Автоматизация систем контроля и управления электроэнергетическими объектами на основе scada-анарэс осак А. Б., Домышев А. А., Сорокин И. В

Вид материала

Документы

Содержание Постановка задачи Назначение и архитектура SCADA-АНАРЭС Описание SCADA-АНАРЭС Работа в системах жесткого реального времени Прикладной уровень Система отображения информации на мнемосхемах Оценивание состояния электроэнергетической системы на базе ПВК «Оценка» Назначение и основные функции ПВК «Оценка» Алгоритмы решения Практическое использование и результаты расчётов При достоверизации ТИ При расчете оценок по КУ При расчете режима по полученным оценкам Перспективы развития.

Подобный материал:

• Пвк анарэс-2000 Шепилов О. Н., Осак А. Б., Домышев, 70.7kb.
• Узловой комплекс противоаварийной автоматики электропередачи Братск-Иркутск А. Б. Осак,, 79.01kb.
• Программы повышения квалификации ункит 8-10 «Создание асутп на базе scada систем (Trace, 10.42kb.
• Оценка эффективности систем управления организационно-техническими объектами с учетом, 243.65kb.
• Информационная технология принятия решений при управлении сложными объектами с оценкой, 198.96kb.
• Моделирование автоматизированной системы контроля и управления технологическими объектами, 35.31kb.
• Программа вступительного экзамена по приему в магистратуру по специальности 6М070200, 225.94kb.
• Автоматизация процессов мониторинга объектов железнодорожной инфраструктуры на основе, 315.84kb.
• Лекция scada -система simatic, 74.66kb.
• Комплекс лабораторных работ по анализу и проектированию систем управления, 90.81kb.

АВТОМАТИЗАЦИЯ СИСТЕМ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ ОБЪЕКТАМИ НА ОСНОВЕ SCADA-АНАРЭС

Осак А.Б., Домышев А.А., Сорокин И.В.

ИСЭМ СО РАН, г. Иркутск,
ЗАО «Энергетические технологии», г. Иркутск

Тел.: (3952) 42-84-18, 423-523, e-mail: anares@irk.ru

Введение

Развитие программно-вычислительного комплекса (ПВК) АНАРЭС [1] для расчетов и управления режимами электроэнергетических систем привело к созданию на его базе комплекса для контроля и управления электроэнергетическими объектами SCADA-АНАРЭС [2].

SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) – общепризнанная аббревиатура для систем управления и мониторинга различными технологическими процессами.

Разработанный авторами комплекс SCADA-АНАРЭС – это набор программно-технических средств, позволяющих выполнять контроль и управление различными электроэнергетическими процессами.

В качестве возможных сфер применения данной системы можно отметить: системы управления подстанцией, противоаварийная автоматика, АСУ ТП и др.

Постановка задачи

Для построения полноценных автоматизированных рабочих мест (АРМ) оперативно-диспетчерского персонала и автоматизированных систем управления (АСУ) необходимы средства, обеспечивающие:

1. Взаимодействие с аппаратными средствами (измерение и управление).

2. Решение технологических задач, специфического назначения.

Для решения первой задачи имеется большое количество универсальных SCADA-систем, большинство из которых не ориентированы на задачи электроэнергетики и адаптация подобных систем для конкретного применения является сложной и дорогостоящей.

Имеющиеся на диспетчерских пунктах оперативно-информационные комплексы (ОИК) решают незначительную часть задач диспетчерского управления и обычно их нельзя использовать для автоматических систем управления.

Для решения технологических задач в электроэнергетике разработано большое количество программно-вычислительных комплексов, но эти комплексы ориентированы на работу в интерактивном режиме с квалифицированным пользователем, не решающим оперативные задачи.

Интеграция универсальных SCADA-систем и специальных ПВК является практически не выполнимой задачей, т.к. эти системы и комплексы основаны на различных (почти не совместимых) идеологиях, что приводит к низкой надежности и функциональности интегрированной системы, поэтому требуется переработка имеющихся ПВК для учета требований автоматизированных или автоматических систем контроля и управления.

В данной статье рассматривается выполненная авторами работа, по доработке ПВК АНАРЭС до уровня современной системы управления.

Назначение и архитектура SCADA-АНАРЭС

Функции SCADA-АНАРЭС:

• Прием информации от устройств сбора данных (контроллеры ввода/вывода, PLC-контроллеры, устройства телемеханики и другие).
  
• Организация обмена данными в рамках распределенного комплекса.
  
• Архивирование информации: ведение суточной ведомости, архива действий пользователя, журнала событий, пользовательских архивов.
  
• Универсальный механизм задания формул расчета дополнительных параметров на основе измеряемых.
  
• Система отображения информации на мнемосхемах и управление оборудованием на мнемосхеме.
  
• Система отображения текстовой информации: отображение информации в таблицах; отображение списков.
  
• Формирование отчетных документов.
  
• Контроль измерений на соответствие заданным диапазонам.
  
• Функции планирования и моделирования режимов: расчет установившегося режима, оценивание состояния, расчет токов коротких замыканий, анализ статической устойчивости режима, анализ динамической устойчивости режима (моделирование электромеханических переходных процессов).
  
• Технический учет электроэнергии и интеграция с автоматизированной системой коммерческого учета электрической и тепловой энергии.
  

SCADA-АНАРЭС может устанавливаться как на одном промышленном компьютере (контроллер, сервер, рабочая станция), так и на нескольких (распределенная система). Комплекс выполнен по блочному (модульному) принципу. Заменяя или добавляя программные модули, можно легко увеличивать функциональность как каждого отдельного компьютера, так и системы в целом. Также легко конфигурировать комплекс под определенные задачи.

Комплекс, построенный с использованием SCADA-АНАРЭС, имеет трех-уровневую архитектуру:

• аппаратный уровень – набор программно-технических средств обеспечивающих непосредственно сбор данных;
  
• информационный уровень – обеспечивает доступ к любому параметру системы, через единое информационное пространство;
  
• прикладной уровень – обработка и представление данных для конкретных задач, взаимодействие с пользователем, прикладные программы (рис. 1).
  

Рис. 1. Структура комплекса

Такая архитектура системы обеспечивает независимость функциональной части системы от аппаратного уровня, а также позволяет интегрировать ее с внешними системами сбора данных и управления.

Информационный уровень обеспечивает взаимодействие приложений прикладного уровня между собой и с аппаратным уровнем. При этом не имеет значения, производится обмен между приложениями на одном компьютере, по сети или производится обмен с устройствами сбора данных и управления. Таким образом, информационный уровень можно назвать единым информационным пространством.

Взаимодействие компонентов комплекса прикладного уровня, работающих в распределенной системе, производится по локальной вычислительной сети (ЛВС). В качестве ЛВС используется Ethernet (Industrial Ethernet). При этом обеспечивается работа как с одинарной, так и с дублированной ЛВС. При работе с дублированной ЛВС имеется возможность одновременной передачи данных по обеим подсетям (без выделения главной/резервной подсети), что обеспечивает беспрерывную работу при повреждении одного из сегментов ЛВС.

Описание SCADA-АНАРЭС

SCADA-АНАРЭС содержит два обязательных блока: сервер приложений (блоков/модулей) и сервер каналов, которые обеспечивают взаимодействие всех остальных блоков. Также имеется конфигуратор, с помощью которого описываются и настраиваются все параметры взаимодействия.

Сервер приложений – это программный блок (рис. 2), который выполняет функции передачи команд и ответов между различными приложениями (программами, блоками, модулями). Если при передаче команды блок – получатель команды (все команды адресные) не запущен (или аварийно завершился), то сервер приложений автоматически запускает необходимое приложение. Это означает, что помимо передачи команд и ответов (на команды) сервер приложений автоматически контролирует состояние приложений (работает/не работает). Тем самым обеспечивается надежность функционирования SCADA-АНАРЭС. При разработке функциональных модулей SCADA-АНАРЭС к ним предъявляются требования по обеспечению функций поддержки сервера приложений и возможности автоматического рестарта после аварийного завершения. В результате единичный сбой отдельного программного блока в худшем случае может привести к кратковременному (менее 1 сек) приостановлению выполнения некоторых функций системы, а при использовании возможностей резервирования блоков (как на одном, так и на разных компьютерах) обеспечивается беспрерывное функционирование SCADA-АНАРЭС при любых единичных сбоях в программном обеспечении.



Рис. 2. Структура работы сервера приложений.

Сервер каналов – это программный блок, который обеспечивает обмен информацией между различными функциональными блоками SCADA-АНАРЭС, установленными на одном компьютере. Сервер каналов содержит в своем составе базу данных реального времени (БДРВ), обеспечивающую обмен данными с максимальным быстродействием.

Данные в БДРВ подразделяются на три вида:

1. Массив телесигналов (ТС), который представляет собой блок оперативной памяти, содержащий динамический массив структур данных;

2. Массив телеизмерений (ТИ), который представляет собой блок оперативной памяти, содержащий динамический массив структур данных;

3. Очередь сообщений представляет собой блок оперативной памяти, содержащий динамическую очередь сообщений. Каждое сообщение – это блок памяти, имеющий типовой заголовок сообщений (тип, метка времени, источник, уникальный номер и др.) и набор данных (произвольной длины). Соответственно с помощью сообщений организуется обмен любыми данными между различными функциональными блоками.

Назначение массива ТС и массива ТИ состоит в передаче между функциональными блоками текущих значений неких параметров, при этом расположение конкретного параметра в оперативной памяти не меняется во время работы системы, что упрощает обработку ТИ и ТС. Задача очереди сообщений состоит в передаче информации между функциональными блоками по мере ее возникновения (по событиям, предупреждения, по мере выполнения определенных операций и др.).

С точки зрения взаимодействия с сервером каналов любой функциональный блок может быть реализован в виде одного из трех типов: 1) сервер данных; 2) клиент данных; 3) клиент и сервер данных.

Сервер данных – это программный блок, передающий в сервер каналов фрагмент массива ТС и ТИ, а также сообщения. Сервер данных может получать данные от внешних источников: каналы и протоколы обмена с внешними подсистемами, базы данных и т.п.

Клиент данных – это программный блок, получающий от сервера каналов весь массив или фрагмент массива ТС и ТИ, а также все или выборочные сообщения. Клиент данных может передавать данные во внешние источники: каналы и протоколы обмена с внешними подсистемами, базы данных и т.п., визуализировать данные для пользователя, выдавать значения в порты ввода/вывода.

Клиент и сервер данных – это программный блок, сочетающий в себе функции сервера и клиента данных. Например, такой блок может получать от сервера каналов некие данные, обрабатывать их и записывать в сервер каналов, но под другими уникальными номерами.

Перечень ТС и ТИ, а также распределение фрагментов массива ТС и ТИ между различными серверами определяется на этапе конфигурирования сервера каналов.

Обмен данными между приложениями выполняется через технологию отображаемых файлов (FileMapping), которая позволяет создать общий блок оперативной памяти, доступный разным приложениям.

Синхронизация программных блоков, обмен данными и командами в SCADA-АНАРЭС выполняется с помощью базовых объектов ядра ОС Windows: Mutex, Event. Это обеспечивает высокую производительность, высокую надежность, независимость от конкретной версии ОС и системных библиотек Windows (т.к. эти объекты реализованы во всех версиях Windows).

Для обеспечения надежности (защищенности) архитектура обмена данными между сервером каналов, серверами данных и клиентами данных выполнена по следующей схеме (рис. 3). Каждый сервер данных имеет свой массив ТИ и ТС и очередь сообщений. Записывать данные в локальные массивы сервера данных может только сам сервер данных. Считывать же эту информацию может только сервер каналов, который записывает ее в свои массивы ТИ и ТС и очередь сообщений; эти блоки данных, в свою очередь, не доступны для записи извне. Клиенты данных могут получать доступ к данным сервера каналов только в режиме чтения. Таким образом, ошибка в каком-то функциональном блоке не может привести к порче данных других блоков.

Сервер каналов и функциональные блоки (сервера и клиенты данных) реализуются в виде отдельных исполняемых модулей (при необходимости несколько функциональных блоков могут быть объединены в один исполняемый модуль). Это, с одной стороны, при возникновении сбоев одних блоков защищает от порчи данные других блоков, а с другой стороны, обеспечивает параллельное (одновременное) выполнение всех приложений SCADA-АНАРЭС и позволяет наиболее эффективно распределить вычислительные мощности компьютера, без усложнения архитектуры каждого функционального модуля.



Рис. 3. Архитектура обмена информации между
программными блоками.

Для обеспечения максимального быстродействия системы программные блоки информируют друг друга об изменении данных. Например, сервер данных сообщает серверу каналов об изменении массива ТС, ТИ или добавлении нового сообщения в очередь. После этого сервер каналов сообщает всем клиентам данных об изменении массива ТС, ТИ или добавлении нового сообщения в очередь. Информирование программных блоков осуществляется с помощью объектов ядра Event, что позволяет с помощью соответствующих функций Windows API ожидать изменения данных без затрат процессорного времени.

Разработаны специальные библиотеки функций и классов, позволяющие значительно упростить разработку конкретных функциональных блоков, причем за счет этого обеспечивается абстрагирование от текущей реализации механизмов, использующихся в SCADA-АНАРЭС.

Имеется следующий набор функциональных блоков:

Селектор – блок автоматического выбора источника данных, получаемых по дублированным каналам;

Интегратор – блок усреднения данных, с возможностью получения обобщенного значения физического параметра, полученного по разным каналам с автоматическим отбрасыванием недостоверных данных;

ОРС-сервер и ОРС-клиент – блоки для взаимодействия с внешними подсистемами по технологии ОРС, поддерживают спецификации OPC Data Access 1.0a, OPC Data Access 2.0 и OPC Alarms and Events 2.0.

ModBus TCP-клиент и ModBus TCP-сервер – блоки приема/передачи данных от внешних подсистем по каналу Ethernet по транспортному протоколу TCP-IP, по протоколу ModBus TCP.

ModBus RTU-клиент – блок получения данных от внешних подсистем по каналу RS232/485/422 по протоколу ModBus RTU. Имеется возможность передачи данных от сервера каналов во внешние подсистемы по этому же каналу (управление).

Socket-клиент и Socket-сервер – блоки для взаимодействия различных компьютеров входящих в систему SCADA-АНАРЭС по каналу Ethernet по транспортному протоколу TCP-IP по технологии Socket во внутреннем протоколе.

Архиватор в текстовые файлы и архиватор в SQL-базу данных.

Для подключения в систему нового блока (драйвера оборудования), не поддерживающего перечисленные протоколы, или драйвера, поддерживающего другие стандарты передачи, достаточно его переписать и добавить в конфигуратор. Набор блоков-драйверов будет постоянно расширяться.

Работа в системах жесткого реального времени

SCADA-АНАРЭС может использоваться в системах жесткого реального времени. Одним из таких применений является разработка комплексов противоаварийной автоматики.

В том случае, если алгоритмы управления, требующие выполнения в реальном времени, не могут быть реализованы из-за своей сложности на уровне программно-логических контроллеров (PLC) обеспечивающих реальное время, или система имеет достаточно сложную архитектуру, требующую передачи большого количества данных в блоки реального времени, представляется целесообразным выполнение функций реального времени на мощных PC-совместимых компьютерах промышленного исполнения. Для этих целей в SCADA-АНАРЭС реализованы блоки, работающие с использованием расширения реального времени для Windows – VentursCom RTX.

Передача данных в блок, работающий под RTX, осуществляется специальным промежуточным блоком связи с RTX, который для Сервера каналов является одновременно и сервером, и клиентом данных.

Для написания алгоритмов реального времени разработана специальная библиотека, поддерживающая обмен данными с сервером каналов (через блок связи с RTX).

Прикладной уровень

Более подробно остановимся на некоторых функциях прикладного уровня:

Архивирование информации. Подсистема архивирования предназначена для создания архивов оперативной информации заданной глубины, прореживания и удаления информации в архивах по мере её старения, извлечения запрошенной информации из архивов. Архивы хранятся в реляционной SQL СУБД. В качестве СУБД используется MS SQL, Oracle, MySQL.

Универсальный дорасчет. Функции дорасчета позволяют вычислять значения произвольных параметров на основе любых параметров имеющихся в БДРВ (измеряемые параметры, вычисленные параметры, результаты расчета и моделирования режима). Рассчитанные параметры также передаются в БДРВ.

Задание формул дорасчета производится с использованием MS Excel. При этом пользователь может задать как формулы, использующие стандартные функции MS Excel, так и написать собственные макросы, выполняющие более сложные вычисления.

Система отображения информации на мнемосхемах

Система отображения информации основана на системе отображения ПВК АНАРЭС-2000 [3]. Система отображения содержит в своем составе универсальный графический редактор схем, позволяющий создавать многоуровневые графические схемы любой иерархии вложенности. Схемы формируются из готовых наборов библиотек элементов.

Схема может быть любого размера и содержать любое количество элементов. Имеются широкие возможности по печати и компоновке схемы на бумаге любого размера.

Система отображения позволяет:

• просматривать параметры из БДРВ на схеме (измерения, телесигналы, рассчитанные параметры);
  
• производить коммутации на мнемосхеме (телеуправление);
  
• вести оперативную схему, т.е. задавать состояние нетелемеханизированных коммутационных аппаратов (например, разъединителей) с передачей их состояния в БДРВ;
  
• отображать тренды параметров из БДРВ;
  
• производить корректировку исходных данных для расчетных программ.
  

В дополнение к стандартным функциям отображения информации на схеме система отображения сдержит функции визуального анализа режима на схеме:

• •Выделение фрагментов схемы, относящихся к выбранному району или сечению, с одновременным «притемнением» остальной схемы.
  
• Сравнение параметров различных режимов (как срезов за различное время, так и рассчитанных режимов).
  
• Динамическая раскраска схемы – отображение элементов схемы разной интенсивностью цвета, в зависимости от величины выбранного параметра или от степени нарушения пределов параметрами режима. Использование этой возможности совместно с функцией сравнения режимов позволяет наглядно увидеть отличия режимов.
  

Формирование отчетных документов. Блок формирования отчетных документов позволяет формировать отчетные документы в Microsoft Word и Excel на основе шаблонов, заданных пользователем.

Функции планирования и моделирования режимов. SCADA-АНАРЭС могут включать все функции расчета режима ПВК АНАРЭС-2000:

• расчет установившегося режима;
  
• расчет токов коротких замыканий;
  
• анализ статической устойчивости режима;
  
• анализ динамической устойчивости режима (моделирование электромеханических переходных процессов);
  
• оценивание состояния (получение сбалансированного режима на основе данных измерений).
  

Технический учет электроэнергии. Любые средства измерений параметров нормального режима, позволяющие измерять активную и реактивную мощности, можно использовать для измерения электроэнергии.

Для этого с помощью программных средств верхнего уровня производится оценивание режима и расчет, а затем интегрирование по времени оцененных значений активной и реактивной мощности. При интегрировании применяется метод Рунге-Кутта. Причем, чем выше частота измерений значений мощности и чем плавнее происходит изменение режима, тем выше точность измерения электроэнергии. Как правило, такой способ измерения менее точен по сравнению с применением существующих счетчиков электроэнергии, но для функции технического учета он обычно вполне подходит.

На наиболее ответственных участках электрической сети, где требуется повышенная точность измерения электроэнергии, возможна установка цифровых счетчиков электроэнергии с подключением их к программным средствам верхнего уровня. Кроме того, возможно взаимодействие с системой АСКУЭ. Значения, полученные от счетчиков электроэнергии, учитываются при проведении оценивания состояния и интегрировании, уточняя тем самым значения электроэнергии по участкам электрической сети, которые не оборудованы счетчиками.

Таким образом, применение комбинированного метода позволяет с достаточно высокой точностью проводить технический учет электроэнергии по всей сети.

Выводы

Разработанная авторами система SCADA-АНАРЭС является полноценной программной системой, использование которой в электроэнергетике в АСДУ и на верхнем уровне в АСУ ТП позволяет решить все основные задачи без доработки системы.

SCADA-АНАРЭС является универсальной расширяемой системой, что позволяет включать в нее специфические задачи.

Применение SCADA-АНАРЭС в электроэнергетике позволит сократить время и стоимость внедрения системы управления, а в дальнейшем упростит ее обслуживание.

Литература

1. Шепилов О.Н., Ушаков Е.И., Ушаков А.Е., Осак А.Б., Домышев А.В., Вымятнин А.А., Бузина Е.Я., Программно-вычислительный комплекс АНАРЭС-2000+ для расчета и анализа нормальных и аварийных режимов ЭЭС // Современные программные средства для расчета надежности и оценивания состояния электроэнергетических систем Сборник докладов Четвертого международного научно-практического семинара. – Новосибирск: ИДУЭС, 2004. – с. 6-16.
   
2. Шепилов О.Н., Ушаков Е.И., Ушаков А.Е., Осак А.Б., Домышев А.В., Вымятнин А.А., Бузина Е.Я., Новая версия ПВК АНАРЭС // Современные программные средства для расчета надежности и оценивания состояния электроэнергетических систем Сборник докладов Четвертого международного научно-практического семинара. – Новосибирск: ИДУЭС, 2004. – с. 140-143.
   
3. О.Н. Шепилов, А.Е. Ушаков, А.Б. Осак, А.В. Домышев, Е.Я. Бузина, Система отображения ПВК АНАРЭС-2000 и ее применение в АСДУ и ОИК. // Современные программные средства для расчетов и оценивания состояния режимов электроэнергетических систем Сборник докладов Второго международного научно-практического семинара. – Новосибирск: ИДУЭС, 2002. С. 5-14.
   

Оценивание состояния электроэнергетической системы на базе ПВК «Оценка»

Гришин Ю.А., Глазунова А.М., Колосок И.Н., Коркина Е.С.

ИСЭМ СО РАН, г. Иркутск.


В современных условиях либерализации и дерегулирования в электроэнергетике нельзя пренебрегать проблемами надежности и безопасности энергоснабжения, на технические стороны которых, как констатировало совместное заседание 40-й сессии СИГРЭ и 19-го конгресса МИРЭС [1], влияют:

• низкий уровень надежности действующей системы обмена информацией между диспетчерскими пунктами;
  
• бессистемность и неполнота информации в диспетчерских переговорах, низкий уровень подготовки диспетчерского персонала в целом;
  
• низкая надежность компьютерных систем и устаревших средств управления и автоматики.
  

Все вышеперечисленные причины привели к системным энергетическим авариям в США – Канаде, Швеции – Дании, Италии – Швейцарии. По представленным материалам СИГРЭ и МИРЭС экспертная комиссия рекомендовала ОАО ”СО-ЦДУ ЕЭС” и ОАО ”ФСК ЕЭС” “… продолжить исследования, разработки и внедрение современных систем и средств диспетчерского управления в ЕЭС России.”

Теперь у России есть собственный опыт выхода из аварийной ситуации (Москва, 25 мая 2005г.), к возникновению которой привели, в том числе, и недостаточно эффективные действия оперативно-диспетчерского персонала. Среди мер, предпринимаемых к недопущению повторных аварийных ситуаций, указывается повышение качества и объема средств информационного оснащения оперативно-диспетчерского персонала с целью обеспечения необходимой наблюдаемости сети по телеметрии режимных параметров энергосистемы, а также обеспечения диспетчерских служб оперативным программным инструментом для оценки режимов на краткосрочный период времени по текущей схеме электросети и фактическому состоянию загрузки генерирующих мощностей.

ПВК «Оценка» [2] - одно из возможных средств решения проблем надежности и безопасности функционирования электроэнергетических систем. Он предназначен для использования:

• диспетчерским персоналом в целях повышения информированности о текущем состоянии ЭЭС;
  
• службами анализа и планирования электрических режимов для быстрого анализа режимов;
  
• службами телемеханики для контроля измерительной системы и развития систем сбора данных.
  

Назначение и основные функции ПВК «Оценка»

ПВК «Оценка» - это сложный многофункциональный комплекс, предназначенный для расчета текущего режима ЭЭС на основе телеинформации, на базе которого затем выполняются функции оперативного контроля и анализа режимов, оперативного анализа надежности, оперативной коррекции режима и другие функции оперативного управления.

Цель задачи оценивания состояния (ОС) - расчет всех параметров сбалансированного режима (модулей и фаз узловых напряжений, перетоков активных и реактивных мощностей) по данным телеизмерений (ТИ) ряда параметров режима и телесигналов (ТС) о положении коммутационной аппаратуры. ОС может использоваться:

• для автоматизированной обработки контрольных замеров;
  
• для расчета текущего режима ЭЭС, на основе которого затем выполняются различные функции оперативного управления;
  
• для накопления статистики о качестве и надежности поступающих ТИ, что позволяет выявлять неисправные элементы в системе сбора данных.
  

В комплексе ОС в реальном времени решаются следующие задачи:

• достоверизация ТС и формирование на их основе текущей расчетной схемы;
  
• анализ текущей наблюдаемости схемы, выделение наблюдаемой и ненаблюдаемой части, формирование списка критических измерений;
  
• детекция и идентификация грубых ошибок в ТИ;
  
• фильтрация случайных погрешностей ТИ;
  
• получение оценок ТИ и дорасчет неизмеренных параметров;
  
• идентификация дисперсий измерений, необходимых для задания весовых коэффициентов в задаче ОС;
  
• уточнение некоторых параметров схемы замещения, например, коэффициентов трансформации;
  
• ведение архивов значений ТИ с признаками достоверности и их оценок;
  
• расчёт и анализ значений потерь активной мощности в сети.
  

Алгоритмы решения

Задачи, решаемые на базе оценки состояния в реальном времени, предъявляют высокие требования к быстродействию используемых алгоритмов ОС, их надежности и качеству получаемого решения.

В ПВК «Оценка» реализованы методы ОС, основанные на использовании так называемых контрольных уравнений (КУ) [5]. Контрольные уравнения – это уравнения, включающие только измеренные переменные:

. (1)

Формально, контрольные уравнения могут быть получены из совокупности уравнений, описывающих установившийся режим ЭЭС

(2)

исключением из нее неизмеренных переменных . Для этого система уравнений (2) делится на две подсистемы





таким образом, чтобы из подсистемы могли быть найдены зависимости . Подставляя эти зависимости в , получим систему контрольных уравнений (1).

Контрольные уравнения возникают каждый раз, когда некоторая переменная режима может быть получена как непосредственным измерением, так и вычислена на основе измерений других переменных, т.е. когда измерение является избыточным, следовательно, необходимым условием для получения КУ является избыточность измерений в схеме. Количество контрольных уравнений всегда равно количеству избыточных измерений. Методы ОС с применением КУ позволяют на единой методической основе решить все задачи, входящие в комплекс ОС в реальном времени. Сочетание метода КУ с методами искусственного интеллекта (генетические алгоритмы, искусственные нейронные сети) обеспечивает экономичность и высокое быстродействие используемых алгоритмов, что и требуется от задач в режиме реального времени.

Практическое использование и результаты расчётов

Надежность результатов оценивания состояния определяется:

• правильностью сборки текущей расчетной схемы;
  

Базовая схема представляет собой наиболее полные данные по схеме сети, включающие все имеющиеся в схеме сети узлы и ветви. Базовый состав телеинформации - это данные по всем имеющимся в схеме измерениям и телесигналам. Оперативное формирование расчетной электрической схемы в реальном времени ведется по данным телесигнализации (ТС). По данным TC в структуру базовой схемы и ее параметры вносятся изменения, соответствующие текущему состоянию работающего оборудования (отк/вкл ЛЭП и ШСВ, выбор отпайки трансформатора и т.д.), т.е. выполняется коррекция базовой схемы. Однако, при ошибках в ТС возможно искажение расчетной схемы сети и появление существенных ошибок в расчетной топологической модели. Аппаратный контроль ТИ и ТС, проводимый средствами ОИКа, необходимо дополнять программной достоверизацией. В ПВК «Оценка» для достоверизации ТС используется логическое согласование ТИ и ТС – наиболее простой способ идентификации состояния ЛЭП.

• правильной привязкой телеинформации к схеме (место ТИ, направление ТИ перетоков);
  

После коррекции базовой схемы осуществляется коррекция базового состава ТИ - отключаются ТИ в отключенных ветвях схемы, корректируeтся привязка к схеме в узлах при объединении их в один узел при включении ШСВ и т.д. Таким образом, получается текущая расчетная схема с текущим составом ТИ, псевдоизмерений (ПИ) и ТС. Учитываются показания ТС о числе включенных фаз реакторов для определения проводимостей реакторов. Достоверизация ТИ выполняется до решения задачи оценивания состояния, что, в отличие от апостериорной достоверизации, не требует многократного повторения задачи ОС. Выставляются признаки достоверности ТИ, определяемые в ПВК, формируются массив уточненных значений ТИ, в котором выявленные ошибочные ТИ заменены псевдоизмерениями, вычисленными в программе и массив уточненных дисперсий ТИ, в котором пересчитаны дисперсии сомнительных и ошибочных ТИ.

• обеспечением наблюдаемости расчетной схемы;
  

По результатам анализа наблюдаемости формируется список ненаблюдаемых узлов и ветвей схемы для активной и реактивной модели, список узлов по отдельным подсистемам и список связей между подсистемами, если схема разделилась на подсистемы, а также, предлагаются варианты недостающих измерений, которые необходимо добавить в схему для обеспечения наблюдаемости. В ПВК «Оценка» при расчете ненаблюдаемых схем используются псевдоизмерения генераций и нагрузок в ненаблюдаемых узлах [3].

• высокой эффективностью алгоритмов обнаружения грубых ошибок в ТИ;
  

При ОС ЭЭС с низкой избыточностью измерений, характерной для российских энергосистем, возникает проблема достоверизации критических измерений и критических групп. В работах по наблюдаемости [4] критическими были названы неизбыточные измерения, исчезновение которых приводит к потере наблюдаемости расчетной схемы. Критические группы - это группы измерений, в которых исчезновение любого измерения приводит к тому, что все оставшиеся измерения в группе становятся критическими.

Грубые ошибки в критических измерениях и критических группах не могут быть обнаружены обычными методами анализа плохих данных [2,5] и приводят к искажению расчетного режима, поэтому важно определить критические измерения и критические группы до решения задачи ОС. Это позволит применить дополнительные методы для их проверки и снизить влияние грубых ошибок на результаты ОС.

В ПВК «Оценка» критические измерения и критические группы определяются в процессе формирования и анализа контрольных уравнений [2].

В ПВК «Оценка» для достоверизации критических измерений и критических групп реализованы алгоритмы, построенные на использовании динамических подходов и методов искусственного интеллекта (искусственных нейронных сетей (ИНС)) [6] .

• соблюдением ограничений на параметры режима .
  

При решении задачи ОС может возникнуть необходимость в фиксации некоторых параметров режима на заданных значениях, например, напряжений на шинах генерирующих станций, при декомпозиции задачи ОС – оценок в граничных узлах и ветвях подсистем, межсистемных перетоков и т.д. Это приводит к необходимости учета ограничений в форме равенств, которые задаются, как правило, для контролируемых параметров и фиксируются на измеренных значениях :

. (3)

Учет ограничений в форме равенств в задаче ОС можно обеспечить заданием нулевых дисперсий для соответствующих ТИ и ПИ. Задание измерениям нулевых дисперсий не создает никаких проблем при ОС на основе КУ – эти измерения входят в КУ в виде констант и не участвуют в алгоритме ОС.

Полученные при ОС расчетные значения некоторых параметров режима должны находиться в определенных технологических пределах. Активные и реактивные генерации в узлах должны находиться внутри пределов, определяемых графиком выработки мощности; на перетоки мощности по линиям могут быть заданы пределы, определяемые пропускной способностью линии; в нагрузочных узлах должно быть обеспечено правильное направление (знак) узловой инъекции и т.д. Получить информацию о перечисленных выше ограничениях не составляет большого труда, так как она, как правило, хранится в той или иной форме в базе данных SCADA/EMS.

Поэтому при решении задачи ОС помимо ограничений (3), задаваемых в форме равенств, необходимо также учитывать ограничения в форме неравенств, задаваемые как для измеренных :

(4)

так и для неизмеренных :


(5)

параметров режима.

Могут быть заданы также ограничения на некоторые функции от параметров режима, например, на сумму перетоков по нескольким линиям электропередач.


Учет ограничений в ПВК «Оценка» выполняется на различных этапах работы программы.

При достоверизации ТИ проверяются ограничения на измеренные параметры режима (напряжения, мощности в узлах, перетоки). Если такие ограничения заданы, то перед достоверизацией ТИ по контрольным уравнениям проверяется условие

. (6)

ТИ, для которых это условие не выполняется, заменяются на предельные значения, выдается соответствующее сообщение. В дальнейшем они подвергаются дополнительной проверке по КУ и участвуют в задаче ОС.

При расчете оценок по КУ также учитываются ограничения на измеренные параметры режима . После вычисления на -ой итерации поправок к измеренным параметрам для каждого -го ТИ, для которого заданы пределы и , проверяются условия:

, (7)

, (8)

где - оценка измеренного параметра на (-1)-ой итерации

Если одно из этих условий оказывается нарушенным, то поправка ограничивается величиной



при нарушении условия (6) и величиной



при нарушении условия (7).

При расчете режима по полученным оценкам проверяются ограничения на измерения модулей узловых напряжений (U). Эта процедура аналогична описанной в предыдущем разделе, с той лишь разницей, что по условиям (6),(7) проверяются значения после внесения поправок на -ой итерации при решении линеаризованной системы уравнений.

После получения оценок и расчета по ним потокораспределения выполняется учет ограничений на неизмеряемые параметры режима. В первую очередь к ним относятся мощности генераций в тех узлах, где заданы ограничения (4), а также активные и реактивные нагрузки в узлах. Проверяются следующие ограничения:

в генераторных узлах расчетное значение мощности генерации не укладывается в заданные пределы, мощность генерации заменяется на предел;

нагрузка в нагрузочном узле 0, т.е. имеет знак генерации, значение нагрузки заменяется на нулевое;

нагрузка в генераторном узле 0, в этом случае генерация увеличивается до максимально возможной величины, а нагрузка заменяется на нулевое

Для учета ограничений на неизмеренные переменные используется алгоритм, базирующийся на релаксационном методе, в котором на каждом шаге поиска решения изменяется только одна компонента.


В части использования результатов ПВК «Оценка» позволяет реализовать такие функции, как:

• оперативная оптимизация режима ЭЭС в реальном времени;
  
• оценка надёжности в реальном времени;
  
• советчик диспетчера (для оперативных расчётов потокораспределения и оценки возможных аварийных ситуаций);
  
• анализ экономической деятельности ЭЭС в реальных условиях.
  

Результаты расчётов архивируются и записываются в таблицы различной структуры, в которых достаточно полно отображается текущий режим ЭЭС. Его можно просматривать в табличном и графическом видах.

Перспективы развития.

Потери активной мощности определяются в комплексе «Оценка» по полученному сбалансированному режиму. Предусмотрено их архивирование и для использования при решении других задач.


Проблема наблюдаемости расчетной схемы продолжает оставаться очень важной для оценивания состояния. Наблюдаемость ЭЭС определяет условия достаточности количества и состава измерений для однозначной оценки всех параметров режима. В настоящее время количество и качество телеизмерений все еще недостаточны в энергосистемах. Улучшение в этой области, оказывается, - дело ближайшего будущего. Организация автоматизированной системы контроля и учета электроэнергией (АСКУЭ) потребовала установки большого числа датчиков. АСКУЭ точнее выполняет измерение за счет более совершенного принципа кодирования информации. В ряде энергосистем (Иркутскэнерго, ОДУ Урала и Свердловэнерго) рассматривается возможность использования единого канала для передачи информации телемеханики (АСДУ) и учета электроэнергии (АСКУЭ). Перспективным направлением для развития информационно-измерительных систем в электроэнергетике является сращивание АСКУЭ и АСДУ в единую систему на общей информационной платформе [7].

При расчете схем большой размерности, часто не наблюдаемых, расчетная схема может быть скомпонована из наблюдаемых фрагментов более низкого уровня. Речь идет о децентрализованном подходе к решению задачи ОС на основе декомпозиции расчетной схемы большой размерности на подсистемы [8]. На рис.1А) показан обычный ход вычислений ПВК «Оценка», на рис.1В) показана предварительная разбивка схемы на подсистемы, по которым проводится оценивание состояния, затем происходит агрегирование результатов оценивания и завершает вычислительный процесс расчет сбалансированного режима с записью результатов в архив.

Рис.1. Блок-схема программы оценивания

Представляется полезным применение параллельных вычислений в такой постановке, и при решении задачи ОС на основе методов искусственного интеллекта, в частности, генетических алгоритмов. В 2005г. в Иркутском научном центре установлен кластер МВС 1000/7. Говоря о применении кластеров, мы имеем в виду этап отработки технологии параллельных вычислений на нескольких процессорах для повышения эффективности расчетов ПВК «Оценка».

Заключение

В ПВК «Оценка» реализованы алгоритмы, основанные на использовании контрольных уравнений, которые позволяют решать все задачи оценивания состояния на единой технологической основе.

Сочетание методов КУ с методами ИИ обеспечивает экономичность и высокое быстродействие используемых алгоритмов, что делает их пригодными к применению в режиме реального времени.

ПВК «Оценка» учитывает особенности российских энергосистем: слабую обеспеченность схемы телеизмерениями. Для обеспечения наблюдаемости схемы в ПВК используются псевдоизмерения в ненаблюдаемых фрагментах схемы. При изменении условий функционирования применяются алгоритмы адаптации.

Литература

4. Обсуждение проблем надежности и безопасности в электроэнергетике. Энергетик, 2005, №8, с.9-10.
   
5. Ю.А. Гришин, И.Н. Колосок, Е.С. Коркина, Л.В. Эм, В.Г. Орнов, Н.Н. Шелухин. Программно-вычислительный комплекс оценивания состояния энергосистем в реальном времени. “Электричество” №2, 1999, с.8 – 16.
   
6. Глазунова А.М., Колосок И.Н. Методика задания псевдоизмерений для обеспечения наблюдаемости схемы при оценивании состояния ЭЭС. Современные программные средства для расчёта и оценивания состояния режимов электроэнергетических систем. Материалы научно-практического семинара. – Иркутск: ИДУЭС. 2004 г.
   
7. А.З. Гамм, И.И. Голуб. Наблюдаемость электроэнергетических систем. М.,Наука, 1990, 200с.
   
8. А.З. Гамм, И.Н. Колосок. Обнаружение грубых ошибок телеизмерений в электроэнергетических системах.. Новосибирск ,Наука, 2000, 150с.
   
9. И.Н. Колосок И.Н, А.М.Глазунова «Достоверизация критических измерений с помощью ИНС», Энергосистема: управление, качество, безопасность: Сборник докладов Всероссийской научно-технической конференции. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2001г, с.122-125.
   
10. Паздерин А.В. Автореферат докт.диссертации “Разработка моделей и методов энергораспределения в электрических системах”. Екатеринбург, 2005.
    
11. Distributed computations in a local area network with example of the software package “Otsenka”. J.Brosda, Yu.A.Grishin, E.S.Korkina, Proceedings of the International Workshop «Liberalization and modernization of power systems: congestion management problems»,Irkutsk, ESI, 2003, pp.207-209
    
12.