должны осуществлять учет ограничений в форме равенств и неравенств, что вносит дополнительную сложность в постановку задачи.
Аналогичные проблемы возникают и при оценивании ЭР. Методические и алгоритмические подходы, разработанные для решения задачи ОС, были применены к разрабатываемым в настоящей работе методам решения задачи ЭР. С учетом того, что уравнения состояния задачи ЭР существенно отличаются от уравнений УР ЭЭС, при решении указанных проблем применительно к задаче ЭР возникли существенные отличия от классической задачи ОС, которые в первую очередь касаются условий наблюдаемости [73].
15
В.3. Общая характеристика работы
Актуальность проблемы. По мере совершенствования модели функционирования электроэнергетики требования к оперативности, точности и достоверности информации об объемах энергообмена в ЭЭС становятся все более строгими. Несоответствие между современными требованиями к системам учета ЭЭ и их фактическим состоянием является, пожалуй, одной из основных причин, сдерживающих темпы внедрения новой конкурентной модели функционирования энергетики.
В процессе измерения электроэнергии возникают погрешности, которые носят как случайный, так и систематический характер. Метрологические характеристики измерительных комплексов ЭЭ таковы, что при отклонениях их режимов работы от нормативных (номинальных), в большинстве случаев, происходит недоучет ЭЭ. Кроме того, традиционные системы учета ЭЭ достаточно слабо защищены от предумышленных искажений коммерческой информации, используемой для финансовых взаиморасчетов. Средства учета очень часто принадлежат покупателям ЭЭ, и ежегодно наблюдается увеличение разницы между измеряемыми объемами генерируемой и потребляемой ЭЭ [12, 13]. Ранее отмечалось, что причина роста потерь ЭЭ связана с ростом коммерческих потерь ЭЭ. Увеличение коммерческих потерь ЭЭ подрывает экономику электроснабжающих организаций и приводит к постоянному недофинансированию предприятий энергетики. В условиях вертикально-интегрированных энергоснабжающих организаций, осуществляющих полный цикл производства, транспорта, распределения и реализации ЭЭ, рост фактических потерь ЭЭ покрывался некоторым завышением тарифов. Реформа энергетики предполагает разделение генерации, транспорта и сбыта ЭЭ. Проекты реформирования розничного рынка ЭЭ предполагают, что при выделении транспорта ЭЭ в отдельный вид бизнеса, финансово-самостоятельные предприятия электрических сетей будут оплачивать энергосбытовым организациям весь объем фактических потерь ЭЭ. Это существенно обострит проблему коммерческих потерь ЭЭ для электросетевых предприятий, осуществляющих транспорт ЭЭ на уровне 0,4 кВ, и может привести к их банкротству.
Несовершенство систем учета ЭЭ, приводящее к сверхнормативным потерям ЭЭ, невыгодно и для добросовестных потребителей, так как тарифы
16
завышаются, и им приходится покрывать часть потребления недобросовестных потребителей.
Использование сбалансированной модели ЭР позволяет решить первую важную проблему - математическим способом оценить достоверность измерительной информации от систем учета ЭЭ. Использование методических подходов ОС по отношению к измерительной информации от систем учета ЭЭ позволяет произвести:
— анализ наблюдаемости режимов энергораспределения на основе имеющегося состава измерительных комплексов ЭЭ;
— дорасчет неизмеренных потоков ЭЭ в условиях полной или частичной наблюдаемости;
— выявление ошибочных измерений ЭЭ и подавление их влияния на результаты расчета;
— фильтрацию случайных погрешностей измерений, т.е. получение . расчетных оценок для измеряемых переменных, которые имеют
минимальное отклонение от измеренных значений, но удовлетворяют всем балансовым условиям;
— идентификацию систематических и случайных погрешностей измерительных комплексов на основе статистической обработки измерений, относящихся к различным отрезкам времени.
— определение численных характеристик избыточности, точности и достоверности измерительной информации от систем учета ЭЭ. Измерительная информация от систем учета ЭЭ поступает в центры ее
сбора и обработки с определенной периодичностью. Это позволяет осуществлять ее математическую проверку и оценивать правильность работы системы учета ЭЭ каждый раз при получении новой порции измерительной информации, то есть с периодичностью, соответствующей отрезку времени между соседними моментами сбора измерений ЭЭ.
Вторая важная цель работы связана со снижением методических и информационных погрешностей расчета потерь ЭЭ в высоковольтных сложнозамкнутых электрических сетях [74]. В рамках задачи ЭР расчет потерь ЭЭ выполняется с учетом возможных схемных изменений сети за анализируемый отрезок времени. Возможность расчета потоков ЭЭ в сети в условиях топологических измерений обеспечивается за счет того, что модель ЭР в части, касающейся распределения потоков ЭЭ на графе сети, не
17
использует параметры схемы замещения [75]. При этом условия наблюдаемости задачи ЭР существенно отличаются от традиционных для классической задачи ОС условий наблюдаемости.
Расчет потерь ЭЭ с учетом изменений в топологии сети повышает точность расчета потерь для каждого отдельного элемента сети. Это позволяет согласовать расчетные оценки потоков ЭЭ в схемах большой размерности. Возможность поэлементного расчета потерь определяется тем, что для расчета нагрузочных потерь ЭЭ на каждом элементе требуются два типа основных режимных характеристик: средние за расчетный отрезок времени значения активных и реактивных мощностей, а также дисперсии данных мощностей, определяющие неравномерность загрузки каждой связи. Определение усредненных по времени мощностей целесообразно осуществлять на основе данных от систем учета ЭЭ. Для определения дисперсий перетоков мощности требуется измерительная информация от систем телеизмерений или измерения ЭЭ на коротких интервалах времени. Совместное использование измерительной информации от систем учета ЭЭ и систем телеизмерений создает дополнительную избыточность, за счет которой возможно снижение информационных погрешностей расчета потерь ЭЭ. Важно, что расчет потерь для длительных интервалов времени (месяц, год) может осуществляться за счет однократного решения задачи ЭР без циклического решения задачи ОС по данным ТИ. Использование в качестве основной измерительной информации данных учета ЭЭ позволяет сопоставить отчетные потери ЭЭ с техническими потерями. Таким образом, расчет технических потерь в рамках модели ЭР совмещен с расчетом балансов ЭЭ. Это обеспечивает возможность анализа балансов и потерь ЭЭ на отдельных участках сети в соответствии с административно-территориальным делением объектов электроэнергетики. Последнее ' обеспечивает возможность распределения разницы между отчетными и техническими потерями, то есть коммерческих потерь ЭЭ, между отдельными ИКЭЭ. Локализация коммерческих потерь возможна при наличии информационной избыточности систем учета ЭЭ. Возможность такой локализации в электрических сетях с большим числом измерительных комплексов существенно повышает эффективность борьбы с коммерческими потерями ЭЭ [19].
К сожалению, есть одно весьма существенное обстоятельство, ограничивающее область практического использования результатов расчета ЭР. |
