Artykuł naukowy

1
UKŁAD OPTYMALNEJ REGULACJI MOCY FARM WIATROWYCH
Adam Rzepecki
Politechnika Lubelska, Katedra Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń
Streszczenie. W niniejszym artykule zaprezentowano nowatorskie rozwiązanie wspomagające pracę służb dyspozytorskich nadzorujących pracę farm
wiatrowych (FW). Podano przyczyny, dla których podjęto się realizacji niniejszego zadania. Przedstawiono również koncepcję (podzieloną na odrębne
etapy) w oparciu o którą zrealizowano projekt. Dodatkowo, w końcowej części przedstawiono fizyczną realizację rozwiązania w postaci stanowiska
laboratoryjnego a także wyniki, jakie uzyskano podczas analiz.
Słowa kluczowe: estymacja stanu, optymalizacja, układ regulacji, obciążalność prądowa
Wstęp
Krajowy system elektroenergetyczny jest uważany za przestarzały i nieefektywny. Znaczna część od lat nieremontowanych
linii (ze względu na małe jak na dzisiejsze potrzeby konsumentów
dopuszczalne obciążalności prądowe) nie pozwala na przesył
dużych ilości mocy. Z racji wieku (średnio 30 lat) są bardziej
awaryjne. Dodatkowo, ciągły wzrost zapotrzebowania na energię
elektryczną powoduje, iż aby sprostać aktualnym wymaganiom,
konieczna jest nie tylko modernizacja istniejącej infrastruktury,
ale i nowe inwestycje w energetykę. Niestety remonty linii elektroenergetycznych wynoszą czasami miliony złotych, co powoduje, że koszt remontu bywa porównywalny do kosztów wybudowania nowych instalacji. W związku tym poszukuje się nowych,
alternatywnych a zarazem tańszych rozwiązań, które przy użyciu
istniejącej infrastruktury pozwoliłyby na efektywniejszą jej eksploatację.
Jedną z koncepcji jest inwestowanie w OZE (źródłą geotermalne,
farmy wiatrowe itp.). Działania w tym kierunku są właściwie
niezbędne. Zobowiązują nas do tego dyrektywy UE o zwiększeniu
pozyskiwania energii elektrycznej z OZE. Powstające w Polsce
farmy wiatrowe (FW) są doskonałym przykładem realizacji niniejszych umów. Jako układy generacji rozproszonej doskonale
sprawdzają w zaspokajaniu potrzeb energetycznych lokalnych
odbiorców, niwelując tym samym konieczność budowy nowych
węglowych elektrowni konwencjonalnych oraz sieci dystrybucyjnej. Niestety kontrola nad funkcjonującymi obecnie FW wiąże się
z wieloma problemami. Często wymaga się ogromnego zaangażowania od dyspozytorów, którzy jedynie dzięki swemu doświadczeniu i intuicji potrafią odpowiednio zareagować i nie dopuścić
do wystąpienia nadmiernych przeciążeń czy też skoków napięcia.
Kiedy FW generuje moc poniżej pewnej wartości krytycznej,
następuje jej odłączenie od systemu. Z kolei, gdy chwilowo występują bardzo dobre warunki pogodowe - FW generują zbyt dużą
ilość energii, aby móc ją przesłać do systemu. W konsekwencji
powstają przeciążenia. Jeśli powstają przeciążenia, dyspozytor,
aby uniknąć zagrożeń związanych z zadziałaniem odpowiednich
zabezpieczeń, najczęściej decyduje się na ograniczenie pracy lub
odłączenie takiej farmy. W wyniku odstawienia farmy, energia
wiatru nie jest wykorzystana właściwie - jest bezpowrotnie tracona na rzecz czarnej wyprodukowanej przez elektrownie węglowe.
1. Model logiczny
Przedstawione powyżej prewencyjne działania służb dyspozytorskich (występujące stosunkowo często) powodują, że wykorzystanie mocy FW jest nieoptymalne. W związku z powyższym, aby
zmaksymalizować użyteczność farm opracowano niniejsze narzędzie – układ regulacji mocy farm wiatrowych w warunkach ograniczonych możliwości przesyłowych sieci elektroenergetycznych.
Zadaniem przedstawionego układu jest wyznaczenie w wyniku
obliczeń matematycznych odpowiednich nastaw mocy FW w taki
sposób, aby ich generacja była optymalna, tj. maksymalna w
aktualnych warunkach pogodowych oraz technicznych. W sytua-
cji, gdy dochodzi do tymczasowego przeciążenia linii przesyłowych spowodowanego np. przesyłaniem przez FW (w stosunku do
możliwości obciążeniowych sieci) nadmiernej ilości energii, to w
oparciu o bieżące informacje nt. systemu moduł obliczeniowy
zaproponuje tak dobrane nastawy (mocy czynnych), aby spełnić
następujące kryteria:
- zachowanie bilansu mocy,
- odciążenie linii do poziomów dopuszczalnych,
- spełnienie ograniczeń napięciowych.
Rys. 1. Schemat ilustrujący układ logiczny regulacji mocy farm wiatrowych.
Ogólny algorytm realizujący wyżej opisane założenia przedstawiono na rys. 1. Rozwiązanie pracuje w układzie zamkniętym –
w zależności od konfiguracji (oraz założeń), w trybie automatycznym lub półautomatycznym. W pierwszym przypadku program
obliczeniowy po pobraniu danych i wyznaczeniu odpowiednich
nastaw automatycznie przekazuje informacje do aparatury sterującej FW, gdzie te w następstwie otrzymanych sygnałów sterujących dostosowują swoją moc adekwatnie do otrzymanych żądań.
Z kolei w drugim przypadku program wyznacza proponowane
nastawy i oczekuje akceptacji dyspozytora, po której następuje
wysłanie wartości zadanych mocy do FW.
Ogólny algorytm pracy układu regulacji przedstawia się następująco:
 pobranie z systemu akwizycji SCADA aktualnych pomiarów,
 wyznaczenie modelu matematycznego aktualnego systemu
elektroenergetycznego,
 wykonanie obliczeń optymalizacyjnych,
 aktualizacja nastaw mocy FW.
Jak można zauważyć, najważniejszymi elementami całego układu
są dwa elementy:
a) estymator stanu,
b) optymalizator.
2
Są to dwa główne człony odpowiadające kolejno za modelowanie
systemu elektroenergetycznego w czasie rzeczywistym (estymacja
stanu) oraz obliczenia optymalizacyjne.
1.1. Estymator stanu
System elektroenergetyczny jest obiektem, który podlega
ciągłym zmianom. Nie można opracować jednego statycznego
modelu, który opisywałby go wystarczająco dokładnie. Dlatego,
aby móc wykonać jakiekolwiek analizy numeryczne w
odniesieniu do aktualnie obowiązującego stanu systemu wymaga
się użycia narzędzia, które w oparciu o dostępne informacje
potrafi przygotować model matematyczny będący aktualnym
odzwierciedleniem stanu rzeczywistego. Wymagania takie spełnia
estymator stanu, który pozwala na uzyskanie najbardziej
przybliżonego obrazu opisującego aktualny stan sieci.
Działanie estymatora opiera się na współpracy następujących
modułów:
 analizator topologii,
 test obserwowalności,
 obliczenia (stricte) estymacyjne,
 detekcja i identyfikacja błędnych danych pomiarowych,
Pracując w oparciu o bieżące dane pomiarowe estymator stanu
traktuje się jako układ modelujący sieć elektroenergetyczną w
czasie rzeczywistym [2].
Cały proces obliczeniowy zaczyna się od pobrania przez analizator topologii pomiarów z systemu SCADA (rys. 2).
gwarantować poziom bezpieczeństwa pracy systemu na odpowiednim poziomie, obsługa takich sytuacji jest wymagana.
Po zaliczeniu testu obserwowalności, wykonywane są obliczenia estymacyjne (ang. State Estimation, SE). Jego funkcjonalność opiera się o matematyczny opis pomiarów. Na potrzeby
obliczeń estymacyjnych bierze się pod uwagę najczęściej pomiary
mocy czynnej i biernej wstrzykiwanej do węzła, przepływy mocy
czynnej i biernej w liniach elektroenergetycznych i transformatorach oraz wartości modułów napięć węzłowych.
Każdy z w/w pomiarów (pomijając z oczywistych względów
moduł napięcia) opisywany jest następująco [1]:
a) równania mocy węzłowej czynnej i biernej:
Pi = PG  PL = Vi V j (Gij cosij  Bij sinij )
(1)

(2)
jN
Qi = QG  QL = Vi V j Gij sinij  Bij cosij
jN

b) równania przepływu mocy gałęziowej czynnej i biernej:



Pij = Vi2 g si  g ij  ViV j g ij cosij  bij sinij




Qij = Vi bsi  bij  ViV j g ij cosij  bij sinij
2
(3)

(4)
gdzie: i, j - indeksy węzłów, N - liczba węzłów w modelu,
Vi - moduł napięcia w węźle i-tym, V j - moduł napięcia w węźle jtym,  ij =  i   j - różnica kątów napięć węzłowych, Gij  jBij –
element
ij
zespolonej
macierzy
admitancyjnej
węzłowej,
g ij  jbij - admitancja zespolona gałęzi pomiędzy węzłami i,j,
g si  jb si - admitancja poprzeczna gałęzi pomiędzy węzłami i,j.
Wiadome jest, że każdy rzeczywisty pomiar składa się z wartości prawdziwej (którą można opisać równaniem) oraz pewnego
błędu e. Mając liczbę m takich pomiarów opisujących dany model
sieci, można przedstawić je w następującej postaci
Rys. 2.
Przykład modelowania sieci elektroenergetycznej w czasie rzeczywistym.
Przekształcając sieć opisaną za pomocą systemów szyn, odcinków
linii, transformatorów, generatorów, odbiorów oraz wyłączników
uzyskuje się model przedstawiony w postaci węzłów i gałęzi.
Wyznaczenie takiego modelu, dokonuje się w oparciu m. in. o
zestaw pomiarów opisujących stany wyłączników [4]. Analizując
połączenia pomiędzy sekcjami szyn (o jednakowym napięciu
znamionowym), następuje ich zredukowanie do pojedynczych
sekcji logicznych. Podobnie jest z liniami elektroenergetycznymi i
transformatorami, gdzie opierając się również o stany wyłączników wyznacza się model takiego połączenia. Kolejnym etapem
jest przyporządkowanie pozostałych (załączonych) elementów
sieci (generatorów, odbiorów itd.) do zredukowanych sekcji szyn.
W ten sposób analizator topologii posiadając niezbędne informacje (statyczne) zaszyte w bazie danych o elementach systemu (np.
impedancje gałęzi, przekładnie transformatorów, parametry generatorów, odbiorników itp.) oraz pomiary w postaci stanów wyłączników, dokonuje wyznaczenia topologii oraz przyporządkowuje pobrane pomiary do konkretnych elementów modelu.
Mając przygotowany w postaci gałęzie/węzły model topologiczny, do pracy przystępuje moduł testu obserwowalności (ang.
Obserability Test, OB). Jego zadaniem jest sprawdzenie czy na
podstawie zebranych danych pomiarowych możliwe jest wykonanie późniejszych obliczeń estymacyjnych. Miarą przydatności
danych pomiarowych do dalszych obliczeń jest pojęcie obserwowalności systemu (topologiczna, numeryczna) [3]. W przypadku
braku obserwowalności systemu, następuje identyfikacja brakujących pomiarów i odtworzenie ich w oparciu o pseudopomiary.
Należy tutaj zaznaczyć, że przy dzisiejszych możliwościach technicznych brak obserwowalności to praktycznie bardzo rzadki
przypadek, powstający z reguły w wyniku uszkodzenia wielu
przyrządów pomiarowych w krótkim czasie. Jednakże, aby za-
 z1   h1 x1 , x2 ,, xn    e1 
  
  
h  x , x ,  , x n    e2 
z
z= 2= 2 1 2

= h x   e

   
   
 z  h x , x ,, x  e 
n   m
 m  m 1 2
(5)
gdzie: h T = h1 x , h2 x , , hm x  , hi x  - funkcja nieliniowa opisująca pomiar i,
x T = x1 , x2 ,, xn  - wektor zmiennych stanu,
e T = e1 , e2 ,, em  - wektor błędów pomiarów.
Przekształcając powyższą zależność, otrzymuje się
 z1   h1 x1 , x2 ,, x n    e1 
  
  
h x , x , , x n    e2 
z
z  hx  =  2    2 1 2
=
=e

   
   
 z  h x , x ,, x  e 
n   m
 m  m 1 2
(6)
W celu wyznaczenia wektora stanu (modułów napięć węzłowych
oraz ich kątów) należy dobrać takie zi, aby suma kwadratów błędów zi pomiarów była minimalna. Dodatkowo, uwzględniając
fakt, że każdy z pomiarów może być obarczony różnej wielkości
błędem oraz, że nie jest poszukiwana prawdziwa wartość pomiaru
tylko moduły napięć i ich kąty, oznacza się każdy z pomiarów
pewną wagą (współczynnikiem). Wagi dla poszczególnych pomiarów opisane są za pomocą macierzy:
2
R = diag{  12 ,  22 ,,  m
}
(7)
gdzie:  i – odchylenie standardowe i-tego pomiaru.
Stosując powyższe zależności uzyskuje się funkcję ryzyka przyjmującą postać
3
J x  =
m

z i  hi ( x) 2 = z  h( x)T R 1 z  h( x) = min
(8)
Rii
i 0
Aby wyznaczyć minimum powyższej funkcji, musi zostać spełniona zależność
g x  =
J ( x)
= H T x R 1 z  h( x) = 0
x
(9)
gdzie:
 Pinj

 
 Pflow
 
 h( x)   Qinj
H x  = 

 x   
 Q flow

 

 0

Pinj 

V 
Pflow 
V 
Qinj 

V 
Q flow 

V 
Q flow 

V 
(10)
Mając do czynienia z nieliniowym układem równań, rozwiązanie
uzyskuje się przy pomocy metody iteracyjnej, w tym przypadku
Gaussa-Newtona. Rozwijając funkcję g(x) w szereg Taylora
   

g x = g x k  G x k x  x k  ... = 0
(11)
oraz pomijając wyrazy nieliniowe
  
x k 1 = x k  G x k
1
g(xk )
(12)
gdzie: k- indeks iteracji, x k - wektor rozwiązania w iteracji k,
G( x k ) =
 
 
g x k
= H T x k R 1 H ( x k )
x
 
 
 
g x k = H T x k R 1[ z  h x k ]
(13)
(14)
otrzymuje się
  
 
x k 1 = x k  H T x k R 1 H x k
1
    
H T x k R 1 z  h x k
(15)
a w postaci uproszczonej
x k 1 = x k  x k 1 .
sując powszechnie znane wzory, wyznacza się m. in. moce węzłowe czynne i bierne, przepływy mocy w gałęziach oraz prądy.
Tak przygotowany model opisany dodatkowo poprzez parametry
statyczne zostaje przekazany do dalszej analizy przez moduł
optymalizacji.
1.2. Obliczenia optymalizacyjne
Na potrzeby niniejszego rozwiązania przygotowano moduł
rozwiązujący problem optymalizacyjny. Koncepcja algorytmu
opiera się o metodę optymalizacji liniowej Simplex zaadoptowaną
do obliczeń w elektroenergetyce [5].
Mając
do
dyspozycji
aktualny
stan
systemu
elektroenergetycznego (de facto obliczony przez estymator stanu)
w postaci węzły/gałęzie, algorytm podejmuje się wykonania
zadania odnalezienia optymalnych nastaw mocy generowanych. Z
matematycznego punktu widzenia obliczenia optymalizacyjne
ukierunkowane są na rozwiązaniu zadania, którego celem jest
maksymalizacja sumy mocy generowanej możliwej do
wprowadzenia we wszystkich węzłach analizowanej sieci:
(18)
max f  max P1G  P2G  ...  P N -1 G

Rzeczywiste elementy sieci charakteryzują się pewnymi
ograniczeniami, stąd w zadaniu optymalizacyjnym również należy
je uwzględnić. Najważniejszymi są ograniczenia techniczne –
nawet przy najlepszych warunkach FW nie wyprodukuje energii
ponad wartość graniczną ustaloną przez producenta. Również w
momencie wystąpienia niekorzystnych warunków pogodowych
(chwilowy brak wiatru) nie będzie można wyprodukować żadnej
energii. Kolejnym a zarazem kluczowym aspektem, jaki jest
uwzględniany
podczas
optymalizacji
to
dopuszczalna
obciążalność prądowa przewodów elektroenergetycznych –
ograniczająca tym samym ilość energii, jaką można przesłać w
sieci przez daną linię elektroenergetyczną. Dodatkowo, w trakcie
obliczeń (optymalizacji) może okazać się, iż w wyniku
otrzymanego (zaproponowanego) rozwiązania wyznaczone
wektory napięć są dalekie od dopuszczalnych norm a bilans mocy
w sieci różni się znacznie od początkowego (przed obliczeniami).
Dlatego aby zapobiec wspomnianym problemom stosuje się
dodatkowe ograniczenia.
W efekcie problem optymalizacyjny sprowadza się do wyżej
wspomnianej
maksymalizacji
mocy
generowanej
z
uwzględnieniem następujących kryteriów:
(16)
P1Gmax  P1G  P1Gmin
Do rozwiązania układu równań wymaganych jest z reguły kilka
iteracji, niezależnie od liczby pomiarów. Proces iteracyjny jest
powtarzany do momentu, aż zostanie spełnione kryterium zakończenia obliczeń określone jako
x k 1   .

Jeśli moduł BDD/BDI nie wykrył żadnych błędów, to uzyskany podczas obliczeń estymacyjnych (SE) wektor napięć jest wektorem najbardziej odpowiadającym stanowi faktycznemu. Mając
do dyspozycji wyznaczone napięcia odtwarza się wielkości, które
podczas obliczeń zostały wykluczone lub nie istniały wcale. Sto-
(19)
P N -1 Gmax  PnG  P N -1 Gmin
(17)
Wykonanie obliczeń estymacyjnych pozwala na określenie
prawdopodobnego wektora stanu wyrażonego poprzez napięcia i
kąty. W tym momencie zakłada się, że uzyskane wyniki mogą
nadal zawierać błędy pomiarów, które nie zostały wykryte podczas wcześniejszych analiz. Aby sprawdzić, czy takie błędy występują w rozpatrywanej sieci, wykonywany jest kolejny test
mający na celu wykrycie danych pomiarowych powodujących
zafałszowanie wyników końcowych (ang. Bad Data Detection
and identyfication, BDD/BDI). W przypadku odkrycia choćby
jednego błędnego pomiaru następuje (w zależności od metodyki
działania) jego usunięcie. Przykładowym algorytmem analizy
błędnych danych jest test największej standaryzowanej reszty.
Jeśli podczas testu nastąpiło usunięcie któregoś z pomiarów,
konieczne jest wykonanie ponownej estymacji (reestymacji) stanu
oraz powtórzenie procedury detekcji błędów.
P2Gmax  P2G  P2Gmin

gdzie: P N -1 Gmin oraz P N -1Gmax to ograniczenia produkcji
mocy czynnej w danym węźle,
I ijmax  I ij  0, i, j  1,2,..., N

gdzie:
I ij 
,
(20)


1 1  Z1i  Z1 j   P1   Z 2i  Z 2 j   P2  .


(21)

X ij U n ..  Z N -1 i  Z N -1 j  P N -1
 
 
 




U1max  U1  U1min

U 2max  U 2  U 2min
(22)
U  N -1 max  U n  U  N -1 min
Stosując powyższe założenia w implementacji algorytmu uzyskuje
się narzędzie realizujące wyznaczony cel (tj. proponowane
nastawy mocy generowanych) a dzięki linearyzacji modelu SEE,
prostotę programu oraz szybkość w działaniu.
4
2. Model fizyczny
3. Prezentacja wyników
Zaprezentowany układ w warunkach rzeczywistych
wymagałby po wykonaniu obliczeń sprzężenia zwrotnego ze
strony nadzorowanego systemu elektroenergetycznego. Dlatego na
potrzeby niniejszego układu przygotowano dodatkowo moduł
(symulator SEE), który generuje odpowiedzi (rozpływy mocy) na
zadane sterowanie.
Aby w móc w pełni przeanalizować zjawiska zachodzące
podczas obliczeń utworzono model laboratoryjny (rys. 3). W skład
stanowiska (laboratoryjnego) wchodzą m. in.:
- komputer z oprogramowaniem symulujący działanie
rzeczywistego systemu elektroenergetycznego,
- komputer klasy PC, z oprogramowaniem estymacji oraz
optymalizacji,
- koncentrator danych wraz z systemem SCADA (System
WindEx) gromadzącym aktualne dane nt. nadzorowanej sieci,
- przełączniki sieciowe.
Realizując stanowisko laboratoryjne nałożono duży nacisk na
wizualizację uzyskiwanych efektów obliczeń. Dlatego podczas
pracy układu istnieje możliwość obserwacji nie tylko numerycznej
(działającej w tle) ale i wizualnej.
Telemechanika
Rozproszona
DNP 3,0
TCP/IP
Sieć zewnętrzna
Regulator
Estymator
Optymalizator
RS 232
RS 485
DNP 3,0
Dedykowany komputer Telemechaniki B
Symulator SEE
Aparatura do generacji sygnałów
Koncentrator danych MST2
Rys. 3. Schemat fizyczny układu regulacji mocy farm wiatrowych.
Pracę układu regulacji zilustrowano na rys. 4. Na początek (tak jak
w rzeczywistym systemie) ustala się pewien stan. Na potrzeby
projektu symulowany SEE obciąża się losowo wartościami
odbiorów w taki sposób, aby wystąpiły przeciążenia linii
przesyłowych. Informacje o sieci (w postaci pomiarów) zostają
przekazane za pomocą łącz sieciowych do koncentratora danych
MST2. Otrzymane informacje są na bieżąco analizowane i
wyświetlane przez system nadzoru WindEx (SCADA). W tym
momencie obliczenia wykonuje estymator stanu, który po
wyznaczeniu aktualnego modelu SEE przekazuje go do
optymalizacji celem wyznaczenia takich nastaw mocy
generowanych, aby przy jednoczesnym zachowaniu aktualnego
(ew. zbliżonego) bilansu odciążyć linie przesyłowe. Mając
wyznaczone wartości nastaw (mocy generowanych) następuje ich
przekazanie do symulatora SEE, który wykonując rozpływ mocy
ustala nowy stan systemu. Cały powyższy proces powtarza się
cyklicznie do momentu zatrzymania go przez użytkownika.
Rys. 4.Ogólny algorytm pracy układu estymacyjno-optymalizacyjnego.
Pracę układu rozpoczyna się od uruchomienia aplikacji symulatora (rys. 5) w której umieszczono schemat graficzny analizowanego
fragmentu systemu elektroenergetycznego wraz z bieżącymi
wartościami napięć węzłowych, przepływami mocy oraz wartościami generacji i odbioru mocy. Dodatkowo, dołączono panel
(okno po lewej stronie) pozwalające na sterowanie widocznością
poszczególnych elementów oraz wykres słupkowy (okno u dołu)
ilustrujący aktualne obciążenie analizowanego systemu mocą
czynną.
Do pracy symulatora niezbędne jest uruchomienie środowiska
SCADA, które po wykonaniu obliczeń rozpływowych i przesłaniu
pomiarów (przez symulator) zwizualizuje je w oparciu o wbudowany system WindEx (rys. 6).
Aplikacja estymacyjno-optymalizacyjna
Sterow
System SCADA
WindEx
anie
śc
rto
Wa
i za
da
ne
Pd
W
la F
ue
(XQ
ry)
Optymalne wartości zadane dla FW
Optymalizacja FW
ualn
Akt
an
y st
E
SE
Manager
mia
Po
r
iar
Tor sygnałów
analogowych i cyfrowych
Rys. 5. Okno główne symulatora SEE.
Pom
System SCADA
WindEx
Sieć komunikacyjna
Pętla światłowodowa
Po
m
iary
P,
Q,
U
Aktu
(mod alny st
an
el w
form SEE
ie KD
M)
zS
EE
(XQ
ue
Model w formie
pliku KDM
ry)
Topologia sieci
Estymacja stanu
SEE
Pomiary P, Q, U
Rys. 6. Okno główne reprezentujące fragment nadzorowanego systemu wyświetlony w
systemie
WindEx
wraz
logiką
komunikacyjną
modułu
estymacyjnooptymalizacyjnego.
Po aktualizacji SCADY następuje pobranie pomiarów do uruchomionego w tle estymatora stanu (będącego fizycznie na innej
maszynie PC), utworzenie aktualnego modelu matematycznego
oraz wykonanie optymalizacji. Po zakończeniu obliczeń estymator
przekazuje do SCADY proponowane nastawy mocy FW jako tzw.
setpointy. Tak wyznaczone wartości są przekazywane do symulatora gdzie wykonywany jest algorytm rozpływu mocy. Po wykonaniu obliczeń rozpływowych następuje aktualizacja modelu sieci
w symulatorze oraz (w konsekwencji) w SCADZIE.
Aby zobrazować efekt prac, umieszczono poniżej (rys. 7) przykład
z występującymi przeciążaniami wynoszącymi od 120% do 200%.
5
zostały zredukowane a prądy obciążenia osiągnęły wartości
akceptowalne tj. poniżej 100% (rys. 8).
4. Podsumowanie
Rys. 7 Schemat modelu sieci przed optymalizacją.
Po wykonaniu obliczeń optymalizacyjnych przeciążenia
Zaprezentowany
układ
regulacji
jest
niewątpliwie
rozwiązaniem innowacyjnym i niespotykanym w skali kraju.
Dzięki
połączeniu
estymatora
stanu
z
obliczeniami
optymalizacyjnymi stworzono narzędzie do regulacji (kontroli)
farm wiatrowych zapewniające jakość analizy o wiele lepszą niż
dotychczas
stosowane
narzędzia
oraz
intuicja
służb
dyspozytorskich.
Korzyści
wynikające
z
zastosowania
przedstawionego rozwiązania są znaczne - zarówno w aspekcie
ekonomicznym (mniejsze straty energii to większe oszczędności)
jak i marketingowym (wspiera rozwój OZE). Dlatego zdaniem
autora, niniejszy układ regulacji ma duże szanse nie tylko służyć
jako wsparcie dla służb dyspozytorskich, ale zostać ich głównym
narzędziem do kontroli mocy farm wiatrowych.
Literatura
[1] Abur A., Exposito A.: Power System State Estimation. Theory and
Implementation. Marcel Dekker, 2004.
[2] Bose A., Clements K.: Real-Time Modeling of Power Networks. IEEE Transactions on Power Systems. Vol. 75, NO. 12, December 1987, s. 1607-1622.
[3] Castillo E., Conejo A., Pruneda R.: Observability Analysis in State Estimation A Unified Numerical Approach. IEEE Transactions on Power Systems Vol. 21,
NO. 2, May 2006.
[4] Monticelli A.: Electric Power system State Estimation. IEEE Transactions on
Power Systems. Vol. 88, NO. 2, February 2000, s. 262-282.
[5] Kacejko P. i inni: Sprawozdanie merytoryczne z wykonanych badań
przemysłowych i prac rozwojowych z realizacji projektu badawczorozwojowego. Raport z realizacji pracy naukowo badawczej N R01 0021 06.
Rys. 8 Schemat modelu sieci po optymalizacji.