Разработка методов и устройств защиты и автоматического управления интеллектуальными системами электроснабжения с активными промышленными потребителями Шарыгин Михаил Валерьевич

Содержание к диссертации

Введение

1 Анализ проблем управления и развития систем электроснабжения с активными промышленными потребителями 23

1.1 Основные особенности современных систем электроснабжения и их перспективные структурные преобразования 23

1.2 Тенденции, принципы и технологии перспективных централизованных и децентрализованных систем управления электроснабжением . 37

1.3 Задачи, принципы и методы разработки систем управления электроснабжением с активными промышленными потребителями . 47

1.3.1 Задачи работы 47

1.3.2 Объект и субъект управления 49

1.3.3 Управляющие воздействия 51

1.3.4 Цели управления . 53

1.3.5 Методическое и законодательное обеспечение принятия решений 56

1.4 Подход к принятию решений при автоматическом управлении системами электроснабжения с активными потребителями при использовании стандарта МЭК 61850 58

1.5 Выводы по главе . 62

2 Применение статистических методов распознавания режимов электрической сети в интеллектуальной релейной защите и автоматике систем электроснабжения 64

2.1 Вводная часть 64

2.2 Основные понятия статистических методов распознавания 66

2.3 Принципы распознавания режимов электрической сети . 69

2.3.1 Критерий Байеса . 70

2.3.2 Критерий Неймана-Пирсона 74

2.3.3 Критерий Вальда 75

2.4 Применение многопараметрического пространства при распознавании режимов 79

2.4.1 Применение многопараметрического пространства измерений для увеличения чувствительности защиты . 79

2.4.2 Применение многопараметрического пространства для увеличения надежности устройства защиты 83

2.5 Определение уставок автоматики и релейной защиты, основанных на статистических критериях распознавания 84

2.6 Получение статистики по характерным режимам на имитационных моделях электросети с заданными параметрами для обучения защиты 98

2.6.1 Определение законов распределения для допустимых режимов с помощью имитирования случайного графика нагрузки с заданными параметрами 98

2.6.2 Особенности выбора закона распределения допустимого режима для защит, основанных на статистическом подходе 106

2.6.3 Определение законов распределения для аварийных режимов 109

2.7 Многогипотезные задачи распознавания режимов 110

2.8 Пример расчета различных вариантов защиты, основанной на статистических принципах, и оценка их эффективности 118

2.9 Выводы по главе 126

3 Построение системы интеллектуальной релейной защиты и автоматики сети электроснабжения 129

3.1 Вводная часть 129

3.2 Обеспечение селективности срабатывания многопараметрических защит, основанных на статистических принципах 130

3.3 Применение статистических принципов релейной защиты в сетях с многосторонним питанием 136

3.4 Разработка формальных методов согласования совокупности всех защит электросети, основанных на традиционных или статистическом принципах 138

3.4.1 Формализованное матричное представление совокупности защит сети и их зон 138

3.4.2 Автоматический расчет уставок и обеспечение селективности децентрализованных многопараметрических защит формальным графоаналитическим способом 144

3.4.3 Автоматический расчет уставок децентрализованных многопараметрических защит для обеспечения селективности с защитами традиционного типа 147

3.4.4 Автоматическая проверка селективности защит произвольного типа и контроль эффективности работы защит сети 148

3.5 Дифференциально-логический принцип защиты сети 148

3.5.1 Дифференциально-логический принцип распознавания режимов 148

3.5.2 Пример распознавания режима участка сети с помощью дифференциального принципа и статистических методов 156

3.5.3 Дифференциально-логический метод для распознавания отказа измерительного преобразователя тока 162

3.5.4 Распознавание отказа выключателя 165

3.6 Децентрализованная и централизованная автоматика ввода резерва 166

3.6.1 Статистические методы распознавания режимов для децентрализованной автоматики ввода резерва . 166

3.6.2 Принципы централизованной автоматики ввода резерва 170

3.7 Оценка эффективности распознавания режимов релейной защитой . 172

3.7.1 Оценка общей эффективности функционирования релейной защиты 172

3.7.2 Традиционная оценка чувствительности защиты 174

3.7.3 Оценка эффективности распознавания режимов защитой с помощью объектной характеристики 175

3.7.4 Оценка эффективности распознавания режимов защитой с помощью вероятностных критериев 175

3.7.5 Интегральный критерий для оценки эффективности распознавания режимов защитой по количеству информации (энтропии) 181

3.8 Пример расчета вариантов системы защит участка электрической сети электроснабжения и их эффективности 187

3.9 Стандартизация функций защиты и автоматики, их логических узлов и величин по МЭК61850 197

3.10 Выводы по главе 200

4 Применение агрегативного моделирования и эквивалентирования производственных систем активных потребителей для оценки последствий регулирования и отказов электроснабжения 203

4.1 Вводная часть 203

4.2 Анализ существующих методов оценки последствий отказов электроснабжения потребителей 204

4.2.1 Макромоделирование систем потребителей . 205

4.2.2 Агрегативное моделирование систем потребителей . 209

4.3 Математическая агрегативная модель производственных систем . 213

4.4 Задачи агрегативного моделирования и их решение 221

4.5 Применение метода агрегативного моделирования. Классификация агрегативных моделей 225

4.6 Определение эквивалентов потребителей электроэнергии по последствиям отказов электроснабжения 227

4.6.1 Эквиваленты потребителей электроэнергии по последствиям отказов электроснабжения . 227

4.6.2 Понятие отказа точки питания 229

4.6.3 Учитываемые параметры отказа точки питания 231

4.6.4 Пример получения эквивалента потребителя по последствиям отказов 232

4.7 Выводы по главе . 236

5 Разработка подходов и методов управления системами электроснабжения с «активными потребителями» 238

5.1 Вводная часть 238

5.2 Принципы формирования класса активных потребителей . 239

5.2.1 Проблема активных потребителей 239

5.2.2 Обзор текущего уровня исследования проблемы активных потребителей 246

5.2.3 Предлагаемый подход к выявлению класса «аварийно-активных потребителей» 248

5.3 Поиск управляющих воздействий на аварийно-активных потребителей при частичных отключениях с заблаговременным уведомлением . 250

5.4 Поиск управляющих воздействий для оптимизации нормального режима электропотребления активных потребителей . 258

5.5 Архитектура централизованной автоматической системы управления режимом систем электроснабжения с использованием производственных резервов активных потребителей 267

5.6 Разработка схемы реализации концепции «аварийно-активный потребитель» в части надежности электроснабжения 271

5.6.1 Разработка схемы взаимодействия субъектов электроэнергетики по надежности 271

5.6.2 Пример расчета эффективности схемы договорных отношений по обеспечению надежности электроснабжения 281

5.6.3 Алгоритм практической реализации схемы взаимодействия субъектов электроэнергетики по надежности 284

5.7 Выводы по главе . 294

6 Метод определения рациональных вариантов управления нагрузкой аварийно-активных потребителей для ликвидации аварийной ситуации в энергосистеме 297

6.1 Вводная часть 297

6.2 Разработка базовых критериев эффективности управляющего воздействия на потребителей 299

6.3 Схема отбора рациональных вариантов отключения нагрузки 302

6.4 Разработка рабочих критериев эффективности управляющего воздействия на потребителей 308

6.5 Алгоритм реализации разработанного метода . 312

6.6 Определение эффективности предложенного метода и затрат на его реализацию 319

6.7 Пример реализации метода и расчет фактической эффективности 321

6.8 Распределение величины отключаемой мощности между аварийно-активными потребителями при групповом отключении 332

6.9 Применение статистического подхода для адаптации автоматики отключения нагрузки, графиков отключений к фактической нагрузке отключаемых фидеров . 338

6.10 Выводы по главе 344

7 Разработка интеллектуальных электронных устройств для автоматической системы управления электроснабжением с активными промышленными потребителями и перспективных алгоритмов их работы 346

7.1 Вводные замечания 346

7.2 Разработка аппаратной части интеллектуальных электронных устройств 346

7.2.1 Назначение и область применения интеллектуальных электронных устройств 346

7.2.2 Условия эксплуатации интеллектуальных электронных устройств 347

7.2.3 Внешний вид и технические характеристики интеллектуальных электронных устройств 348

7.3 Разработка программной части интеллектуальных электронных устройств 356

7.3.1 Характеристики программного обеспечения интеллектуальных электронных устройств 356

7.3.2 Программное приложение «Редактор схем» 357

7.3.3 Моделирование работы интеллектуальных электронных устройств 359

7.4 Проверка функционирования интеллектуальных электронных устройств 360

7.4.1 Проверка срабатывания образца интеллектуального электронного устройства автоматики электроснабжения по данным моделирования 360

7.4.2 Проверка срабатывания образца интеллектуального электронного устройства автоматики электроснабжения по данным реальных осциллограмм аварийных отключений в сети 366

7.4.3 Преимущества разработанных интеллектуальных электронных устройств автоматики электроснабжения 371

7.5 Разработка перспективной системы автоматизированного управления электроснабжением с активными промышленными потребителями по критериям надёжности . 372

7.8 Выводы по главе . 376

Основные результаты диссертационной работы . 378

Статьи автора, опубликованные в рецензируемых научных журналах и изданиях, определенных ВАК 382

Другие основные работы автора по теме диссертации 384

Библиографический список 390

Приложение 1. Акты внедрения 419

Приложение 2. Свидетельства о государственной регистрации программ для ЭВМ и патенты 429

Приложение 3. Применение схемы реализации концепции «активный потребитель» в части надежности электроснабжения в условиях рыночной электроэнергетики 434

Приложение 4. Разработка системы показателей надежности электроснабжения . 447

Приложение 5. Комплекс методов повышения надежности электроснабжения активных потребителей при автоматизированном управлении системами электроснабжения 462

Приложение 6. Список основных базовых показателей надежности 469

Приложение 7. Формы для сбора и обработки первичной информации для оценки уровня надежности 489

Приложение 8. Пример формы для оценки уровня надежности . 496

• Тенденции, принципы и технологии перспективных централизованных и децентрализованных систем управления электроснабжением
• Пример распознавания режима участка сети с помощью дифференциального принципа и статистических методов
• Поиск управляющих воздействий на аварийно-активных потребителей при частичных отключениях с заблаговременным уведомлением
• Разработка перспективной системы автоматизированного управления электроснабжением с активными промышленными потребителями по критериям надёжности

Введение к работе

Актуальность. Система, объединенная общим процессом генерирования и (или) преобразования, передачи и распределения электрической энергии, и состоящая из источников и (или) преобразователей электрической энергии, электрических сетей, распределительных устройств, а также устройств, обеспечивающих поддержание ее параметров в заданных пределах называется системой электроснабжения по ГОСТ 6697-83. Эти системы осуществляют электроснабжение потребителей электроэнергии: промышленности, организаций, жилых районов, сельского хозяйства и т.д.

Системы электроснабжения должны быть эффективными. Их эффективность складывается из надежности, безопасности и экономичности. Максимизация этих составляющих возможна при развитом автоматическом оптимальном управлении технологическими процессами в электросети и подсистемах потребителей электроэнергии.

Проблема оптимального управления процессами в системах электроснабжения существует с момента возникновения самой электроэнергетики. До настоящего времени решение этой проблемы затруднялось низким уровнем или отсутствием информационных сетей, развитых АСУ ТП, низким уровнем квалификации персонала, обслуживающего электросети. Системы электроснабжения до 35 кВ рассматривались как вторичные по отношению к основной сети энергосистемы (110 кВ и выше), отсутствуют эффективные методы управления ими, теоретическая база развития, практические наработки фрагментарны. В результате системы электроснабжения проектируются с максимально простой структурой, с отсутствием реверсивных потоков мощности и параллельной работы источников электроэнергии, с простейшей релейной защитой и автоматикой (РЗА).

Проблема управления приобрела особую актуальность в современных условиях структурных, организационных, технологических, технических и других изменений в электроэнергетике: внедрение рыночных отношений, разделение электроэнергетической отрасли, широкая интеллектуализация и автоматизация, внедрение цифровых подстанций, распределенной генерации и микросетей (microgrid), внедрение принципиально новых устройств, электроустановок и т.д. Системы электроснабжения, основанные на старых, традиционных принципах, не смогут обеспечить динамичное развитие экономики в новых современных условиях. Они станут новым «узким местом», затрудняющим внедрение новых технологий, что давно демонстрирует проблема развития малой генерации.

Введение рыночного базиса в электроэнергетическую отрасль значительно усугубило проблему управления за счет размытия границ ответственности субъектов энергетики, появления множества новых взаимопротиворе-чащих целей у различных субъектов. Обеспечение уровня надежности электроснабжения, удовлетворяющего потребителей, остановки его дрейфа в сторону снижения в современных условиях почти невозможно.

Особенно актуально создание методов автоматического управления для будущего перспективного подкласса систем электроснабжения – микроэнергосистем (микросетей), поскольку, во-первых, в этих сетях, обладающих зна-3

чительно большим количеством управляемых элементов, активных потребителей (в т.ч. электротранспорта), чем традиционные сети, внедрение привычных диспетчерских служб обойдется слишком дорого или невозможно, во-вторых, скорость развития нарушений нормального режима будет здесь слишком велика, в-третьих, в таких сетях будут допускаться реверсивные режимы и многоконтурная топология, что создаст сложности для «ручного» распознавания режимов и управления ими. Поэтому микросети обречены стать лидером в развитии автоматизации управления технологическими процессами в электроэнергетических системах.

Вместе с тем, развитие техники и технологий предоставляет все больше возможностей решения проблемы эффективности систем электроснабжения.

Степень разработанности темы исследования. Проблема обеспечения надежности систем электроснабжения и управления нагрузкой промышленных потребителей в различных ее аспектах разрабатывалась: Афониным Н. С., Китушиным В. Г. (Новосибирск), Михайловым В. В., Шунтовым А.В., Эдельманом В. И. (Москва), Гордеевым В. И. и Демурой А. В. (Новочеркасск), Старостиным В. И. (Омск), Чокиным Ш. Ч. и Лойтером Э. Э. (Алма-Ата), Непомнящим В. А., Окороковым В. Р., Гуком Ю. Б. и Васильевым А. П. (СПб), Воропаем Н. И. (Иркутск), Чукреевым Ю. Я. (Сыктывкар), Корниловым Г.П. (Магнитогорск), Лоскутовым А.Б., Вагиным Г.Я., Червонным Е. М., Папковым Б. В., Татаровым Е. И. (Н. Новгород), Dhillon B. S., Singh Ch., Endrenyi J., Billinton К., Allan R. N. и др.

На сегодня разработан широкий спектр технических методов повышения эффективности систем электроснабжения, но их широкое применение затруднено из-за неприспособленности к рыночным условиям в электроэнергетике и ее разделенности на энергокомпании, отсутствия универсальности, технической сложности, высокой стоимости реализации.

Первой отечественной работой по количественному учету вероятностных параметров функционирования РЗА и выбора условий ее срабатывания является работа Меллера К.Ю. Позднее вероятностные методы применялись в основном лишь для оценки надежности и настройки РЗА в работах Барзама Ю.Б., Берковича М.А., Гельфанда Я.С., Зейлидзона Е.Д., Каринского Ю.И., Кулиева Ф.А., Куликова А.Л., Лачугина В.Ф., Лямеца, Ю.Я., Манова Н.А., Манусова В.З., Нагая В.И., Нудельмана Г.С., Рипса Я.С., Саухатаса А.С., Смирнова Э.П., Фабриканта В.Л., Федосеева А.М., Шалина А.И., Шнеерсона Э.М., Шмойлова А.В., Шуина В.А., Якоба Д., Bockariova M., Illic M.D., Prica M., Ozan K. Tongur, Zhang Yi., Rebizant W., Kezunovic М., Sakaguchi T. и др. При этом учет случайного характера электрических режимов распространялся лишь на варианты выбора уставок и оценку эффективности работы РЗА. Формирования алгоритмов срабатывания РЗА с применением статистических методов не предпринималось.

Предпосылки широкого использования методов математической статистики создал метод информационного (многомерного) анализа РЗ, предложенный Ю.Я. Лямецем и в варианте многопараметрического подхода развитый В.И. Нагаем в задаче дальнего резервирования. Он предполагает обяза-

тельное применение имитационного моделирования и разработку алгоритмов РЗА на основе результатов, полученных по модельным экспериментам.

Заявленное в Концепции интеллектуальной электроэнергетической системы России создание класса активных потребителей, информатизации и интеллектуализации систем электроснабжения пока не имеют ни четких форм, ни методов внедрения. Развитая автоматизация в системах электроснабжения существует лишь в области РЗА и АСКУЭ, но алгоритмы РЗА по распознаванию режимов электросетей до 35 кВ почти не изменились за прошедшие сто лет: даже микропроцессорные устройства РЗА сетей 6-35 кВ во многом лишь воспроизводят алгоритмы электромеханических панелей.

Цель работы: разработка методов, алгоритмов и устройств защиты и автоматического управления системами электроснабжения до 35 кВ, включающих активных промышленных потребителей, для повышения эффективности электроснабжения.

Для этого решаются следующие задачи:

1. анализ алгоритмов управления системами электроснабжения с определением перспективных путей их развития и требований к ним;

2. разработка новых методов распознавания режимов силовой сети электроснабжения для интеллектуальной релейной защиты и автоматики и методов принятия решений, основанных на статистических методах общей теории обнаружения;

3. разработка системы интеллектуальной релейной защиты и автоматики сети электроснабжения на основе статистических и графо-аналитических методов;

4. разработка и исследование метода агрегативного моделирования производственных систем активных потребителей для оценки последствий отказов сети электроснабжения и управления их нагрузкой, а так же методов обработки и представления информации об этих последствиях.

5. формирование подходов и методов управления электропотреблением активных потребителей в предаварийном и нормальном режимах энергосистемы;

6. создание метода определения рациональных вариантов управления нагрузкой потребителей для ликвидации аварийной ситуации дефицита мощности в энергосистеме;

7. разработка интеллектуальных электронных устройств (ИЭУ) для автоматической системы управления электроснабжением с активными промышленными потребителями и перспективных алгоритмов их работы.

Объект исследования. Системы электроснабжения до 35 кВ с учетом активных промышленных потребителей, источников распределенной генерации, новых информационных технологий, в том числе перспективные микроэнергосистемы.

Предмет исследования. Принципы, методы, алгоритмы и устройства автоматического управления и релейной защиты систем электроснабжения при наличии активных промышленных потребителей.

Научная новизна

1. Разработанные новые методы распознавания режимов и принятия решений для интеллектуальной РЗА электросети отличаются тем, что они основаны на статистических методах теории обнаружения и общих критериях оптимизации Байеса, Неймана-Пирсона, Вальда, не применявшихся ранее в РЗА.

2. Развит дифференциальный принцип релейной защиты в части организации дифференциально-логической многозонной защиты сети электроснабжения, отличающийся от существующих возможностью контроля исправности трансформаторов тока и линий связи, устройств РЗ, автоматической адаптацией зон и уставок РЗ.

3. Усовершенствованы методы построения системы РЗА сети электроснабжения, отличающиеся от существующих графо-аналитическими принципами расчета уставок и настроек любых РЗ и создающие предпосылки широкого внедрения адаптивного подхода в системе РЗ.

4. Разработан новый метод оценки эффективности распознавания режимов РЗ, отличающийся от существующих тем, что он основан на расчете количества информации (количества энтропии) согласно информационной теории Шеннона, не применявшейся ранее в РЗА.

5. Разработан метод создания агрегативных моделей производственных систем активных промышленных потребителей для оценки последствий отказов электроснабжения и управления нагрузкой, основанный на математических методах исследования нелинейных динамических систем. Разработанный метод отличается от существующих: большей универсальностью, возможностью учета вероятностной информации и получения любых статистических оценок по произвольным критериям.

6. Предложено новое правило определения класса аварийно-активных промышленных потребителей, отличающееся от существующих методом определения потенциала снижения нагрузки потребителей при их оптимальном участии в отключениях / ограничениях электрической мощности за счет использования производственных внутренних резервов (сырья и продукции).

7. Разработанный новый метод оптимизации управляющих воздействий при частичных отключениях, ограничениях нагрузки аварийно-активных потребителей, отличается от существующих новыми критериями оценки и подходом, основанными на эффективном использовании внутренних производственных резервов потребителей.

8. Разработан новый подход к выбору управляющего воздействия на потребителей для ликвидации аварийных ситуаций дефицита мощности в энергосистеме, отличающийся от существующих новыми критериями выбора варианта управления нагрузкой, более удобными, чем ожидаемый ущерб.

9. Синтезирован новый статистический метод распознавания (контроля) загруженности фидеров для последующей мгновенной адаптации управляющего воздействия автоматики или графиков отключений к текущей величине нагрузки фидеров, отличающийся от других, тем, что он основан на статистическом байесовском критерии минимизации риска.

Теоретическая и практическая значимость

10. Методы распознавания режимов электросети и принятия решений, основанные на статистических методах, а также разработанные рекомендации позволяют синтезировать алгоритмы РЗА для любой электроустановки, любого сочетания наблюдаемых параметров и набора принимаемых решений. Байесовский критерий обеспечивает максимально полное использование информации, полученной с помощью замера и достижение минимального риска потерь при автоматическом управлении.

11. Разработанные методы расчета уставок РЗ для многопараметрического пространства измерений позволяют увеличить чувствительность и быстродействие РЗ.

12. Предложенные графо-аналитические методы согласования РЗ сети и расчета их уставок реализуют автоматическое согласование любых типов ступенчатых защит между собой, что создает условия внедрения автоматической адаптации к режимам системы электроснабжения, что позволит увеличить надежность электроснабжения.

13. Новый дифференциально-логический метод защиты электросети, сформированный на базе простейшей дифференциальной защиты, обеспечивает построение логической многозонной адаптивной защиты с максимальным быстродействием, чувствительностью и селективностью при отсутствии «мертвых зон».

14. Предложенные принципы оптимальной настройки централизованной автоматики ввода резерва способствуют сокращению длительности перерывов электроснабжения и увеличивают его надежность.

15. Новый метод оценки эффективности распознавания режимов РЗ, основанный на расчете количества информации, позволяет: выбирать наилучшие сочетания наблюдаемых параметров для максимально эффективного распознавания режимов, приводить варианты защиты сети в сопоставимый вид для отбора наилучшего варианта РЗ сети.

16. Разработанная агрегативная модель оценки последствий отказов электроснабжения промышленных потребителей и управления нагрузкой применима при эксплуатации и проектировании объектов электроснабжения и позволяет решать широкий спектр практических и теоретических задач, связанных с оценкой последствий отказов систем электроснабжения и управления нагрузкой потребителей.

17. Разработанные правило определения класса аварийно-активных потребителей, методы поиска оптимальных вариантов отключения, ограничения их нагрузки в предаварийных режимах, схема реализации концепции аварийно-активных потребителей позволят сократить ожидаемый ущерб от управления их нагрузкой, внедрить экономически взаимовыгодное управление нагрузкой активных потребителей и рынок системных услуг.

18. Разработанный метод отбора рациональных вариантов отключающего воздействия на потребителей электроэнергии в дефицитных режимах целесообразно использовать для субъектов оперативно-диспетчерского управ-

ления и в автоматике систем электроснабжения, что позволит сократить ожидаемый ущерб от управления нагрузкой при ликвидации аварий.

10. Разработанный статистический метод распознавания загруженности фидеров обеспечивает большее соответствие плановой величины отключаемой мощности и фактически отключенной, что уменьшит величину отключаемой мощности и сократит ущербы потребителей от отключений.

11. Разработанные ИЭУ предназначены для реализации перспективных сложных алгоритмов автоматических или автоматизированных систем управления и РЗА сетей электроснабжения с активными потребителями. Это позволит реализовать систему интеллектуальной РЗА на отечественной элементной базе в кибербезопасном исполнении и удешевить ее.

Методология и методы исследования. В работе использовались методология системного анализа, методы теории вероятностей, математической статистики, математического моделирования технических систем, математического анализа, экспертного оценивания, теории множеств, теории обнаружения, теории принятия решений, теории надежности.

Положения, выносимые на защиту

1. Новые методы распознавания режимов электросети и принятия решений устройствами РЗА, основанные на теории обнаружения и статистических критериях Байеса, Неймана-Пирсона, Вальда.

2. Дифференциально-логический принцип защиты электросети.

3. Метод оценки эффективности распознавания режимов РЗ, основанный на расчете количества энтропии (количества информации) информационной теории Шеннона.

4. Агрегативные модели производственных систем активных потребителей для оценки последствий отказов электроснабжения и управления их нагрузкой.

5. Метод определения класса аварийно-активных промышленных потребителей и оценки их возможностей для реализации автоматического управления нагрузкой.

6. Критерий и метод оптимизации управляющих воздействий при частичных отключениях и ограничениях нагрузки аварийно-активных промышленных потребителей с использованием их внутренних резервов.

7. Подход к практическому решению вопроса управления нагрузкой для ликвидации аварийных ситуаций дефицита мощности в энергосистеме, выраженный в косвенном учёте ущерба потребителей.

8. Статистический метод распознавания (контроля) загруженности фидеров, основанный на статистическом байесовском критерии.

9. Программно-аппаратные решения интеллектуальных электронных устройств (ИЭУ) для системы управления электроснабжением с активными промышленными потребителями.

Обоснование соответствия диссертации паспорту научной специальности. Соответствие формуле специальности. Основные научные положения диссертации и полученные в ней практические результаты исследований соответствуют формуле специальности 05.09.03 – «Электротехниче-8

ские комплексы и системы» в части: а) объекта изучения (системы электроснабжения и их составляющие); б) цели изучения объекта (разработка принципов, методов, алгоритмов и устройств автоматического управления электротехническими комплексами электроснабжения).

Соответствие области исследования специальности. Отраженные в диссертации научные положения соответствуют области исследования специальности 05.09.03, а именно:

к п. 1 «… изучение системных свойств и связей, …, математическое, имитационное и компьютерное моделирование компонентов электротехнических комплексов и систем» относятся разработанные автором имитационные компьютерные модели распознавания режимов, согласования РЗ, агрега-тивного моделирования (гл. 2-6);

к п. 2 «обоснование совокупности технических, технологических, … критериев оценки принимаемых решений в области проектирования, создания и эксплуатации электротехнических комплексов и систем» относятся разработанные критерии распознавания режимов, принятия решений РЗА, принятия решений при управлении нагрузкой (гл. 2-6);

к п. 3 «… разработка алгоритмов эффективного управления» относятся разработанные автором алгоритмы автоматического управления в РЗА и управления нагрузкой, программное обеспечение ИЭУ (гл. 2-7);

к п. 4 «Исследование работоспособности и качества функционирования электротехнических комплексов и систем в различных режимах, при разнообразных внешних воздействиях» относятся разработанные методы принятия решений при автоматическом управлении системами электроснабжения в аварийных, предаварийных и нормальных режимах (гл. 2-6);

к п. 5 «Разработка безопасной и эффективной эксплуатации … электротехнических комплексов и систем» относятся разработанные ИЭУ (гл. 7).

Реализация результатов работы. Разработка интеллектуальных электронных устройств, методов и алгоритмов автоматического управления велась в соответствии с заданием двух Государственных контрактов: № 14.577.21.0124 от 20.10.2014 по теме «Разработка интеллектуальной релейной защиты с характеристиками, не зависящими от режимов работы активно - адаптивной электрической сети», а также № 14.577.21.0244 от 26.09.2017г. по теме «Разработка технических решений программно-аппаратного комплекса цифровой подстанции с использованием отечественной элементной базы и операционных систем в составе устройств уровня присоединения и среднего уровня».

Получен патент на изобретение № 2632583 «Способ определения расстояния до места повреждения на линии электропередачи».

Результаты исследований использованы в научно-исследовательских работах ООО «АЛИМП» (Н. Новгород), ООО «НИЦЭ-НН» (Н. Новгород), а так же в работе АО «НИПОМ» (Н. Новгород), ФКП «Завод имени Я.М. Свердлова» (Дзержинск).

Содержание исследований использовано в учебных курсах НГТУ им. Р.Е. Алексеева «Оптимизация в ЭЭС», «Применение ЭВМ в электроэнергетике», «Современная РЗ» и в дипломном проектировании.

Степень достоверности результатов. Достоверность полученных результатов подтверждается корректностью разработанных математических моделей, их адекватностью по критериям оценки изучаемых процессов, использованием известных положений фундаментальных и прикладных наук, сходимостью полученных теоретических результатов с данными эксперимента, а также с результатами исследований других авторов.

Апробация результатов. Основные положения диссертационной работы и её отдельные результаты были представлены на девяти международных научных семинарах им. Ю.Н. Руденко «Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики», Туапсе (2002 г.), Иркутск (2003 г.), Псков (2005 г.), С-Петербург (2009 г.), Ялта (2010 г.), Иваново (2011 г.), Баку (2012 г.), Иркутск (2013 г.), Санкт-Петербург (2014 г.); международной научно-технической конференции CIGRE B5 «Релейная защита и автоматика энергосистем 2017», Санкт-Петербург (2017 г.); международном коллоквиуме – 2017 SC D2 CIGRE, Москва (2017 г.); XXXI сессии Всероссийского научного семинара Академии наук РФ "Кибернетика электрических систем" г. Новочеркасск (2009 г.), конгрессе «Великие Реки», Н. Новгород (2009 г.); конференции «Экономическая безопасность государства и научно-технологические аспекты ее обеспечения», Киев (2011 г.); научно-практическом совещании в Институте социально-экономических и энергетических проблем Севера Коми НЦ УрО РАН "Современные подходы к обеспечению надёжности электроэнергетических систем", Сыктывкар (2013 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 63 научных работ из них 28 – в журналах по списку, рекомендованному ВАК, 3 монографии. Получены 3 свидетельства на программы для ЭВМ.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, семи глав, заключения, списка литературы из 358 наименований и 8 приложений. Объём работы – 501 страница текста, включая 177 рисунков и 37 таблицы.

Личный вклад автора. Личный вклад автора состоит в теоретической и практической разработке и обосновании основных идей и положений работы, предложенных методов и моделей; организации, разработке и проведении экспериментальных работ и расчетов, создании программ для ЭВМ.

Тенденции, принципы и технологии перспективных централизованных и децентрализованных систем управления электроснабжением

Одним из наиболее перспективных направлений развития современных систем электроснабжения является технология микрогрид [10, 295, 296]. На начальном этапе концепция микрогрид, введенная в литературе [309], рассматривалась как техническое решение, позволяющее надежно интегрировать ИРГ, системы аккумулирования энергии и управляемую нагрузку. Такая микросеть воспринималась бы основной сетью как отдельный элемент, реагирующий и адаптирующийся под управляющие сигналы. С этой точки зрения, микросеть выступает как совокупность разнородной нагрузки, ИРГ и источников хранения энергии, имеющая единое управление с заданным уровнем надежности, а также подключенная к основной сети в единственной точке.

Существуют различные опытные проекты микросетей в Европе [270, 278, 283], США [317], Японии [290, 328] и других странах [281, 286, 304]. Эти проекты поддерживают различные формы реализации микрогрид, такие как активные распределительные системы, виртуальные электростанции [337, 340] и могут рассматриваться как основа построения интеллектуальных электрических сетей.

Функционирование микросетей может быть реализовано в двух основных режимах: с учетом подключения к основной питающей сети и в автономном режиме. С точки зрения управления, такие режимы существенно отличаются диапазоном контролируемых величин, временем принятия решений и алгоритмами.

Требования к защите и управлению [10, 287, 325, 327]. В электрической сети микрогрид, включающей ИРГ, должны быть учтены особенности построения систем защиты и управления, чтобы обеспечить требуемые уровни надежности и реализовать выгоды от применения ИРГ. Следует отметить, что указанные особенности требуется учесть не только в аварийных, но и в нормальных режимах. Наибольшее внимание при построении систем защиты и управления должно быть обращено на:

протекание реверсивных токов: применение ИРГ может изменить характер протекающих токов, что повлияет на координацию защит, изменит величину токов короткого замыкания и др.;

обеспечение устойчивости: локальные колебания могут возникнуть на основе совокупного взаимодействия систем управления ИРГ, поскольку каждая из систем управления приспособлена к малым возмущениям. Кроме того, обеспечение стабильной работы микрогрид требуется при переходе к автономному режиму работы, когда отключается питающая сеть;

моделирование: традиционные модели электрических сетей реализуются, как правило, при допущениях сбалансированной нагрузки, ее постоянном характере, предположении неизменного сопротивления сети и др. В микросетях эти допущения несправедливы;

малую инерцию: в отличие от системообразующей сети с большим числом синхронных генераторов и обладающей большой инерцией, микросеть имеет малоинерционную характеристику. Существенные проблемы могут возникнуть, когда применяются различные ИРГ, при этом система управления должна иметь высокие динамические показатели и обеспечить функционирование при значительных отклонениях частоты и напряжения;

неопределенность: для обеспечения экономичности и надежности микросети требуется совокупное взаимодействие различных ИРГ. Такое взаимодействие становится более сложным в автономном режиме функционирования микросети, когда относительные изменения нагрузки более значительны по сравнению с системообразующей сетью, а повреждения оказывают существенное влияние на устойчивость и работоспособность микросети в целом.

Система управления электроснабжением должна обеспечить надежное и экономичное функционирование микрогрид с учетом указанных особенностей. Причем техническое исполнение системы управления должно включать: контрольные измерения: выходные токи и напряжения различных источников распределенной генерации должны отслеживаться на предмет отклонения от установленных значений, а также колебаний в переходных процессах;

балансирование мощностью: случайный избыток (или недостаток) активной мощности должен быть скомпенсирован микросетью, а частота и напряжение находиться в допустимых диапазонах;

распределенную систему управления (DMS): должны быть разработаны методы и средства дистанционного управления возможностью отклонения частью нагрузок. В частности, при автономной реализации микрогрид и широком использовании возобновляемых ИРГ управление нагрузкой может применяться при регулировании частоты;

экономическое диспетчирование: управление выработкой ИРГ, особенно возобновляемых, может существенно снизить совокупные расходы и повлиять на формирование прибыли. Однако, управление микрогрид (особенно автономных) с применением экономического диспетчирования не должно быть в ущерб надежности электроснабжения;

организацию безаварийных переходов между режимами функционирования: должна быть организована надежная и эффективная работа микросети в двух основных режимах с учетом подключения к питающей сети и без нее. Требуется быстрое изменение стратегий управления при переходе из одного режима в другой, а также алгоритм быстрого выявления автономного режима функционирования и реализации новой стратегии управления.

Контролируемые величины электрической сети и управление [277, 307, 321, 322, 353]. В управлении функционированием микрогрид используются следующие основные параметры: напряжение, ток, частота и активная и реактивная мощность. В режиме с подключением к основной питающей сети частоту и напряжение в микросети определяет питающая сеть. Основная задача управления микрогрид для этого случая состоит в сочетании производства активной и реактивной мощности требованиям нагрузки. Изменением реактивной мощности ИРГ, источников реактивной энергии или уровнем напряжения в точке подключения могут достигаться функции управления. Однако, во избежание нарушения функционирования устройств релейной защиты в режиме параллельной работы с питающей сетью могут быть ограничены (или запрещены) возможности внутреннего управления ИРГ со стороны контроллеров микрогрид.

В автономном режиме микрогрид функционирует как самостоятельная независимая система. Такой режим является более сложным, поскольку необходимо строго соблюдать баланс между изменяющейся нагрузкой и выработкой электроэнергии ИРГ (особенно когда ИРГ имеют вероятностный режим работы). Напряжение и частота при этом не поддерживаются питающей сетью, а управление осуществляется при строгом контроле ИРГ. Мониторинг параметров реализуется либо центральным контроллером управления, либо локальными контроллерами ИРГ и потребителей. Цель управления состоит в гарантированной поставке электроэнергии потребителям с определенной нагрузкой. Даже кратковременное несоответствие амплитуды, фазового угла или частоты выходного напряжения любого из ИРГ может привести к относительно высоким циркулирующим переходным токам. Одним из возможных вариантов, упрощающих управление и обеспечивающих регулирование напряжения в микрогрид, является включение инвертора. Это устройство может обеспечить регулирование напряжением и частотой с применением средств обработки сигналов и компонентов силовой электроники. Такая стратегия также может применяться и для управления микрогрид постоянного тока, когда ИРГ может быть использован для контроля напряжения путем компенсации мгновенного несоответствия активной мощности. Аналогичная задача регулирования характерна для групповых ИРГ.

Особенности подключения ИРГ [10, 102, 141, 267, 297, 315, 337]. Состав ИРГ, включаемых в систему электроснабжения зависит от большого числа разнообразных факторов. Микросеть имеет единственную точку подключения к основной питающей сети с применением выключателей. Подключение источников постоянного тока, таких как источники хранения энергии (батареи и конденсаторы большой емкости) требуют преобразователей из постоянного тока в переменный. Генераторы, работающие на частоте 50 Гц можно подключать напрямую, а генераторы с переменной скоростью вращения (например, ветрогенераторы на базе синхронных машин и высокоскоростные микротурбины) требуют преобразователей (переменный ток/ переменный ток) для обеспечения постоянной частоты и напряжения. Управление нагрузкой может осуществляться либо с помощью обычных выключателей, или более сложным вариантом с применением преобразователей на базе элементов силовой электроники, позволяющих выполнять плавное регулирование электропотребления. Управление реактивной мощностью реализуется применением батарей конденсаторов и статических компенсаторов.

Пример распознавания режима участка сети с помощью дифференциального принципа и статистических методов

Рассмотрим принципы распознавания режима участка сети по дифференциальному признаку на примере (рисунок 3.11) двухгипотезных защит. Пусть ИЭУ1 и ИЭУ2 образуют за счет информационного канала дифференциально-логическую двухгипотезную защиту линии (гипотезы H0 и H2).

Для расчета защиты, основанной на статистических принципах, на математической модели определены графики плотностей вероятностей аварийного и допустимого режимов Рн2(ФЩ2) и/?#0(Ф#0) с учетом погрешностей измерительных трансформаторов (рисунок 3.12а-в). В каждый ИЭУ поступает информация об одном параметре режима - действующем значении гармоники 50 Гц фазного тока присоединения /. Исходя из значений токов в начале и конце линии рассчитывается дифференциальный ток.

Согласно упрощенному байесовскому принципу выбора уставок защит, граница областей Р0 и 4 2 и величина уставки 1 , будет располагаться в той точке на оси тока, где Рн0(ФН0) становится равной 0, т.е. 1ц « 60 А. Если наблюдаемый фазный ток находится правее этой границы, то следует выбрать гипотезу Н2 и мгновенно отключить выключатели (рисунок 3.12г), если наблюдаемый фазный ток находится левее этой границы, то следует выбрать гипотезу H0 и продолжить наблюдение.

Вероятность распознавания КЗ в основной зоне защиты такой одномерной РЗ будет равна 1 (рисунок 3.12г).

Если пропускная способность каналов связи дифференциально-логической защиты не лимитирована, то для еще большего увеличения чувствительности РЗ можно расширить вектор наблюдаемых параметров режима до двух до 2-х и более величин. Например, к наблюдению за дифференциальным током добавим наблюдение за фазой тока по началу зоны защиты (рисунки 3.13 и 3.14). Уставки двумерной двухгипотезной РЗ показаны на рисунке 3.14. Вероятность распознавания КЗ в основной зоне защиты двумерной двухгипотезной РЗ так же будет равна 1 (рисунок 3.14). Могут быть использованы и иные параметры режима.

Отметим, что если в числе параметров наблюдения для дифференциально-логической защиты не будет дифференциального тока, то это может не принести ожидаемого эффекта в приросте чувствительности. Например, выбор в качестве параметров наблюдения дифференциальной мощности лишь ухудшит распознавание режимов (рисунки 3.15 и 3.16) по сравнению с предыдущим вариантом защиты – вероятность распознавания аварийных режимов в зоне защиты снизится и составит 0,967 для рассмотренного примера. Это происходит вследствие того, что измеряемая мощность в зоне защиты может снижаться до нуля при КЗ, близких к ТТ защиты (из-за просадки напряжения) и такие КЗ становятся нераспознаваемыми. Поэтому дифференциальную мощность следует признать менее ценным информационным параметром наблюдения, чем дифференциальный ток.

Поиск управляющих воздействий на аварийно-активных потребителей при частичных отключениях с заблаговременным уведомлением

Рассмотрим применение методов агрегативного моделирования и эквивалентов Экв воз для решения задачи поиска оптимальных управляющих воздействий на аварийно-активных потребителей при частичных отключениях с их заблаговременным уведомлением.

В этом случае нахождение эквивалентов Экв воз возможно с помощью метода статистических испытаний (гл. 4), а так же аналитическим методом. Аналитический метод требует значительно меньших вычислительных ресурсов при сравнимой погрешности расчета и, поэтому, его применение предпочтительно.

В качестве иллюстрации метода рассмотрим случай внезапного отключения электроприёмников агрегата 1 в простейшей производственной схеме, приведённой на рисунке 5.3. Пусть в нормальном режиме все агрегаты работают непрерывно, их производительность по технологическим связям одинакова и равна Sv11 = Sv21 [отн.ед./час], ёмкость накопителя 1 равна Vmax 1 [отн.ед.], закон распределения вероятностно заданного уровня содержимого примем для простоты равномерным на всём отрезке [Vmin 1 ; Vmax 1] [отн.ед.]. Сумму длительности технологической наладки тхн 1 и длительности приведённого пуска п 1 после вынужденного останова агрегата 1 обозначим как (4) = тхн 1 + п 1 [час].

Пусть, в некоторое момент времени t0 происходит внезапное отключение электроприёмников агрегата 1, в результате чего агрегат 1 переходит из нормального рабочего состояния х}1 в состояние вынужденного останова х}3. Агрегат 2 продолжает нормальную работу. По истечении длительности перерыва питания тэ электроснабжение агрегата 1 восстанавливается и на нём начинаются подготовительные работы и пуск (состояние х}4 длительностью после чего он переходит в рабочее состояние х}1 с нормальной производительностью и интересующий нас переходный процесс заканчивается.

За всё время вынужденного простоя агрегата У, содержимое накопителя 1 теоретически должно уменьшиться на величину АТ4ь за счёт потребления продукта из накопителя 1 агрегатом 2, который продолжает нормально работать

По величине A Vi\ можно сделать вывод - если накопитель 1 к началу погашения имел уровень заполнения больше чем АТ4ь то он не истощится и вынужденный останов агрегата 2 не произойдёт. Если накопитель 1 к началу погашения имел уровень заполнения меньше чем АТ4ь то он истощится и смежный ему агрегат 2 будет вынужденно остановлен. Таким образом, по известному закону распределения случайного уровня заполнения накопителя 1 имеется возможность определить вероятность вынужденного останова агрегата 2.

В данном примере закон распределения уровня заполнения накопителя 1 принят для простоты равномерным от некоторого минимального уровня Vm[n і до максимального уровня Vmax\ (рисунок 5.4). Площадь области, обозначенной цифрой 1, равна вероятности вынужденного останова агрегата 2. Площадь области, обозначенной цифрой 2, равна вероятности того, что агрегат 2 не будет вынужденно остановлен, то есть дополнительного разрушения производственного процесса не произойдёт.

Однако в общем случае это не характерно, поскольку в отличие от приведённого выше простейшего примера, для производственных схем произвольной структуры необходимо учесть следующие обстоятельства:

1) может быть не один, а несколько накопителей с нарушенным балансом материальных потоков из-за отключения электроприёмников смежных им агрегатов;

2) накопитель с нарушенным балансом потоков может иметь не одну входную связь и одну выходную, а несколько;

3) накопитель, имеющий много входных и (или) выходных связей, может быть связан не с одним отключенным агрегатом, а с несколькими;

4) баланс многовходового накопителя с нарушенным балансом потоков с течением времени может менять знак, то есть в разное время уровень заполнения этого накопителя может как расти, так и понижаться;

5) нормально работающие агрегаты, связанные с накопителем с нарушенным балансом потоков, могут изменять свою рабочую производительность (например, агрегаты с циклическим технологическим процессом);

6) длительность технологической подготовки Ттхн/н и приведённого пуска тпя! в общем случае различны по каждому отключенному агрегату. Кроме того, длительность технологической подготовки Ттхн/н зависит от времени перерыва электроснабжения тэ и может скачкообразно меняться при некотором значении тэ.

Приведённые обстоятельства существенно осложняют аналитические преобразования и, если решать задачу в общем виде, то выразить искомую зависимость F \t0; Z;о п.; а;; N s = 0; р м =0,9) непосредственно в виде формулы пока не удаётся.

Получение возможной длительности отключения xJв озj доступно только с помощью численного итерационного метода, путем «подбора» xJв озi под условие pJсмi = F {...; xJв озi; ...)= 0,9 (или другую заданную величину).

Однако возможен аналитический расчёт вероятности отсутствия вынужденного останова смежных агрегатов рс мік на каждом Jc-ом шаге итерационного процесса. Такой способ позволяет не прибегать к громоздким алгоритмическим построениям и к большому числу статистических имитационных опытов для вычисления частоты (вероятности) события [15, 69]. При этом значительно понижаются требования к вычислительным мощностям против необходимого объёма для статистических имитационных расчётов. Это значительно сократит время расчёта возможных длительностей отключения xJв озj.

Предлагаемый аналитический метод расчёта вероятности отсутствия вынужденных остановов смежных агрегатов Рс мік при произвольных исходных данных, описывающих параметры производственной системы а/, выглядит следующим образом.

Вынужденные остановы нормально работающих агрегатов, смежных с отключенными агрегатами, произойдут, если хотя бы один из накопителей с нарушенным балансом материальных потоков достигнет критического состояния - истощится или переполнится. Если обозначить множество всех накопителей с нарушенным балансом материальных потоков как Dн б., то искомая вероятность отсутствия вынужденных остановов смежных агрегатов р3см. на каждом к-ом шаге итерационного процесса определяется выражением

Функция расхода-прихода AVd (t) здесь для простоты принята одноступенчатой кусочно-линейной: агрегаты могут выдавать-поглощать содержимое накопителя только с постоянной производительностью, равной либо 5vw , либо нулю (выражение (5.8)). Принципиального ограничения по способу задания функции в описанном методе нет: могут применяться функции любого возможного вида. Определить значения функции расхода-прихода AVd (f) необходимо и достаточно на отрезке времени [to , tнорм d] - начиная со времени начала отключения to и заканчивая мгновением времени ґнормЛ когда все смежные данному накопителю отключенные агрегаты mJ вернутся в нормальные рабочие состояния хт) (рисунок 5.5) и интересующий нас переходный процесс закончится.

Таким образом, вероятность отсутствия вынужденных остановов смежных агрегатов Рсмік на - -итерации при заданной длительности отключения xJвозj / -набора присоединений Z;о п. определяется по следующему алгоритму:

1) для каждого накопителя с нарушенным балансом материальных потоков d jGD1н бi находится функция расхода-прихода продукта AVd (t) на отрезке времени [to , tнорм d] по выражениям (5.7б) и (5.8);

2) для каждого накопителя с нарушенным балансом материальных потоков d jGD1н бi определяются наибольшие и наименьшие значения функции расхода-приход а продукта AVd (t) на отрезке времени [to , tнорм d]

Разработка перспективной системы автоматизированного управления электроснабжением с активными промышленными потребителями по критериям надёжности

В главах 2-6 были разработаны новые принципы, методы и алгоритмы управления систем электроснабжения с активными промышленными потребителями в аварийных, предаварийных, послеаварийных и нормальных режимах работы.

В п. 7.5 предложена архитектура централизованной автоматической системы управления режимом систем электроснабжения с использованием производственных резервов активных потребителей. В п.п. 7.1-7.4 разработаны аппаратно-программные составляющие электронных интеллектуальных устройств – основных элементов автоматической системы управления режимом систем электроснабжения с активными промышленными потребителями.

На основе свободно программируемой логики разработанных ИЭУ возможно внедрение всех предложенных новых принципов, методов и алгоритмов управления систем электроснабжения с активными потребителями.

Ниже представлены основные методологические составляющие перспективной системы автоматизированного управления систем электроснабжения с активными потребителями по критериям надежности, позволяющей полноценно контролировать и оптимально управлять мероприятиями, обеспечивающими надежность электроснабжения на всех уровнях управления – от автоматического до планов развития сети.

Для решения проблемы надежности электроснабжения необходимо эффективно применять все имеющиеся в распоряжении субъекта (фирмы, организации и т.д.) ресурсы. Это возможно только за счет автоматического управления и действий персонала энергослужбы. Следовательно, результатом функционирования разрабатываемой системы должна стать эффективная научная организация, координация, упорядочивание алгоритмов автоматики и действий персонала энергослужбы за счет задания вектора действий: объема, времени и места их реализации – обеспечивающего ответы на вопросы: что делать, когда делать, кому делать. Надежность электроснабжения при этом станет результатом этого управления.

Форма и содержание системы. Система представляет собой комплекс алгоритмов, правил и процедур, направленных на своевременное принятие максимально эффективных решений по обеспечению требуемого уровня надежности: например, корректировке схемных решений, состава обслуживаемого электрооборудования и т.д., что и определяет надежность электроснабжения потребителя.

Для реализации системы наиболее удобно применение мультиагентного подхода. Разработанная система представляется в форме совокупности различных программных модулей (рисунок 7.46), а так же нормативных и руководящих документов. Существующие нормативные документы как общегосударственные (ПУЭ, НТП, ПТЭЭП, ПТБ и др.), так и внутренние (регламенты, правила и т.д.) станут частью этой системы: их применение систематизируется и упорядочивается применительно к заданным ситуациям.

Главные взаимосвязи между агентами показаны на рисунок 7.46. Алгоритмы и методы функционирования основных программных модулей разработаны в предыдущих главах. Из-за сложности алгоритмов некоторых модулей они не могут принять прямое участие в автоматического управлении – такие модули выделены в группу «Предварительные расчеты» (рисунок 7.46). Разработанная система позволяет автоматизировать и ускорить выработку управленческих решений для персонала энергослужб.

Алгоритм системы. Порядок обеспечения надежности заключается в систематическом и упорядоченном выполнении трех основных этапов, образующих единый замкнутый цикл работ, дополняющих и корректирующих друг друга:

I этап – мониторинг надежности. В ходе его собирается первичная информация о надежности, определяются значения показателей надежности и оценивается уровень надежности R за определенный базовый период времени. Для оценки уровня надежности R разработана система показателей надежности – Приложения 4, 6-8.

II этап – принятие решений. Если уровень надежности R оценен как неудовлетворительный, то разрабатываются и принимаются мероприятия по управлению надежностью M для его повышения на плановый период (Приложение 5). Атрибуты запланированных мероприятий включаются в систему мониторинга для оценки и контроля хода их реализации, влияния на уровень надежности и эффективности;

III этап – действие автоматических устройств и выполнение служебных функций персоналом энергослужбы, в том числе и реализация методов, запланированных на этапе II.

Данный этап определяется алгоритмами и настойками агентов, а так же должностными инструкциями персонала энергослужбы.

Содержание системы. За счет включения в алгоритм соответствующих показателей, система использует, объединяет и упорядочивает весь накопленный практический и теоретический опыт обеспечения надежности электроснабжения: приемы, методы, модели. Она содержит хорошо зарекомендовавшие себя решения и методы по контролю, оценке и анализу, прогнозированию и управлению надежностью, упрощающие внедрение передового опыта и унификацию решений в этой сфере [10, 19, 20, 28, 29, 34, 52, 54, 67, 70, 77 и др.].

Разработаны принципы и правила адаптации системы к любым реальным условиям производства потребителей, в том числе и перспективным изменениям (за счет разного состава показателей надежности, разного объема контролируемой информации и т.д.).

С помощью системы процесс организации обеспечения надежности электроснабжения отделяется от узкоспециализированного профессионального «энергетического» инструментария (приемов, методов). Работа квалифицированных специалистов энергетиков будет требоваться только на предварительном этапе для наладки и настройки системы под конкретного потребителя и может рассматриваться как сервисная услуга разработчиков системы. Дальнейшее функционирование системы может осуществляться без их участия. При этом необходимо иметь в виду, что работы в электроустановках должны выполняться по установленным нормам и правилам соответствующим образом подготовленным персоналом.

Рекомендуется внедрение глубокой автоматизации выполнения этапов I и II, используя разработанные формальные процедуры и алгоритмы. В этом идеальном случае трудозатраты этапов I, II и время их выполнения персоналом энергослужбы являются ничтожно малыми (система станет «советчиком» персонала энергослужбы, непрерывно указывающим - что, когда и где делать в рамках реализации этапа III).

Эффективность работы созданной системы определяется:

- ускорением реакции (сокращение времени принятия решения) на отклонение уровня надежности от заданного уровня,

- расширением спектра практически решаемых задач в области надежности и увеличения чувствительности к отклонениям надежности от заданного уровня (как фактической, так и прогнозной),

- снижением стоимости обеспечения надежности, в том числе трудоемкости задач, решаемых при обеспечении надежности.

В соответствии с этими критериями становится возможным сравнение различных вариантов обеспечения надежности электроснабжения. По ним производится выбор наиболее рационального варианта адаптации разработанной системы к конкретному потребителю, а также становится возможной оценка эффективности внедрения системы.