Jacek Wasilewski Politechnika Warszawska Instytut Elektroenergetyki

1. ZARZĄDZANIE ENERGIĄ I TELEINFORMATYKA, ZET 2013Praktyczne aspekty statycznej estymacji stanu pracy elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych w warunkach krajowych Jacek Wasilewski Politechnika Warszawska Instytut Elektroenergetyki Nałęczów, 20-22 lutego 2013

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

3. Stan sieci Funkcja jakości sterowania 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) .

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

6. Obiekt badań SN Sieć 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 nn

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: 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

9. Wyznaczenie obciążeń odbiorców

10. 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.

11. 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 Rozkład Beta:

12. Obliczenia estymacji stanu • Dostępne 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

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