Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Автоматизированное диспетчерское управление в условиях реструктуризации российской энергетики. мониторинг состояния ЕЭС и ЕНЭС 13
1.1 Введение 13
1.2. Совершенствование систем автоматизированного диспетчерского управления в нормальных и аварийных режимах. Новые технологии в энергетике 13
1.3. Мониторинг состояния единой электрической сети 20
1.4. Оперативный мониторинг состояния 25
1.4.1. Оперативный мониторинг коммутационного состояния и работы электрической сети 25
1.4.2. Мониторинг и анализ оперативных заявок 31
1.4.3. Мониторинг готовности оперативного персонала 34
1.5. Перспектива развития технических и информационных средств мониторинга состояния. Автоматизация подстанций 35
Глава 2. Структура и функции оперативно-информационных комплексов 45
2.1. Введение 45
2.2. Основные функции ОИК АСДУ 45
2.3. Структура технических средств АСДУ 48
2.3.1. Описание системы «клиент-сервер» 49
2.3.2. Функциональная структура комплекса АСДУ 50
2.4. Алгоритмы обработки телеинформации 55
2.4.1 Обработка сигналов переключательного типа 55
2.4.2. «Первичная» обработка телеизмерений 57
2.4.3. «Вторичная» обработка телеизмерений 57
2.5. Сравнение отечественных реализаций ОИК 63
2.5.1 Комплексы АСДУ 3-4 поколений («сетевые» архитектуры) 63
2.5.2. Система обработки телеинформации («центральные» серверы) 64
2.5.3. Функциональная полнота 65
2.5.4. База данных 66
2.5.5. Система человеко-машинного интерфейса (Система MMI) 68
2.5.6. Комплекс конструкторов «КАСКАД NT» для построения систем человеко-машинного интерфейса 72
Глава 3. Обобщенные информационные модели 81
3.1. Введение 81
3.2. Определение СИМ, задачи, источники 82
3.3. СИМ модель 86
3.3.1 Классы 86
3.3.2. Ассоциации 86
3.4. СІМ/RDF-ч;хема 89
3.4.1 Общее описание RDF 89
3.4.2. RDF/XML -схема (словарь) 93
3.4.3. СИМ/RDF - схема 96
3.5. Интерфейсы доступа к данным 98
3.6. Архитектура системы управления 102
3.6.1. Архитектура общей информационной шины 102
3.6.2. Обобщенная СИМ-WWW архитектура 104
3.6.3 Сервис имен и UDDI ПО
3.7. Примеры внедрения 111
3.8. Отечественные перспективы 113
Глава 4 Комплекс экспертных систем для оперативного управления ЕНЭС 115
4.1. Задачи оперативного управления ЕНЭС и экспертные системы 115
4.2. Проработка ремонтных заявок 121
4.2.1. Функции проработки заявок в предприятиях сетевой компании... 121
4.2.2. Общая структура экспертной системы проработки заявок 123
4.2.3. Формирование состояния схем подстанций 125
4.2.4. Контроль «ослабления» сечений 128
4.2.5. Представление режимных инструкций 130
4.2.6. Представление противоаварийной автоматики 134
4.2.7. Формирование режимных указаний при проработке заявок 136
4.2.8. Мониторинг информации по заявкам 138
4.2.9. Сервисные функции 139
4.3. Анализ топологии электросети 142
4.3.1. Постановка задачи 142
4.3.2. Общая структура комплекса анализа топологии 143
4.3.3. Ситуации и события 146
4.3.4. Семантическая структура знаний 147
4.3.5. Отключение линий 150
4.3.6. Отключение силовых трансформаторов 151
4.3.7. Отключение генераторов и реакторов 151
4.3.8. Снятие напряжения с оборудования 152
4.3.9. Отделение объектов и районов сети 152
4.3.10. Разделение схем объектов 154
4.3.11. Эквивалентная связи (транзиты) 155
4.3.12. Генерация станций 156
4.3.13. Обобщенные сигналы событий 157
4.3.14. Уровень представления сети в топологической модели 157
4.3.15. Формирование Журнала сетевых событий 158
4.4. Достоверизация топологии на основе информации о ремонтных заявках ... 159
4.4.1. Постановка задачи 159
4.4.2. Индуктивный метод 160
4.4.3. Дедуктивный метод 161
4.4.4. Направление логического вывода 163
4.4.5. Пример реализации 164
Глава 5. Тренажеры для оперативного персонала 167
5.1. Введение 167
5.2. Тренажеры оперативных переключений 168
5.2.1. Назначение и функции тренажеров оперативных переключений... 168
5.2.2. Классификация и основные характеристики тренажеров оперативных переключений 170
5.2.3. Технологические принципы построения ТОП 171
5.2.4. «Интеллектуальные» тренажеры на основе технологии экспертных систем 173
5.2.5. Диалог и дизайн в тренажерах оперативных переключений 178
5.2.6. Перспективы развития ТОП 181
5.3. Режимные тренажеры 182
5.3.1. Назначение и функции комплекса КАСКАД 182
5.3.2. Моделирование ЭЭС и энергообъединений в режимном тренажере 185
5.3.3. Простейшая математическая модель ЭЭС 189
5.3.4. Линеаризация математической модели 191
5.3.5. Технологические алгоритмы модели ЭЭС 193
5.3.6. Моделирование длительных переходных процессов 204
5.3.7. Тестирование режимного тренажера 207
5.3.8. Системы автоматики 211
5.3.9 Работа с комплексом «КАСКАД» 213
5.4. Коммутационно-режимные тренажеры : 217
5.4.1 Формализация технологических знаний по переключениям 217
5.4.2. Общие принципы управления переключениями в электросетях 220
5.4.3. Моделирование нормальных, утяжеленных и аварийных режимов в тренажере КОРВИН-3 222
5.4.4. Проблемы моделирования динамических режимов и управления ими в тренажере оперативных переключений 225
5.4.5. Противоаварийное управление в тренажере КОРВИН-3 225
5.4.6. Формализация и редактирование режимных правил противоава-рийного управления 227
5.4.7. Тренировки персонала на коммутационно-режимном тренажере... 229
Заключение 232
Приложения 235
- Совершенствование систем автоматизированного диспетчерского управления в нормальных и аварийных режимах. Новые технологии в энергетике
- Сравнение отечественных реализаций ОИК
- Определение СИМ, задачи, источники
- Достоверизация топологии на основе информации о ремонтных заявках
Введение к работе
Для эффективного и надежного функционирования электроэнергетических объектов (энергообъединений, энергосистем, сетевых и генерирующих предприятий) необходимо создание и внедрение современных систем автоматизации оперативно-диспетчерского и технологического управления. В течение последней четверти века отечественные автоматизированные системы диспетчерского и технологического управления прошли прогрессивную эволюцию, как в части разработки теоретических принципов их построения, так и в области внедрения этих систем. Значительный вклад в эту нелегкую работу внесли М.Д. Абраменко, В.А. Баринов, А.И. Бартоломей, Л.Л. Богатырев, А.Ф. Бондаренко, В.В. Бушуев, В.П. Васин, В.А. Веников, Н.И. Воропай, В.Э. Воротницкий, А.З. Гамм, А.Ф. Дьяков, Ю.С. Железко, А.Г. Журавлев, Н.И. Зеленохат, В.И. Идельчик, Г.Л. Кемельмахер, В.Г. Ки-тушин, Л.А. Кощеев, Л.А. Крумм, Ю.Н. Кучеров, М.И. Лондер, Ю.Я. Любарский, К.Г. Митюшкин, В.Л. Нестеренко, В.Г. Орнов, М.А. Рабинович, СИ. Паламарчук, В.И. Розанов, Ю.Н. Руденко, В.А. Семенов, С.С. Смирнов, С.А. Совалов, В.А. Строев, О.А. Суханов, В.И. Тарасов, Ю.А. Тихонов, Ю.А. Фокин, Е.В. Цветков и другие.
Последние годы отмечены реформированием российской энергетики. Как показывает международный опыт, переход к рыночным принципам функционирования в электроэнергетике повышает эффективность хозяйственной деятельности и увеличивает размер прибыли, искореняя затратные тенденции, снижая издержки, что ведет к существенному росту заинтересованности инвесторов во вложении средств в этот сектор. Одним из главных источников инвестиций в электроэнергетику руководство РАО ЕЭС считает средства негосударственного сектора, которые будут привлечены после рыночного реформирования электроэнергетики. В то же время, ввиду того, что электроэнергетика является одним из крупных естественных монополистов, наряду с рынком должна обеспечиваться и регулирующая роль государства. Всеми этими факторами определяется программа реформирования российской электроэнергетики, которая рассчитана на достаточно длительный предстоящий период времени и осуществляется поэтапно. В этой программе имеются две части - реструктуризация отрасли и переход на рыночные методы планирования и управления режимами. В части реструктуризации отрасли осуществляется разделение существующих структур ЕЭС РФ по основным видам деятельности. Выделение генерирующих источников и создание на их основе ряда независимых генерирующих компаний (оптовых и территориальных) с акционерным капиталом, которые конкурируют между собой на общем рынке электроэнергии, что создает стимулы для увеличения эффективности производства электроэнергии, в первую очередь путем снижения затрат. Эффективная работа генерирующих компаний на конкурентном рынке с ликвидными платежами резко повысит их инвестиционную
привлекательность. Создание ряда оптовых энергоснабжающих компаний, выходящих на конкурентный рынок со своими стоимостными заявками, и покупающих электроэнергию по минимально возможным ценам. На базе оптовых энергоснабжающих компаний создаются розничные рынки потребителей электроэнергии. Крупные потребители электроэнергии могут выходить на рынок самостоятельно, минуя посредников в лице энергоснабжающих компаний. Создание на базе магистральных электрических сетей Федеральной Сетевой Компании (ФСК), работающей под эгидой государства и обеспечивающей свободный недискриминационный выход на рынок генерирующих и энергоснабжающих компаний с фиксированной оплатой своих затрат. Помимо ФСК создаются и местные компании распределительных сетей. Сохранение независимой единой системы диспетчерского управления ЕЭС России - Системный оператор (СО), позволяет и после реструктуризации отрасли сохранить известные преимущества функционирования единой энергосистемы страны. Реструктуризация отрасли и переход к рыночным отношениям в электроэнергетике вызывают структурные преобразования в системе управления и изменения функций и взаимоотношений предприятий и организаций.
Однако в конкретных отечественных условиях процесс реформирования электроэнергетики столкнулся с существенными трудностями. Московская авария 24-25 мая 2005 г. высветила насущные проблемы электроэнергетики РФ. Эти проблемы являются следствием сложных процессов, происхо-дящихЪ нашем обществе: резкое расслоение доходов населения и, как следствие, ограничение роста тарифов на электроэнергию, реструктуризация энергетической отрасли при сохранении монополии в других важнейших отраслях (газовая, железные дороги).
В московском регионе, наиболее пострадавшем от аварии, следует отметить 5 главных предпосылок каскадных отключений производителей и потребителей электроэнергии:
Недопустимый и постоянно нарастающий износ значительной части электрооборудования.
Резкий рост энергопотребления (4-5 % в год) в Москве при отсутствии ввода новых мощностей.
3.Размывание зон диспетчерско-технологической ответственности в период реструктуризации Московской энергосистемы.
4.Неготовность диспетчерского персонала взять на себя ответственность по отключению потребителей в условиях рынка электроэнергии без жесткого регламентирования ответственности оперативного персонала.
5. Недостаточное развитие современных информационных технологий в электроэнергетике (недостаточность телемеханической информации, невозможность получения текущего сбалансированного режима, неиспользование «советчиков диспетчера» для предотвращения развития аварии).
Очевидно, что эти же проблемы характерны для других отечественных регионов. В числе первоочередных мер, необходимых для усиления надежности электроэнергетических систем, следует указать:
установку нового оборудования,
совершенствование диспетчерского управления,
совершенствование подготовки диспетчерского персонала,
развитие информационных технологий в энергетике.
Актуальность этих задач подтверждается планом мероприятий и комплексом мер по повышению надежности и устойчивости функционирования единой национальной энергосистемы России, определенным Приказом Минпромэнерго России №195 от 32 июня 2005 года. В частности, в этот план включены такие мероприятия, как развитие систем управления в диспетчеризации, улучшение наблюдаемости сети, разработка принципов, задач и механизмов мониторинга надежности ЕЭС России, разработка комплексного плана и проведение на предприятиях холдинга РАО «ЕЭС России» противо-аварийных тренировок с целью принятия режимных решений по обеспечению баланса генерации и потребления при аварийных ситуациях.
Одним из главных направлений новой энергетической политики, провозглашенной Председателем правления РАО «ЕЭС России», является новая технологическая политика в электроэнергетике (НТПЭ). «Основа НТПЭ - надежность энергообеспечения потребителей, которая складывается из надежности оборудования и надежности системы управления». Данная диссертационная работа посвящена вопросам повышения эффективности функционирования системы управления ЕЭС России, а более конкретно -развитию информационных технологий для автоматизации оперативно-диспетчерского и технологического управления ЕЭС.
Развитие информационно-технологического обеспечения электроэнергетики РФ является одним из важнейших условий обеспечения ее надежного функционирования. Вопросам создания и развития и развития оперативно-информационных и диспетчерско-технологических технологий посвящена данная диссертационная работа. В течение двух последних десятилетий автор является научным руководителем разработки и развития автоматизированных систем диспетчерского управления для различных уровней электроэнергетики России в Научно-исследовательском институте электроэнергетики - ВНИИЭ.
Если для задач автоматизации оперативно-диспетчерского управления в подразделениях Системного Оператора (СО), основные функции уже разработаны, то автоматизация оперативно-диспетчерских и технологических задач в Федеральной сетевой компании (ФСК) и ее филиалах требует нового рассмотрения. В соответствии с Положением о Центральной диспетчерской службе (ЦДС) ФСК основными задачами ЦДС являются: мониторинг состояния ЕНЭС и оперативный контроль проводимых ремонтных и ремонтно-восстановительных работ, организация оперативных действий по оптимиза-
ции режима работы, локализация аварий и восстановление объектов ЕНЭС в пределах полномочий ФСК, организация работ по оптимизации электрических режимов с целью уменьшения расхода электроэнергии (мощности) на ее транспорт по ЕНЭС, организация и контроль работы оперативного персонала в филиалах ОАО «ФСК ЕЭС». В соответствии этим, основными задачами, которые должны оперативно решаться в ЦДС ФСК, являются: сбор информации и анализ оперативной обстановки на объектах ФСК, определение места и характера повреждений линий электропередачи и оборудования подстанций, определение причин нарушения режима работы и аварийных отключений оборудования, участие в разработке и контроле мероприятий, предотвращающих подобные ситуации, оперативный контроль аварийно-восстановительных работ, включая использование аварийного запаса, проработка оперативных заявок на вывод в ремонт оборудования электросетевого хозяйства ФСК, организация взаимодействия с СО, контроль и оценка влияния плановых и оперативных решений СО по режимам работы электрических сетей ФСК на надежность и экономику объектов. К этим задачам оперативного управления примыкает задача подготовки оперативного персонала подразделений ФСК.
Достижение этих целей невозможно без автоматизированной современной инфраструктуры. К информационным технологиям следует отнести современные программно-технические средства организации производства и автоматизации энергетических систем. Особенности энергосистем и электросетей России зачастую не позволяют механически копировать зарубежный опыт создания и развития информационных технологий. В первую очередь, это связано с недостаточностью объема оперативной информации, автоматически доставляемой на диспетчерские пункты. В условиях недостатка оперативной информации многие элементы «традиционных» информационных технологий не в состоянии эффективно функционировать. Поэтому для развития информационных технологий в отечественной энергетике актуально развитие новых технологий (таких, как технология экспертных систем) и адаптация зарубежных технологий к российским условиям.
В связи с этим актуальным является критический анализ и обобщение накопленного опыта создания автоматизированных систем диспетчерского управления (в том числе опыта разработок ВНИИЭ) и оценка, в какой степени существующие разработки удовлетворяют новым задачам (в первую очередь, задачам диспетчерского управления сетевых компаний), разработка и реализация предложений по усовершенствованию определенных автоматизированных систем.
К основным оперативным функциям диспетчерского управления в ФСК относится осуществление мониторинга состояния Единой национальной электрической сети (ЕНЭС), мониторинга потерь электроэнергии. Необходимо разработать алгоритмические принципы осуществления этих функций, сочетающие как уже разработанные и используемые модули, так и но-
вые разработки. Этой проблеме посвящена первая глава диссертационной работы.
Основой автоматизированных систем диспетчерского управления являются оперативно информационные комплексы (ОИК) (в международной терминологии SCAD А), дополненные комплексами для решения технологических задач. Необходимо разработать алгоритмические принципы осуществления этих функций, сочетающие как уже разработанные и используемые модули, так и новые разработки (см. вторую главу диссертации).
Современные требования представления и использования информации в интегрированных информационных системах делают целесообразным использование новой информационной технологии - так называемых СИМ-систем. Обобщенная информационная модель (Common Information Model -СІМ) - далее СИМ - представляет собой некоторую концептуальную модель для описания различных предметов (субъектов) окружающего мира, используя объектно-ориентированную терминологию. Если до последних лет понятия объектно-ориентированной технологии относились к языкам программирования (C++, Java и др.), то СИМ расширяет эти понятия до описания данных, сознательно используя такую терминологию объектно-ориентированного программирования как классы, свойства, методы и ассоциации. По существу СИМ представляет собой информационную модель, задачей которой является единое унифицированное представление структур данных, независимо от источника происхождения данных и целей их использования. Проблемам использования СИМ-моделей в автоматизированных системах для электроэнергетики и адаптации СИМ-систем к современным отечественным условиям посвящена третья глава диссертации. Неполнота информации о состоянии ЕНЭС (и, прежде всего, неполнота данных по топологии электрической сети) затрудняет использование разработанных технологических модулей в онлайновом режиме. Поэтому целесообразно дополнение «традиционных» технологических программных комплексов новыми разработками на основе технологии экспертных систем. Важная задача проработки ремонтных заявок также может быть эффективно решена с использованием технологии экспертных систем (см. четвертую главу диссертации).
Наконец, подготовка оперативного персонала требует использования современных тренажерных программных комплексов. Требуется систематизация опыта разработки программных тренажеров. Во ВНИИЭ разработан большой комплекс тренажерных систем для тренировок оперативного персонала (коммутационные, режимные и коммутационно-режимные тренажеры). Этим разработкам посвящена пятая глава диссертации.
Целями работы являются:
1) Определение основных направлений развития автоматических систем оперативно-диспетчерского управления энергообъединениями и электросетями в условиях реформирования отечественной энергетики; определе-
ниє основных функций комплексного мониторинга состояния ЕЭС/ЕНЭС; определение основных функций оперативного мониторинга коммутационного состояния электрической сети; определение общей структуры оперативного контроля электрического режима ЕЭС/ЕНЭС; определение основных функций мониторинга и анализа оперативных ремонтных заявок; определение понятия и основных функций мониторинга готовности оперативного персонала.
2) Обобщение опыта разработки оперативно-информационных комплексов,
выработка рекомендаций по использованию различных типов отечествен
ных ОИК, определение перспектив развития информационной архитекту
ры ОИК с учетом специфики реструктуризации электроэнергетики;
Разработка методологии создания обобщенных информационных моделей (СИМ-систем), как интеграционного механизма для информационных взаимодействий в системах управления ЕНЭС; разработка мероприятий по адаптации СИМ-систем к современным отечественным условиям;
Разработка методологии использования комплекса экспертных систем в ОИК энергообъединений и сетевых компаний, определение функций экспертных систем, входящих в этот комплекс;
Разработка экспертной системы-советчика для проработки оперативных заявок;
Разработка экспертной системы для анализа топологии электрической сети;
Обобщение опыта разработки тренажерных комплексов, выработка рекомендаций по использованию различных типов тренажерных комплексов;
Внедрение разработанных комплексов программ и рекомендаций в практику работы систем управления энергосистемами и электросетями.
Для достижения этих целей под руководством и при участии автора поставлены и решены следующие основные задачи, определяющие научную новизну работы:
1) разработка методологии и алгоритмических принципов осуществления
мониторинга состояния ЕЭС и ЕНЭС и функций мониторинга готовности
оперативного персонала;
разработка обобщенной архитектуры комплекса ОИК АСДУ и формальных алгоритмов обработки информации с целью унификации технических требований и возможности сертификации оперативно-информационных комплексов;
анализ возможностей и подготовка предложений по адаптации обобщенных информационных моделей к условиям отечественных систем управления ЕНЭС;
разработка методологии использования, структуры и функций комплекса экспертных систем для оперативно-диспетчерского управления в ЕЭС и ЕНЭС; разработка алгоритмических принципов построения экспертных систем для режимной проработки ремонтных заявок и для анализа топо-
логии электрических сетей; 5) обобщение опыта разработки тренажерных программных комплексов, разработка методологии использования тренажерных комплексов для подготовки оперативного персонала ЕЭС и ЕНЭС, разработка методологии использования тренажерных комплексов в качестве систем-советчиков для диспетчерского персонала. Практическая ценность и реализация результатов работы Проведенные теоретические исследования по автоматизации оперативно-диспетчерского управления ЕЭС и ЕНЭС реализованы в виде алгоритмов и программных комплексов, разработанных под руководством и при участии автора:
оперативно информационные комплексы ДИСПЕТЧЕР (используется в ЦДУ ЕЭС России и в ОДУ Северо-Запада) и ДС-АЛЬФА (используется в Мосэнерго и ряде других энергосистем),
экспертная система-советчик для проработки ремонтных заявок в аспекте электрических режимов, используемая в службах оптимизации электрических режимов СО-ЦДУ ЕЭС России и ОДУ Центра,
экспертная система для анализа топологии электрической сети, используется в ОДУ Средней Волги, ОДУ Урала, внедряется в Центральной диспетчерской службе «ФСК ЕЭС России»,
комплекс тренажерных систем для подготовки оперативного персонала, включающий коммутационный тренажер ОПТИМЭС (используется в Липецкэнерго), режимный тренажер КАСКАД (используется в Мосэнерго, Ставропольэнерго и ЦТПП Тюменьэнерго.), коммутационно-режимный тренажер КОРВИН (используется в Корпоративном образовательном и научном центре ЕЭС).
На защиту выносятся:
- методология и алгоритмические принципы автоматизации комплекс-
ного мониторинга ЕЭС/ЕНЭС;
- результаты разработки оперативно-информационных комплексов,
обобщение опыта разработки ОИК, выработка рекомендаций по использованию различных типов отечественных ОИК, определение перспектив развития информационной архитектуры ОИК;
принципы адаптации обобщенных информационных моделей к условиям отечественных систем управления ЕНЭС;
принципы организации и результаты разработки экспертных систем по режимной проработке ремонтных заявок и по анализу топологии электрической сети;
принципы организации и результаты разработки тренажерных комплексов, выработка рекомендаций по использованию различных типов тренажерных комплексов
Апробация работы. Основные положения диссертации и отдельных ее разделов докладывались: на международной конференции ООН. - М., 1987 г.,
на совещании: «Информационное обеспечение АСДУ ЭЭС». - ИФТПЭ АИ ЛССР, Каунас, 1989 г., на Всесоюзном совещании «Вопросы устойчивости и надежности энергосистем СССР». — Душанбе, 1990 г., на Международной конференции «Digital power system simulator», Texas University, USA., апрель 1995 г., на Международной конференции «Distribution automation and demand side management» , Рим, Италия, ноябрь 1995 г., на Международной конференции «DISTRIBUTECH», Лондон, Великобритания, октябрь 1998 г., на конференции, посвященной 50-летию ВИПКГосслужбы - М. 2002г.
Публикации. По материалам диссертационной работы опубликовано 38 печатных работ (см. список публикаций), в том числе 6 монографий в соавторстве.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, 4-х приложений и списка использованной литературы. Общий объем - 234 страницы основного текста (включая 38 рисунков) и 55 страниц приложений (включая 2 рисунка). Список литературы содержит 107 наименований.
Совершенствование систем автоматизированного диспетчерского управления в нормальных и аварийных режимах. Новые технологии в энергетике
Управление режимами ЕЭС России, включая все ее звенья, подчинено единой цели - обеспечению надежной и экономичной работы при рациональном расходовании энергоресурсов и при бесперебойном энергоснабжении потребителей электроэнергией требуемого качества.
Реализация этих целей осуществляется автоматизированной системой диспетчерского управления (АСДУ), которая состоит из средств вычислительной техники, связи, телемеханики, систем автоматики и комплексов программного обеспечения.
В составе АСДУ на всех уровнях ее иерархии созданы и эксплуатируются: ? системы автоматического управления режимами - системы релейной защиты, противоаварийной автоматики и автоматического управления нормальными режимами по частоте и активной мощности (АРЧМ); ? оперативно-информационные и управляющие комплексы (ОИУК), обеспечивающие в реальном времени дежурного диспетчера информацией о текущем режиме, управление диспетчерским щитом, ведение суточной диспетчерской ведомости и пр.; ? системы оперативного управления внутри суточного периода (советчик диспетчера), обеспечивающие внутрисуточную коррекцию режима по активной мощности и напряжению, оперативную оценку надежности; ? системы краткосрочного (сутки, неделя) и долгосрочного (месяц, квартал, год) планирования энергетических и электрических режимов; ? системы автоматизации коммерческого учета и контроля электроэнергии и мощности (АСКУЭ); ? экспертные системы для информационной помощи оперативному персоналу; ? диспетчерские тренажеры.
Состав перечисленных подсистем АСДУ в ближайшие годы не изменится, хотя содержание этих подсистем будет развиваться с учетом происходящих реформ в российской электроэнергетике, связанных с переходом к рыночным отношениям. Целью реформирования электроэнергетики является преодоление финансово- экономического кризиса, выражающегося в том, что этот сектор народного хозяйства в его нынешнем виде не в состоянии мобилизовать средства для поддержания существующих ресурсов в надлежащем техническом состоянии, а тем более привлечь средства для их модернизации и развития. Как показывает международный опыт, переход к рыночным принципам функционирования в электроэнергетике повышает эффективность хозяйственной деятельности и увеличивает размер прибыли, искореняя затратные тенденции в электроэнергетике, снижая издержки, что ведет к существенному росту заинтересованности инвесторов во вложении средств в этот сектор. А одним из главных источников инвестиций в электроэнергетику руководство РАО ЕЭС считает средства негосударственного сектора, которые будут привлечены после рыночного реформирования электроэнергетики. В то же время, ввиду того, что электроэнергетика является одним из крупных естественных монополистов, наряду с рынком должна обеспечиваться и регулирующая роль государства. Всеми этими факторами определяется программа реформирования российской электроэнергетики, которая рассчитана на достаточно длительный предстоящий период времени и осуществляется поэтапно. В этой программе имеются следующие две части - реструктуризация отрасли и переход на рыночные методы планирования и управления режимами.
В части реструктуризации отрасли осуществляется разделение структур ЕЭС РФ по основным видам деятельности, а именно: ? Выделение генерирующих источников и создание на их основе ряда независимых генерирующих компаний (оптовых и территориальных) с акционерным капиталом, которые конкурируют между собой на общем рынке электроэнергии, что создает стимулы для увеличения эффективности производства электроэнергии, в первую очередь путем снижения затрат. Эффективная работа генерирующих компаний на конкурентном рынке с ликвидными платежами резко повысит их инвестиционную привлекательность. ? Создание ряда оптовых энергоснабжающих компаний, выходящих на конкурентный рынок со своими стоимостными заявками, и покупающих электроэнергию по минимально возможным ценам. На базе оптовых энергоснабжающих компаний создаются розничные рынки потребителей электроэнергии. Крупные потребители электроэнергии могут выходить на рынок самостоятельно, минуя посредников в лице энергоснабжающих компаний. ? Создание на базе магистральных электрических сетей федеральной сетевой компании (ФСК), работающей под эгидой государства и обеспечивающей свободный недискриминационный выход на рынок генерирующих и энергоснабжающих компаний с фиксированной оплатой своих затрат. Помимо ФСК, создаются и местные компании распределительных сетей. ? Сохранение независимой единой системы диспетчерского управления ЕЭС России, что позволяет и после реструктуризации отрасли сохранить известные преимущества функционирования единой энергосистемы страны.
Реструктуризация отрасли и переход к рыночным отношениям в электроэнергетике вызывают структурные преобразования в системе управления и изменение функций и взаимоотношений предприятий и организаций. Наибольшие изменения относятся к этапу суточного планирования режимов -решение этой задачи выполняется на основе конфиденциальных ценовых заявок поставщиков и потребителей электроэнергии, которые определяют место в графике этих потребителей и поставщиков, с вытеснением из графика наименее эффективных участников рынка. Внутри суток работает балансирующий ежечасовой рынок, в котором внеплановые отклонения в электропотреблении распределяются между участниками рынка по тем же ценовым заявкам, которые были получены при суточном планировании.
Долгосрочные договоры между участниками рынка определяются на основе решения задач долгосрочного (год, квартал) и среднесрочного (ме сяц) планирования. Для решения рыночных задач создан новый орган - Администратор Торговой Системы (АТС), а на базе ЦДУ и ОДУ организован Системный Оператор (СО). Функциями АТС являются торговые, экономические и финансовые задачи: ? организация торговли (включая сбор ценовых заявок), ? определение финансовых обязательств участников рынка и мониторинг рынка в целом.
Первоочередными функциями СО является: обеспечение надежного энергоснабжения и непрерывное оперативно-технологическое управление режимами работы ЕЭС России, а также формирование (совместно с АТС) и реализация графиков работы ЕЭС по результатам торгов, работа с системными ограничениями, управление резервами и балансирующим рынком, управление нормальными и аварийными режимами, в том числе ликвидация системных аварий и диспетчерское управление в особых условиях, расчеты и задание настройки релейной защиты и противоаварийной автоматики, согласование и реализация графиков ремонта оборудования электростанций и электрических сетей, управление телекоммуникационной сетью технологической и коммерческой информации, представление информации всем участникам и субъектам рынка.
Для реализации своих функций в новых условиях должна быть разработана Автоматизированная Система Системного Оператора (АС СО), которая по функциям аналогична АСДУ, но ориентирована на новые рыночные условия. Указанные выше задачи АСДУ сохраняются и в АС СО, однако уточняется и углубляется их содержание.
Сравнение отечественных реализаций ОИК
В современных сложных условиях функционирования электроэнергетики роль оперативно-информационных комплексов автоматизированных систем диспетчерского управления (ОИК АСДУ) существенно возросла. Если ОИК первых поколений в основном применялись как средство приема, обработки и отображения телемеханической информации, используемой диспетчерскими службами для управления режимами энергосистем, то с опытом эксплуатации пришло понимание возможностей и перед оперативно-информационными комплексами ставились все новые и новые задачи: по управлению электропотреблением, по информационному обеспечению рыночных операций, по надежности и экономичности электроснабжения и т.д. Расширяется круг и география пользователей, растут требования к качеству, объему и долгосрочности хранения информации. Одновременно с ростом потребности значительно расширился и круг разработчиков оперативно-информационных комплексов, базирующихся на различных платформах, с различными функциональными возможностями [8, 25, 69, 83]. С целью рассмотрения возможностей различных комплексов и выработки рекомендаций по их применению были рассмотрены следующие комплексы ОИК АСДУ, нашедшие применение в энергосистемах и ОДУ.
Далее проанализированы возможности этих комплексов и, в какой то мере, обобщены результаты. Рекомендации, приведенные в заключении, являются весьма условными, т.к. стоимость внедрения и эксплуатации остались за рамками исследования. Решения, принимаемые при разработке ОИК, обычно носят эвристический характер. Характеристики комплексов ОИК, разработанных ВНИИЭ приводится в Приложении 2.
Все рассматриваемые комплексы построены по архитектуре клиент-сервер на базе неоднородных (Диспетчер, ДС-Альфа) и однородных локальных сетей. Все однородные локальные сети функционируют на базе IBM PC совместимых ЭВМ.
В качестве операционных систем для элементов однородных сетей используются Windows 95/98/NT (кроме Конус и ОДУ ВОСТОКА - MS DOS), комплекс "Диспетчер" работает под AIX (вариант UNIX фирмы IBM), комплекс ДС-Альфа - OPEN VMS. В качестве транспортного протокола используется либо ТСРМР, либо IPX/SPX в зависимости от типа используемой сетевой операционной системы (Novell или TCP/IP).
Требования по оперативной памяти от 64 мб (кроме Конус - 4мб, ОДУ ВОСТОКА - 8мб) и дисковой от 2 гб до 4 гб (кроме Конус - 1 гб, ОДУ ВОС-ТОКА-800мб).
Клиентские рабочие места базируются на Windows 95/98. Однородные системы, по существу, представляют собой однородные сети с «сильными» клиентами. Неоднородные сети позволяют иметь «слабых» клиентов, что больше отвечает современным тенденциям развития систем.
В качестве пользовательского протокола обмена ОИК с ЦППС использовался либо протокол «АИСТ», либо его модификации.
Надежность комплекса ОИК АСДУ является одной из его важнейших характеристик. Решение проблемы надежности включает в себя: - обеспечение надежности общесистемных серверов; - обеспечение «деградации» системы в случае отказа отдельных ее компонентов; - обеспечение сохранности данных в базе данных при отказах серверов и носителей информации; - обеспечение приемлемого времени рестарта и перехода на резервное оборудование.
Надежность системных серверов обеспечивается обычно методами «горячего» резервирования. В большинстве систем такая возможность предусмотрена (за исключением «Восток» и, пока, Систел).
Время рестарта системы, понимая под рестартом время невозможности приема внешней информации, колеблется во всех рассматриваемых комплексах от нескольких секунд до десятков и сотен секунд.
Служба единого времени является чрезвычайно важным элементом системы, особенно необходимым при анализе аварийных ситуаций. Более того, для успешного анализа аварийных ситуаций кроме службы местного времени необходимо поддерживать службу единого времени, например GPS . К сожалению, в настоящее время требование о поддержке службы единого времени не является еще обязательным и поэтому комплексы ОИК АСДУ выполняют эту функцию по-разному. Зачастую комплексы различных уровней не синхронизируются по единым эталонным сигналам. Поддерживаемая синхронизация внутри комплекса не решает проблему синхронизации во всей системе АСДУ даже внутри региона. Необходимо, чтобы все эксплуатируемые системы имели в своем составе аппаратные и программные средства для работы с единым первичным источником времени, возможно по протоколу GPS. Из рассматриваемых систем «глобальную» синхронизацию времени поддерживают Интерфейс, Систел, Диспетчер, СК-2000.
Функциональная полнота комплекса, являясь стандартом «де факто», требует выполнения следующих функций: - прием, масштабирование телеизмерений; - контроль достоверности и восстановление недостоверных параметров; - различные функции условного и безусловного дорасчета; - контроль нарушения пределов; - контроль переключений; - осреднение, интегрирование телеизмерений; - формирование отчетных документов (журналов событий, суточной ведо мости, сводки, документов месячной отчетности и т.п.)- ведение ведомости состояния оборудования и формирование соответст вующих отчетных документов; - решение «малых диспетчерских задач» (контроль графика, контроль рабо чей мощности, контроль по реактивной мощности и напряжению, контроль частоты и т.п.), опционально по требованию заказчика; - сервисные задачи администратора базы данных.
Определение СИМ, задачи, источники
Класс режимных тренажеров рассматривается здесь на примере разработанного во ВНИИЭ программного комплекса КАСКАД. Программный комплекс КАСКАД [27,59,62,102] разработан как интегрированная многофункциональная система, решающая ряд важных задач оперативно-диспетчерского управления энергосистемами и энергообъединениями по анализу и оперативному ведению режима. Комплекс КАСКАД включает в себя интерактивную динамическую модель энергосистемы, на базе которой функционируют системы анализа текущего режима, многофункциональный тренажер диспетчера энергосистемы и автоматизированная система обучения. Многофункциональный тренажер диспетчера энергосистемы разработан с помощью диалогового конструктора КАСКАД-НТ, состоящего из ре дактора панелей управления, редактора схем и экранных форм, редактора графики и других систем. Основой тренажера диспетчера энергосистемы КАСКАД служит интерактивная динамическая модель ЭЭС реального времени. При этом под режимом реального времени мы будем понимать не только моделирование основных переходных процессов в темпе, близком к реальному, но и возможность вмешательства в процесс моделирования в «любой» момент времени человека - оператора, сценария тренировки и систем релейной защиты (РЗ) и противоаварийной автоматики (ПА). Комплекс КАСКАД позволяет решать широкий круг задач от расчета установившихся и переходных режимов в энергосистемах (ЭЭС) и энергообъединениях, оценки параметров ЭЭС как объектов управления, вычисления потерь в сетях и затрат по управлению нормальными, утяжеленными и послеаварийными режимами - все эти задачи могут быть решены комплексом КАСКАД. Комплекс КАСКАД предназначен для широкого круга специалистов оперативно-диспетчерского управления ЭЭС и энергообъединений, режимных служб и служб РЗ и ПА. Режимный тренажер (РТ) предусматривает: имитацию с помощью комплекса режима энергосистемы и динамики его развития (изменения) для решения целого класса задач по управлению режимом; использование комплекса в качестве автоматизированной обучающей системы (АОС) по анализу нормальных, утяжеленных, аварийных и послеаварийных режимов; использование в эксплуатации РТ в качестве советчика диспетчера по анализу надежности режимов энергосистемы; применение РТ как имитатора режима для отладки ОИК. К технологическим достоинствам КАСКАД следует отнести: учет изменений частоты в каждом узле сети; расчет динамических режимов с учетом электромеханических и длительных переходных процессов; моделирование систем релейной защиты (РЗ) и противоаварийной автоматики (ПА); возможность моделирования динамических режимов ЭЭС в реальном времени (РВ); использование многоуровневой иерархической модели расчета режима; Модель длительной динамики комплекса учитывает действие котельной автоматики ТЭС и вторичных регуляторов частоты и мощности (АРЧМ). Комплексные характеристики систем КАСКАД позволяют реализовать следующие режимы: расчет потерь в сетях всех уровней напряжений, анализ структу ры и объемов потерь в сетях разных классов напряжения; расчет установившегося режима (УР) и переходных процессов в модели ЭЭС; выполнение коммутаций в моделях верхнего и нижнего уровней в режиме РВ; выполнение функций автоматизированной обучающей системы; функции советчика диспетчера ЭЭС по надежности ведения режима; функции имитатора ЭЭС при настройке ОИК на объект. Комплекс КАСКАД имеет современные сервисные возможности: отображение информации о режиме в виде схем, таблиц, графиков, гистограмм и дисплейных аналогов диспетчерских приборов; управление режимом модели и топологий сети непосредственно со схемы ЭС посредством клавиатуры или мышью; автоматизированное формирование графической схемы энергообъединения и отдельных подстанций; формирование нормативно-справочной и режимной информации в виде электронных таблиц; оперативная коррекция структуры отображаемой информации (настройка системы отображения). Основным элементом системы КАСКАД является модель ЭЭС, учитывающая динамику электромеханических и длительных переходных процессов. Такая модель является, по существу, всережимной, что позволяет моделировать все виды аварий, в том числе сложные каскадные аварийные процессы. В комплексе КАСКАД предусмотрено функционирование режимной и коммутационной моделей ЭЭС. В тех случаях, когда функционируют обе модели, обеспечивается их информационная взаимосвязь, а также возможность управления режимом и процессами коммутаций оборудования в темпе РВ. Комплекс КАСКАД функционирует в сети ПЭВМ. В этом случае один из компьютеров сети выполняет моделирование ЭЭС, а остальные являются автоматизированными рабочими местами (АРМ) обучаемых, инструктора и специалиста по режиму ЭЭС. Разработка тренажера в рамках комплекса КАСКАД позволяет выполнить его на базе АРМ диспетчера ЭЭС.
Достоверизация топологии на основе информации о ремонтных заявках
Анализ топологии осуществляется на основе топологической модели оперативной схемы (ТМОС) энергосистемы (энергообъединения). Нормативная информация для построения ТМОС в основном "импортируется" из изображения оперативной схемы, оперативная информация - состояния коммутационных аппаратов - импортируется из оперативно-информационного комплекса ОИК (как правило, это значения телесигналов). "Импорт" нормативной информации для ТМОС может производиться "вручную" (однократно при создании ТМОС), импорт оперативной информации должен производиться автоматически в реальном масштабе времени. Такой способ построения ТМОС адекватен только при наличии в оперативной схеме энергосистемы полной информации о коммутационных аппаратах, изменение состояния которых может изменять топологию схемы. К сожалению, практически это условие не выполняется, так как в отечественных ОИК отсутствует телеинформация о состояниях большинства разъединителей. Поэтому при выполнении в электросети переключений, связанных с ремонтными работами (таких, как перефиксация присоединений на другую систему шин, ремонт секционного выключателя с включением ремонтной перемычки, ремонт линейного выключателя с включением линии через обходной выключатель, ремонт присоединения с "восстановлением поля" выключателей и др.) построенная на основе только оперативной схемы ТМОС не будет соответствовать реальному состоянию топологии электрической сети. Этого недостатка можно избежать, если использовать в ТМОС информации о ремонтных заявках. Ниже рассматриваются два различных метода построения таких топологических моделей и два способа организации логического вывода в них.
Этот метод основан на совместном использовании топологических моделей оперативной схемы электрической сети энергосистемы и подробных схем подстанций. При построении топологической модели по этому способу необходимо иметь не только модель собственно оперативной схемы электросети энергосистемы, но и топологические модели подробных схем (ТМПС) подстанций всех энергообъектов, входящих в эту сеть. Структура ТМПС аналогична структуре ТМОС (для отличия ряд групп понятий ТМПС обозначается заглавными буквами - ОБОРУДОВАНИЕ, КОММУТАТОРЫ, УЗЛЫ и др.), но в ТМПС входят все коммутационные аппараты подробной схемы энергообъекта (в том числе и разъединители), а в ТМОС представлены только некоторые из этих коммутаторов (обычно это выключатели и небольшая часть разъединителей). Для задания соответствия каждой из моделей ТМПС и моделью ТМОС задаются связи групп понятий ОБОРУДОВАНИЕ — оборудование, КОММУТАТОРЫ — коммутаторы (эти связи относятся к модели подробной схемы). Таким образом, если в сети энергосистемы присутствует п подстанций, то необходимы п+1 топологических моделей: п ТМПС и одна ТМОС.
Информация о действующих ремонтных заявках вводится в ТМПС группой понятий ЗАЯВКИ и связями ЗАЯВКИ — ОБОРУДОВАНИЕ и ЗАЯВКИ— КОММУТАТОРЫ. Использование информации о заявках в топологической модели осуществляется на основе системы правіш переключения по заявкам ППЗ. Приведем в качестве примера фрагмент этой системы правил. Пример правила 1:
Если имеется заявка на вывод системы шин с переводом присоединений на резервную систему шин, а)определшпь присоединения, связанные с выводимыми шинами, б)определить резервную систему шин, в)осуществить перевод присоединений (для каждого из присоединений, определенных в п. (а), найти цепь включенных коммутаторов от выключателя присоединения до выводимых шин и отключить связанный с шинами разъединитель этой цепи; аналогично найти цепь до резервных шин и включить связанный с резервными шинами разъединитель цепи), г)найти и отключить выключенные разъединители, связанные с ремонтируемыми шинами, д) найти и включить заземляющие ножи, связанные с ремонтируемыми шинами.
В результате использования ГШЗ изменяется состояние КОММУТАТОРОВ (разъединителей) в моделях подробных схем. Далее (с помощью другой системы правил - Правил коррекции оперативной схемы ПКС) производится коррекция топологической модели оперативной схемы на основе измененной информации в ТМПС. Эта коррекция сводится к изменению связей оборудования и коммутаторов (выключателей) с узлами в ТМОС. В частности, при использовании информации о действующей заявке на вывод шин с переводом присоединений в модели оперативной схемы соответствующие выключатели будут отсоединены от узла, связанного с выведенными в ремонт шинами, и присоединены к узлу, связанному с резервными шинами. Так как оперативная схема является обобщением подробных схем, то метод коррекции ТМОС на основе связанных с ремонтными заявками изменений в ТМПС может быть назван индуктивным методом. Более детально этот метод рассмотрен в работе [11]. Следует отметить два достоинства индуктивного метода: ? структуры ТМОС и ТМПС аналогичны, используемая нормативная информация не требует других данных, кроме явно содержащихся в схемах (подробных и оперативной), ? поддерживаемые информацией о заявках модели подробных схем могут обеспечить пользователей ОИК изображениями схем подстанций с достоверными обозначениями состояний коммутационных аппаратов (как выключателей, так и разъединителей).
Наряду с этим индуктивный метод реализации топологической модели сети имеет и существенный недостаток - его реализация требует значительных трудозатрат для ввода нормативной информации о подробных схемах всех подстанций (количество коммутационных аппаратов в подробных схемах в несколько раз превышает их количество в оперативной схеме сети).
