Εκτίμηση κατάστασης συστημάτων ηλεκτρικής ενέργειας με συγχρονισμένες μετρήσεις φασιθετών

Abstract

Η ασφαλής λειτουργία των συστημάτων ηλεκτρικής ενέργειας απαιτεί τη συνεχή επιτήρησή τους. Το έργο της εποπτείας αναλαμβάνει το κέντρο ελέγχου ενέργειας, το οποίο συγκεντρώνει δεδομένα από υποσταθμούς του δικτύου και τα χρησιμοποιεί για να υπολογίσει την κατάσταση του δικτύου, δηλαδή το σύνολο των φασιθετων τάσης των ζυγών. Η κύρια διαδικασία που εκτελείται σε ένα κέντρο ελέγχου ενέργειας είναι η εκτίμηση κατάστασης, η οποία παρέχει μια πλήρη απεικόνιση του συστήματος και προωθεί τα αποτελέσματά της σε ένα πλήθος εφαρμογών πραγματικού χρόνου. Η κλασική εκτίμηση κατάστασης βασίζεται σε πλεονάζουσες μετρήσεις που παρέχονται από ένα σύστημα SCADA. Με τη διαρκώς αυξανόμενη χρήση μονάδων μέτρησης φασιθετών (PMU) στα συστήματα ηλεκτρικής ενέργειας, καθίσταται επιτακτική η ανάγκη βελτίωσης της διαδικασίας αυτής με τη χρήση συγχρονισμένων μετρήσεων φασιθετών. Οι μετρήσεις αυτές διαθέτουν χρονική σήμανση, μεγάλη ακρίβεια και μεταδίδονται με πολύ υψηλό ρυθμό. Παρά τα πλεονεκτήματα που προσφέρουν όμως, δεν είναι δυνατόν να βασιστεί η εκτίμηση κατάστασης αποκλειστικά σε τέτοιες μετρήσεις, καθώς η εγκατάσταση μονάδων PMU σε όλα τα απαιτούμενα σημεία του δικτύου είναι εξαιρετικά δαπανηρή και ασύμφορη με τα σημερινά δεδομένα. Για το λόγο αυτό γίνονται προσπάθειες για την αξιοποίηση συμβατικών μετρήσεων SCADA και μετρήσεων PMU στην εκτίμηση κατάστασης. Ο σκοπός της παρούσας εργασίας είναι να περιγράψει την υβριδική εκτίμηση κατάστασης που χρησιμοποιεί και τα δύο είδη μετρήσεων. Η μέθοδος περιλαμβάνει τη χρήση μετρήσεων φασιθετών τάσης και ρεύματος σε συνδυασμό με τις συμβατικές. Για να ελεγχθεί η διαδικασία στην πράξη αναπτύχθηκε μια εφαρμογή σε περιβάλλον Matlab που υλοποιεί τον αλγόριθμο της εκτίμησης κατάστασης και δοκιμάστηκε σε πρότυπα δίκτυα της IEEE. Από τη μελέτη των αποτελεσμάτων γίνεται φανερό ότι ο αλγόριθμος αυτός βελτιώνει πολύ την ακρίβεια του υπολογισμού της κατάστασης του δικτύου.

Secure operation of power systems requires constant monitoring. This task is accomplished by a control center, which gathers data from system substations and uses them to estimate the system state, i.e. the bus voltage phasors. The main process in a control center is state estimation, which provides a complete view of the power system and forwards the results to a variety of realtime applications. Traditional state estimation is based on redundant measurements provided by a SCADA system. With the increasing use of phasor measurement units (PMU) in modern power systems, there is an imperative need to improve this process by utilizing synchronized phasor measurements. These measurements provide time stamping, better precision and a high data transmission rate. Despite these advantages, state estimation cannot rely solely on such measurements, because installing PMUs at all required points of a network is very expensive and inadvisable. Thus, there are efforts to exploit both conventional SCADA measurements and PMU measurements in state estimation. The aim of this thesis is to describe this hybrid state estimation, which uses both measurement types. The procedure utilizes voltage and current phasor measurements in combination with conventional measurements. Furthermore, an application was developed in Matlab in order to check the hybrid state estimation. The application was then tested on some IEEE standard power systems. The test results indicate that the proposed algorithm improves the precision of the state estimation process greatly.