查找用于电力系统状态估计的测量数据文件

1. 标准化给定信息：

2.计算测量的标准偏差：

各个测量值的标准偏差 [r] 根据以下公式计算：

注意：改用测量值。

r] 余二坤电力系统状态估计 p55.

对应的权重矩阵为：

3. 计算和测量雅可比矩阵：

测量值可以近似为 。

计算相应发射功率测量值的公式如下：

因此，状态变量的测量方程的一阶偏导数为 。

以节点3为平衡节点，可得到测量的雅可比矩阵：

即由式（*）得到：

换人次数是值得的：

方程 （** 是一个超定方程，乘以 htw：

换人次数是值得的：

方程（**）是一个线性方程组，通过求解可以得到状态变量估计值：

因此，测量估计值为：

对应的命名值为：

最终相位角为：

由于各种原因（如信道干扰导致数据失真、变压器或测量设备损坏、系统维护不及时导致方向反转等），电力系统的某些遥测结果可能与实际情况相差甚远，遥信结果也可能不正确。 这些测量值称为坏数据或坏数据。

遥信误差会导致拓扑分析误差，这显然会严重影响状态估计结果。

由于目标函数与遥测的残差平方，因此不良数据对橡子的优化有很强的影响。 少量不良数据将导致状态估计出现严重偏差。

因此，有必要添加一个链接来识别不良数据并消除这些不良数据。 主流的不良数据识别程序基于正则化残差。

这样，电力系统状态估计的完整过程就是：

传入遥测、遥信数据-->遥信错误检查-->网络拓扑分析-->最小二乘状态估计<--不良数据识别-->估计系统状态。

其中，最小二乘状态估计和不良数据识别是交替虚构的。

电源系统状态估计有两个基本任务：

1.根据遥信结果，确定网络拓扑结构，即节点与分支之间的连接关系。

2.根据遥测结果，估计系统的潮流分布，即节点电压、分支功率等，结果符合电路规律。

第一个任务可以通过拓扑分析程序完成，第二个任务有时被狭义地定义为电力系统状态估计。 其经典数学模型如下：

min (z-h(x))tw(z-h(x))

c(x)=0

其中 x 是状态变量，即节点电压的幅度和相位角，z 是测量值。 w 是权重矩阵。

也就是说，以 x 为优化变量，可以根据 x 计算某个量 （h（x）） 的估计值。 目标函数是具有加权最小二乘法的估计值和测量值（称为残差）之间的差值。

通常，上述优化模型是用牛顿方法（实际上是近似的）求解的。 详见余尔肯先生著作《电力系统状态估算》或各类调度自动化教材（本科电力系统分析教材可能不讲授）。

电力系统的状态估计基于SCADA系统提供的实时信息，给出电网中每条母线的电压（幅值和相位角）和功率的估计值。 主要完成遥信遥测初次检测、网络拓扑分析、测量系统可观测性分析、不良数据识别、母线负载预测模型维护、变压器抽头计算、测量误差估计等功能。

状态估计的可观测性分析方法有三种类型——拓扑、数值和混合。

电力系统的测量有两种类型：遥测和遥信。

遥测是对模拟量的测量，包括分支功率或电流、节点电压等。 传统的SCADA系统无法测量节点电压的相位角。 随着WAMS的发展，逐渐可以测量节点电压的相位角。

但是，在实施上仍存在许多困难，在此不再赘述。

遥信是开关量的测量结果，即开关（断路器）或刀开关的开合状态、变压器的齿轮等。

为什么电力系统的测量不能直接用于分析计算，而必须按状态估算？ 原因如下：

1.电力系统遥信或遥测可能存在不良数据。

2.电力系统的遥测结果不符合电路规律。 例如，流过节点的所有电流之和不是 0，等等。

因此，状态估计是必要的，测量数据有时被称为“原始数据”，状态估计结果被称为“熟数据”。

电力系统状态估算是电力系统调度中心能源管理系统（EMS）的核心功能之一，其功能是根据电力系统的各种测量信息，估算电力系统的当前运行状态。 现代电网的安全经济运行离不开能源管理系统（EMS），能源管理系统的众多功能可分为两部分：一是分析电网实时变化的一流应用，二是分析典型潮流段的离线应用。 对于大多数最先进的应用来说，电力系统状态估计可以说是高级软件的基础。

如果电力系统状态估计结果不准确，则无法为任何后续分析计算获得准确的结果。