CC BY
97
АСУ, ИНФОРМАЦИОННА ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИ В ЭНЕРГЕТИКЕ
УДК 621.311
СПОСОБЫ ПОВЫШЕНИЯ ДОСТОВЕРНОСТИ ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ ИНФОРМАЦИИ СИСТЕМ УЧЕТА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
А.В. ПАЗДЕРИН
Уральский государственный технический университет (УПИ)
Приводится краткая характеристика основных методов повышения достоверности измерительной информации систем учета электрической энергии. Рассматриваются метрологические, инженерные и математические способы выявления измерений, имеющих погрешности.
Системы учета электрической энергии (ЭЭ) предназначены для решения следующих важных технико-экономических задач на всех уровнях управления в энергетике [1]:
- обеспечения финансовых (коммерческих) расчетов за электроэнергию и мощность на оптовом и розничном рынках ЭЭ;
- управления режимами электропотребления;
- определения и прогнозирования всех составляющих баланса ЭЭ (выработка, отпуск с шин, балансы сетевых предприятий, потери и т.д.;
- определения стоимостных показателей производства, передачи, распределения и сбыта ЭЭ.
Важность перечисленных задач выдвигает требования к получению точной и достоверной информации от систем учета ЭЭ. Следует отметить, что по мере совершенствования модели функционирования электроэнергетики эти требования становятся все более строгими. Это не удивительно. Во времена социалистической системы хозяйствования учет ЭЭ не играл решающей роли, так как экономика функционировала на основе плановой системы, практиковалась система перераспределения финансовых ресурсов между отраслями в масштабах страны, а в масштабах отрасли - между регионами и отдельными предприятиями. В настоящее время продажа основной продукции отрасли - ЭЭ и мощности -является источником функционирования и развития предприятий энергетики.
Измерение электроэнергии сопровождается ошибками, которые в общем виде можно представить как сумму случайной и систематической составляющих:
W™ = W^CT +8W- +aWi, (1)
III1, ' '
© А.В.Паздерин Проблемы энергетики, 2004, № 11-12
ИСТ
где Щ - истинное, но неизвестное значение измеряемой величины;
5Щ -
систематическая составляющая погрешности, имеющая устойчивое во времени значение; аЩ - случайная ошибка, имеющая нулевое математическое ожидание. Дисперсия случайной ошибки зависит от классов точности средств учета ЭЭ, образующих измерительный комплекс учета ЭЭ (ИКЭ).
Предельное значение относительной погрешность ИКЭ 5щ вычисляют по методике РД 34.11.225-90 согласно формуле
5щ =±1,1
I
5 2 +51 +5С о +5 л + 50 +5О п + ^
(2)
где 51 - токовая погрешность ТТ, % по ГОСТ 7746-89; 5и - погрешность напряжения ТН, % по ГОСТ1983-89; 5со - основная погрешность счетчика, %; 5 л - погрешность из-за потери напряжения в линии присоединения счетчика к ТН,%; 50 - погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика за счет угловых погрешностей ТТ и ТН, %; 5оп - погрешность определения разности показаний счетчика, %; 5; - дополнительная погрешность счетчика от ; -ой
влияющей величины, %.
Данной формулой обычно пользуются на стадии проектирования энергообъекта и в метрологических исследованиях. В практике эксплуатации энергосистем относительную погрешность ИКЭ определяют по упрощенной формуле [2], содержащей только четыре первых члена в подкоренном выражении (2). Данная погрешность используется при расчете значения допустимого небаланса ЭЭ. Реальная погрешность измерения ЭЭ может превышать допустимые границы, определяемые (2). В процессе функционирования объекта может возникнуть повреждение любого устройства, входящего в ИКЭ. Такие повреждения обычно сопровождаются ошибками измерений, имеющими систематический (устойчивый во времени) характер. Уровень такой ошибки может достигать десятков процентов. В теории оценивания состояния данные ошибки принято называть грубыми (плохими данными). Выявление и устранение грубых ошибок измерений должно производиться как можно быстрее, так как финансовые потери отдельных участников энергообмена могут быть очень велики. В данной статье рассматриваются способы выявления грубых ошибок измерений ЭЭ.
Метрологический контроль и надзор за средствами учета электроэнергии осуществляется органами Госстандарта России и метрологическими службами АО-Энерго и РАО «ЕЭС России». Метрологические способы контроля точности и достоверности информации являются в настоящее время основными легитимными методами в данном направлении. Метрологическое обеспечение учета ЭЭ в РАО «ЕЭС России» имеет свою структурную организацию и основывается на использовании официальной нормативно-технической документации. Метрологические способы позволяют выявлять как грубые ошибки измерений, так и «нормальные» погрешности, обусловленные классами точности средств измерений. Однако следует отметить, что в практике эксплуатации энергетических объектов использование метрологических подходов
вызывает большие трудности, особенно в сетях сверхвысоких напряжений (220 кВ и выше). Метрологические способы поверки измерительных трансформаторов тока и напряжения для сверхвысоких напряжений очень дорогостоящи, требуют демонтажа силового оборудования и перерыва электроснабжения. Кроме того, метрологический надзор за существующими системами учета ЭЭ осуществляется с периодичностью один раз в несколько лет. В течение межповерочного интервала могут возникнуть повреждения любого звена измерительной системы, что может привести к увеличению погрешности измерения ЭЭ и, что очень опасно, к возникновению грубых ошибок.
Дублирование измерительных комплексов учета ЭЭ является очень эффективным, но и самым капиталоемким способом контроля достоверности. В энергокомпании «№Е8А» (Дания) во всех точках коммерческого учета
электроэнергии, начиная с уровня номинального напряжения 6 кВ, устанавливаются по два измерительных комплекса учета ЭЭ. Первый ИКЭ является основным - коммерческим. Именно его показания используются в финансовых взаиморасчетах. Второй ИКЭ является контрольным. Показания основного и контрольного ИКЭ сопоставляются в алгоритме АСКУЭ. В случае, когда разность этих показаний не превышает разрешенный в процентах допуск, данные по учету ЭЭ признаются достоверными. При превышении разрешенного допуска учет признается недостоверным, и выполняются работы по устранению причин недостоверности. Периодичность сравнения показаний основного и дублирующего счетчика находится на уровне нескольких часов. Следует дополнительно отметить, что для основного и контрольного ИКЭ используются разные обмотки измерительных трансформаторов тока и напряжения.
Инженерные способы контроля достоверности данных учета ЭЭ используются в Независимом Системном Операторе (США, Калифорния) и ряде других энергоснабжающих компаний США. Данный алгоритм является по своей сути инженерным подходом к выявлению недостоверной информации в АСКУЭ. Широкое и многолетнее использование такого подхода подтвердило его надежность и жизненность. Прежде всего необходимо отметить, что основной период учета данных в АСКУЭ Калифорнии составляет 60 минут. Передача данных со счетчиков ЭЭ на сервер АСКУЭ осуществляется несколько раз в день, так как это позволяет повысить надежность системы. Хранение профилей нагрузки учитываемой ЭЭ на самих счетчиках или устройствах сбора и передачи данных производится, как минимум, один месяц, что обеспечивает резервный источник хранения данных. Первоначальные идеи по использованию для достоверизации данных АСКУЭ телеметрической информации были отвергнуты ввиду ее низкой точности. Достоверизация измерительной информации осуществляется в рамках алгоритма АСКУЭ в автоматическом режиме. Для каждого счетчика ЭЭ на этапе конфигурирования алгоритма верификации может быть выбрано сразу несколько критериев достоверности, которые будут использоваться для его проверки на часовых или суточных интервалах времени. В качестве критериев достоверности могут выступать:
- разность времени между часами счетчика ЭЭ и сервера АСКУЭ;
- количество интервалов отключения ЭЭ;
- ошибка контрольной суммы при передаче информации;
- перезагрузка счетчика;
- аварийные сигналы со счетчика;
- повторная установка времени.
Кроме критериев, определяемых на основе аппаратной реализации АСКУЭ, используются дополнительные критерии достоверности:
- выход измерения за высокий/низкий предел по мощности;
- выход измерения за высокий/низкий предел по энергии;
- нарушение пределов по отношению активной и реактивной мощности;
- разность показаний основного и контрольного счетчика (при наличии последнего);
- отличие измеренного объема ЭЭ от планируемого;
- отличие измеренного объема ЭЭ от данных телеизмерений (8САБА);
- сравнение текущего измерения с измерениями за предыдущие аналогичные периоды времени;
- процентное изменение измеренной ЭЭ с объемами ЭЭ за соседние интервалы времени.
На основании совокупности выбранных критериев для отдельных счетчиков или измерительных каналов производится проверка достоверности. В случае обнаружения недостоверности данные могут повторно приниматься с объекта и редактироваться вручную. Расчет финансовых обязательств и доходов участников оптового рынка ЭЭ производится только на основе верифицированных данных.
Аналитические методы контроля достоверности измерительной информации от систем учета ЭЭ являются наименее затратными. Они основаны на обработке измерений ЭЭ математическими методами.
Балансовый метод нашел отражение в типовой инструкции по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении, действие которой распространяется на объекты РАО «ЕЭС России» и может использоваться другими ведомствами [2]. Суть методики заключается в сравнении значений фактического и допустимого небаланса ЭЭ для произвольного фрагмента электрической сети. В качестве таких фрагментов обычно используются структурные подразделения энергосистемы, то есть АО-Энерго, ПЭС, РЭС, электрические станции и подстанции. Фактический небаланс электроэнергии вычисляется на основании показаний приборов учета как разность между поступившим на объект объемом электроэнергии ЩП и объемом электроэнергии, отпущенным с энергообъекта ,о :
НБФ = №п ~ Що ~" ~А,, тех 100% , (3)
ЩП
кроме этого учитываются собственные, хозяйственные и производственные нужды объекта , а также технические потери в элементах оборудования
А,тех . Фактический небаланс ЭЭ определяется на основании данных от систем учета ЭЭ с месячной периодичностью. В случае, когда фактический небаланс ЭЭ не превышает допустимый небаланс НБд , то есть выполняется условие
НБф < НБд , (4)
учет ЭЭ может быть признан достоверным. При обратной ситуации учет является недостоверным и персоналу энергообъекта необходимо выявить причины небаланса и принять меры по его устранению. Значение допустимого небаланса ЭЭ определяется по формуле (с небольшими обобщениями), учитывающей предельно допустимые относительные погрешности 5, всех ИКЭ, определяемые на основе (2).
где й- - доля электроэнергии, поступившей на объект через I -ый ИКЭ, относительно суммарного поступления по всем ^ - измерительным комплексам, а й; - доля электроэнергии, отпущенной с объекта через -ый ИКЭ,
относительного суммарного отпуска ЭЭ по всем N0 - измерительным комплексам. Таким образом, допустимый небаланс электроэнергии определяется на основании классов точности всех ИКЭ, участвующих в формировании баланса
Последние годы существенно усилилась заинтересованность энергоснабжающих организаций к составлению балансов ЭЭ на своих объектах. Причиной этого служит сложившаяся в первой половине девяностых годов ХХ века тенденция по увеличению отчетных потерь ЭЭ. В практической деятельности определение небалансов ЭЭ в соответствии с (4)-(5) на уровне РЭС, ПЭС и АО-Энерго, как правило, не производится. Основная причина заключается в сложности расчета технических потерь ЭЭ ДЖТех на уровне системообразующих сетей и необходимости учета большого числа факторов при расчете НБф и НБд . Практическая применимость методики способствовала ее
использованию для оценки состояния систем учета на уровне более локальных частей энергосистемы - участков сети, подстанций, шин. В АО «Свердловэнерго» в 2002 году практически во всех ПЭС были образованы службы балансов ЭЭ. Описываемая методика применяется для расчетов небалансов ЭЭ на уровне подстанций, шин, а так же для пофидерного анализа структуры потерь ЭЭ в низковольтных распределительных сетях. Создание на уровне ПЭС аналитических групп для расчета балансов ЭЭ позволило повысить уровень работы по выявлению недостоверного учета ЭЭ. Именно эта задача ставится как одна из основных перед такими аналитическими группами.
Следует, однако, отметить слабые места методики контроля достоверности измерительной информации от систем учета ЭЭ [2]. Методика позволяет обнаружить повышенный небаланс ЭЭ и определить, что в ограниченном числе ИКЭ имеется грубая ошибка. Однако выделить конкретный ИКЭ с грубой ошибкой, внесший наибольший вклад в небаланс ЭЭ, методика не позволяет. Область использования данной методики можно разделить на две части. К первой можно отнести анализ небалансов ЭЭ на уровне шин, подстанций и электрических станций, то есть относительно локальных объектов, у которых число ИКЭ, участвующих в составлении небаланса ЭЭ, сравнительно невелико. Динамической погрешностью измерений, связанной с разновременностью снятия показаний с приборов учета ЭЭ, на этих объектах можно пренебречь. Даже на
НБД = ± УЬт*}♦МЛ2 • 1°°%.
Мр N0
(5)
і=1 }=\
ЭЭ.
уровне таких локальных объектов методика не гарантирует абсолютной уверенности выводов относительно достоверности учета ЭЭ. Причина этого связана с возможным наличием систематических погрешностей ИКЭ и отсутствием абсолютной независимости различных ИКЭ. Можно привести ряд примеров, в которых условие (4) выполняется, однако признать учет ЭЭ достоверным нельзя. Так, на секции шин устанавливается, как правило, один измерительный трансформатор напряжения, который питает все счетчики ЭЭ и другие устройства. При наличии у него систематической погрешности (как правило, это занижение вторичного напряжения ввиду перегрузки) баланс ЭЭ по приборам учета может отвечать условию (4). Однако измерения ЭЭ по всем ИКЭ могут быть занижены на одну и ту же величину, то есть измерения содержат отрицательную систематическую погрешность. Следующий пример может быть связан с трансформаторами тока. При значительной недогрузке всех присоединений (ночной провал нагрузки) измерительным трансформаторам тока свойственна отрицательная систематическая погрешность. Другой пример может быть связан с нарушением температурного режима в помещении, где установлены счетчики ЭЭ (пониженная температура). Это может привести к одинаковой степени уменьшения скорости вращения дисков у индукционных счетчиков.
Для сетевых объектов энергетики существуют дополнительные негативные моменты, связанные с применением описанной методики. К числу слабых мест можно отнести следующие:
1. Отсутствие учета разновременности снятия показаний с различных
ИКЭ. На уровне сетевых объектов, имеющих большую протяженность, динамическая составляющая погрешности учета ЭЭ, связанная с
неодновременностью снятия показаний с приборов учета ЭЭ, может превышать 10% и быть определяющей. Учет инструментальных погрешностей ИКЭ в такой ситуации не имеет смысла. Небаланс ЭЭ определяется не погрешностями ИКЭ, а разновременностью снятия показаний.
2. Низкая достоверность составляющей баланса ЭЭ, которая описывает полезный отпуск электроэнергии потребителям. Даже без учета динамической погрешности достоверность данных по полезному ЭЭ отпуску весьма низка. Основные причины низкой достоверности информации по полезному отпуску ЭЭ:
- использование приборов учета ЭЭ, не принадлежащих
энергоснабжающей организации, вследствие чего их метрологические
характеристики не подлежат контролю со стороны энергоснабжающей
организации;
- списывание показаний с приборов учета самими потребителями. Часть этих потребителей может занижать показатели, определяющие оплату за потребленную ЭЭ;
- влияние человеческого фактора (имеются в виду не только ошибки и просчеты при учете ЭЭ, но и злоупотребления в целях получения личной выгоды и т.д.);
- формирование полезного отпуска ЭЭ после выставления
энергосбытовыми подразделениями финансовых документов на оплату
потребленной ЭЭ. Полезный отпуск ЭЭ может отличаться от реального объема отпущенной и зафиксированной приборами учета ЭЭ по нескольким причинам. Так, энергоснабжающая организация может переносить оплату своей продукции на более поздние периоды времени для минимизации своего налогообложения. Для бытовых потребителей полезный отпуск электроэнергии определяется так
называемым «методом обратного счета». На основании финансовых средств, поступивших от реализации электроэнергии, определяется объем полезно отпущенной ЭЭ. Все хищения и вся неоплата ЭЭ входит в коммерческие потери;
- неэффективное нормирование потерь ЭЭ и невыполнимость нормативов может приводить к систематическим искажениям отчетной документации по балансам ЭЭ.
Перечисленные проблемы характеризуют задачу определения допустимого небаланса ЭЭ на уровне рассредоточенного энергообъекта не только как чисто техническую. Математическое моделирование всех указанных факторов, искажающих балансы ЭЭ, практически невозможно. Следовательно, нельзя получить идеальные формулы для расчета допустимых небалансов. При этом следует отметить, что процесс автоматизации систем учета и сбыта ЭЭ способствует вытеснению отмеченных выше нетехнических проблем.
Использование алгоритмов оценивания состояния. Для достоверизации телеизмерительной информации АСДУ энергосистем используются методы теории оценивания состояния (ОС), имеющие высокую степень научной проработки [4, 5]. В качестве уравнений состояния задачи ОС используют традиционные уравнения установившегося режима. Эти уравнения основаны на первом и втором законах Кирхгофа и законе Ома и могут записываться в разных формах. Они связывают между собой параметры установившегося режима электрической сети, то есть потоки активной и реактивной мощности, токи и напряжения. Именно эти параметры являются телеизмеряемыми. В рамках теории оценивания состояния разработаны математические методы, позволяющие обнаружить факт наличия измерений с грубыми ошибками (детекция плохих данных), выявить такие измерения (идентификация плохих данных) и устранить их влияние на точность математической модели, описывающей объект (подавление плохих данных) [5]. В системах учета ЭЭ фиксируются объемы электроэнергии, выраженные в кВт-ч. Основной период времени, для которого производятся измерения объемов ЭЭ и в дальнейшем -финансовые взаиморасчеты, составляет один месяц. На конкурентном секторе оптового рынка ЭЭ данный период снижен до одного часа. В течение расчетного периода могут происходить топологические изменения в схеме сети, связанные с аварийными и ремонтными ситуациями. Использование традиционных уравнений установившегося режима для описания процесса распределения потоков ЭЭ приводит к неадекватному моделированию, особенно при топологических изменениях в сети. Задача расчета потоков ЭЭ в сети на заданных интервалах времени с использованием измерительной информации от систем учета ЭЭ была определена как задача энергораспределения [3]. Основу задачи энергораспределения образуют условия узловых балансов ЭЭ:
к
Щ- = Х,, - = 1,2,3...N, (6)
;=1
где Щу - потоки ЭЭ в связях, инцидентных узлу г; Щ - узловая инъекция
(генерация или потребление) ЭЭ узла г; N - число узлов в схеме сети. Аналогично узлам можно записать уравнения балансов электроэнергии для всех к ветвей схемы сети:
где Д ЩЦ6* - технические потери ЭЭ на элементах схемы замещения ветви г - у.
Данные уравнения определяют уравнения состояния задачи ЭР. На их основе можно получить расчетные оценки потоков ЭЭ для всех элементов электрической сети. Кроме того, данные уравнения могут использоваться для выявления измерений с грубыми ошибками. В рамках методов теории ОС уравнения, содержащие в своем составе все измеряемые переменные, называются контрольными уравнениями. При наличии погрешностей в измерениях ЭЭ невязки (небалансы) контрольных уравнений отличны от нуля. Грубые ошибки приводят к появлению больших невязок (небалансов). Таким образом, идея контрольных уравнений очень схожа с идеей контроля фактических и допустимых небалансов ЭЭ на основе [2]. Если измерительные комплексы ЭЭ для части элементов сети отсутствуют, то контрольные уравнения можно получить из (6), (7) путем математического исключения всех неизмеренных переменных. Число линейно независимых контрольных уравнений, которое можно получить для оценки достоверности данных учета ЭЭ, равно числу избыточных измерений. В ситуации, когда измеряемыми являются все переменные из (6), (7), общее число измерений равно N + 2 • К. Минимально необходимое число измерений, определяющих наблюдаемость энергораспределения, равно числу ветвей в схеме сети К. Следовательно, общее число контрольных уравнений равно N + К. Такими контрольными уравнениями являются сами уравнения (6) и (7). На их основе можно получать линейно-зависимые варианты контрольных уравнений, содержащие разные измерения. Сопоставление невязок разных контрольных уравнений позволяет выявить измерения с грубыми ошибками. Если число измерений ЭЭ меньше числа связей в схеме сети К , то контрольных уравнений может вообще не оказаться.
Методы теории ОС обладают более сильными свойствами, с точки зрения возможности обнаружения плохих измерительных данных, по сравнению с типовой методикой сравнения фактических и допустимых небалансов ЭЭ [2]. Это объясняется большим разнообразием в формировании вариантов контрольных уравнений и строгой формализованностью процедуры их получения. Кроме того, все узловые балансы ЭЭ взаимозависимы за счет перетоков по связям. Такое взаимовлияние узловых балансов ЭЭ позволяет существенно повысить надежность выявления недостоверного учета в ранее описанных ситуациях, критичных для нормативного метода (систематическая погрешность
трансформатора напряжения, питающего цепи напряжения всех счетчиков на секции шин, или низкая/высокая загрузка всех присоединений, выводящая трансформаторы тока из класса его точности).
На рисунке изображена простейшая трехузловая схема и соответствующая ей система уравнений узловых балансов ЭЭ. Для простоты потери ЭЭ на всех элементах приняты нулевыми. Потоки ЭЭ, нанесенные на схему сети, можно рассматривать как измерения, у которых отсутствуют погрешности.
100
г
3
W1 = W12 + W13 W2 =-W12 - W32 W3 =-W13 + W32
-б9
Рис. Трехузловая схема и система уравнений узловыхбалансов
Используя линейные преобразования системы (6), для любого измерения ЭЭ можно получить целый ряд проверочных выражений, включающих различные комбинации измеряемых потоков ЭЭ. Так, для проверки генерации ЭЭ в узле 1 можно получить следующие проверочные выражения:
Щ = ,12 + ,13 = 30 + 70 = 100;
Щ = (-,2 -,32) + ,13 = 31 -1 + 70 = 100;
Щ = ,12 + (-,3 + ,32 > = 30 + 69 +1 = 100;
Щ = (-,2 - ,32 ; + (-,3 + ,32 ) = -,2 - ,3 = 31 + 69 = 100.
Выводы:
1. Для контроля достоверности измерительной информации от систем учета ЭЭ недостаточно одних метрологических методов. Наименее затратными являются методы достоверизации, использующие контроль за балансами электроэнергии. Информационная избыточность систем учета электроэнергии является обязательным требованием контроля достоверности измерительной информации на основе сопоставления фактических и допустимых небалансов.
2. Методы выявления плохих данных, разработанные для решения задачи оценивания состояния, могут использоваться для повышения достоверности измерительной информации систем учета ЭЭ. Наиболее эффективные алгоритмы связаны с использованием идеи контрольных уравнений.
The brief characteristic of the basic methods for validation energy metering information is resulted. Metrological, engineering and mathematical ways of revealing of measurements having errors are considered.
Summary
Литература
1. Концепция создания автоматизированной системы контроля и учета энергии в РАО «ЕЭС России».- М., 1996.
2. РД 34.09.101-94. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении.- М.: ОРГРЭС, 1995.
3. Паздерин А.В. Повышение достоверности показаний счетчиков
электроэнергии расчетным способом // Электричество.- 1997.- № 12.
4. Гамм А.З. Статистические методы оценивания состояния
электроэнергетических систем.- М.: Наука, 1976.- 220 с.
5. Гамм А.З., Колосок И.Н. Обнаружение грубых ошибок телеизмерений в электроэнергетических системах.- Новосибирск: Наука, 2000.- 152 с.
Поступила 24.05.2004
