Комплекс программ адаптивного управления электрическими сетями дорофеев В. В., Моржин Ю. И., Рабинович
| Вид материала | Документы |
- Акционерное Общество «Казахстанская компания по управлению электрическими сетями», 270.85kb.
- Акционерное Общество «Казахстанская компания по управлению электрическими сетями», 323.71kb.
- 1. ао «Казахстанская компания по управлению электрическими сетями» (Kazakhstan Electricity, 243.17kb.
- Авления сетями и общим доступом» (если у вас включен Классический вид отображения элементов), 28.84kb.
- Правила по организации внутреннего аудита в акционерном обществе «Казахстанская компания, 1955.35kb.
- Системного управления компьютерными сетями замятин В. С., Попов, 52.16kb.
- Объявление об осуществлении закупок работ, 298.85kb.
- Тимирьянова Венера Маратовна Экономика и организация управления розничными торговыми, 510.06kb.
- «Разработка адаптивного метода робастного понимания слитной речи на основе интегральной, 87.18kb.
- Средства анализа и управления сетями, 806.42kb.
УДК: 681.3.01: 004.5
КОМПЛЕКС ПРОГРАММ АДАПТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИМИ СЕТЯМИ
Дорофеев В.В., Моржин Ю.И., Рабинович1 М.А.
Введение. Развитие электроэнергетики России и структурные преобразования в ее системе управления привели к серьезным изменениям в режимах ЕЭС России. В докладе представлена постановка задачи адаптивного (интеллектуального) управления и основные принципы построения комплекса управления электрическими сетями (КУЭС). В КУЭС входят аппаратные и программные средства управления. Ниже рассматривается только программные средства КУЭС. Приведены основные задачи комплекса и его структура. Даны результаты разработки пилотных проектов и опыт их эксплуатации.
В докладе рассматриваются вопросы адаптации сети в соответствии с режимной ситуацией и состоянием оборудования. Основной целью адаптивного управления электрическими сетями является повышение надежности и эффективности работы оборудования путем постоянного мониторинга режима и топологии сети средствами оперативно-информационного комплекса (ОИК), оценивания состояния, решения ряда информационных и технологических задач [ 1-5 ].
Основная цель приводит к уменьшению числа нарушений параметрами режима предельных значений, снижению потерь в сети и недоотпуска электроэнергии потребителям.
Особенностью комплекса является его доступность к модификации и дополнению пользователями и обслуживающим персоналом. Создание комплекса и его модификация выполнялись [ 5 ] средствами конструкторов (схем, таблиц, графиков, сценариев и т.д.), что позволило сократить время на разработку и затраты в 3-4 раза.
Основные задачи. Оперативный персонал сетевой компании выполняет мониторинг топологии сети и ряд коммутационных операций на объектах своего уровня ответственности. Решаются задачи контроля предельных значений параметрами режима, минимизации потерь в сети, оперативной режимной проработки Заявок, анализа нештатных ситуаций, вывода в ремонт и ввода в работу основного оборудования и ряд других задач. Применяются и тренажеры-советчики по оперативным переключениям и по диспетчерским инструкциям.
___________________________________________________________
1 (НТЦ электроэнергетики, г. Москва, Россия e-mail cascade-nt@yandex.ru )
Одной из основных задач комплекса является оценка безопасности текущего и прогнозного режима сетевого предприятия. Критерием оценки может служить интегральный параметр, учитывающий степень удаления режима энергообъекта в пространстве состояний от границ области допустимого режима. Оперативный персонал ряда энергообъектов до сих пор полагает, что сходимость задачи оценивания состояния (ОС) гарантирует высокую безопасность режима. Отметим, что успешное решение классической задачи ОС, к сожалению, не гарантирует безопасность режима.
Достаточно высокую оценку безопасности режима дает задача контроля (в широком смысле) по критерию N-1. Под критерием N-1 в широком смысле будем понимать проверку существования режима для набора нарушений топологии сети, коротких замыканий, срабатываний систем противоаварийных автоматик и т.п. Эту задачу комплекс КУЭС решает в масштабе реального времени (РВ). Контроль безопасности режима по критерию N-1 в широком смысле, по существу, может включать и контроль по критерию N-2, N-3 и т.д. и проблема состоит только в том, чтобы у вычислительной системы было достаточно вычислительных ресурсов для решения этой задачи в РВ.
Вычислительно – управляющий КУЭС, состоящий из центрального комплекса (в центре управления сетями (ЦУСе)) и ряда удаленных комплексов в МЭСах, позволит оперативному персоналу ЦУСа выполнять полный набор своих должностных обязанностей, который в настоящее время находится в стадии расширения и становления.
КУЭС в первую очередь должен обеспечить доступ персонала к необходимой информации, которая в настоящее время сосредоточена, главным образом, в ОИК и ряде вспомогательных БД. Разрозненность информации затрудняет интеграцию разнообразных задач КУЭС и усложняют развитие и техническое обслуживание комплекса. Использование CIM стандарта представления текущей, архивной и нормативно-справочной информации (НСИ) позволяет, путем серьезных усилий, решить проблему несовместимости задач в КУЭС.
Все комплексы отдельных МЭС информационно связаны с ЦУС и между собой. Эта связь может быть выполнена по экономичной радиальной схеме и позволит получить в ЦУСе всю необходимую информацию о МЭСах. Система с информационными кольцевыми связями менее экономична но более надежна.
Выполнение переключений требует формирования текущего режима, проведения топологического анализа полной коммутационной схемы контролируемого энергообъекта с учетом допустимости необходимых переключений, выполнение расчета и получения выводов о состоянии оборудования. В отличие от традиционной схемы анализа (как правило, за сутки до предстоящего переключения) предлагаемая схема проводит анализ по текущему режиму, что несомненно снижает вероятность ошибочных выводов.
Рис.1
Вывод о допустимости переключений делается с помощь советчика, основной задачей которого является проверка ожидаемого режима на безопасность (по предельным значениям параметров, по критерию N-1 и т.д.) и допустимость коммутаций с позиций диспетчерских инструкций. Среди проводимых проверок возможны достаточно сложные, учитывающие возникновение и развитие аварий, послеаварийное восстановление целостности сети и т.п. Нарушение хотя бы одного из проверяемых критериев приводит к отказу от ожидаемого переключения.
Комплекс дополнен системой формирования возможных вариантов ввода системы в допустимую область. Эту роль выполняет советчик диспетчера по диспетчерским инструкциям. Для каждого возможного нарушения выполняется классификация диспетчерских инструкций, относящихся к этому нарушению, на возможность реализации и проводится их проверка на модели. Диспетчер получает только реальные и эффективные рекомендации.
Рис.2.
Структура программного комплекса. Характер решаемых КУЭС задач позволяет разделить его на две основные системы:
- систему реального времени (ON LINE),
- систему задач вне реального времени (OFF LINE).
Структура комплекса задач РВ дана на рис.1. В состав этого комплекса входит SCADA и ряд информационно-технологических задач (см. рис.1). Многие задачи этого комплекса относительно новые (модель ЗЗС РВ, ОС, топологический процессор, управление переключениями, проработка заявок и др.). Многие из этих задач ранее решались только OFF LINE. Следует отметить, что некоторые задачи этой системы (например, управление переключениями, ГИС, расчет токов КЗ и мест повреждений, планирование потребления, управление бригадами и др.) находятся в разработке.
Информационное взаимодействие задач РВ представлено на рис. 2. Указанные задачи РВ реализованы на ряде энергообъектов (ОДУ Центра, РДУ Башкирэнерго и др.)
Все системы должны работать с БД оборудования, которая будет CIM совместимой. В настоящее время используются БД отдельных задач комплекса.
Человеко-машинный интерфейс отображает информацию на индивидуальных (дисплеях) и коллективных (видеостене) средствах.
Рис. 3
Отображается как структурная, так и коммутационная схемы сетевого предприятия, а также подробные схемы подстанций. Управление видеостеной (см. рис. 3) выполняется с отдельного рабочего места [1].
В рамках КУЭС решаются следующие основные задачи:
- Контроль пределов.
В задаче выполняется контроль параметров текущего режима относительно предельных значений (токов ВЛ, перетоков мощности по сечениям, напряжений в контрольных точках схемы и т.д.) с учетом тяжести режима, топологии сети и т.д. Предельные значения формируются в темпе РВ с учетом погодных условий и текущей ремонтной схемы. Визуализация всех обрабатываемых параметров выполняется на автоматизированном рабочем месте оперативно диспетчерского персонала или видеостене в виде мнемосхем, цифровых индикаторов, гистограмм и графиков. Результаты контроля предельных значений и состояния оборудования представлены на структурной схеме контролируемой сети на видеостене.
- Управление качеством энергии
В режиме РВ выбирается структура энергосистемы (топология и состав оборудования), которые обеспечивают наилучшее качество электроэнергии и надежность энергоснабжения потребителей. Прежде всего контролируется нарушение параметрами режима предельных значений. Для допустимых значений параметров оценивается качество напряжения и частоты электрического тока у потребителя с точки зрения дисперсии колебаний, перерывов энергоснабжения и др. Задача решается перебором (путем моделирования) возможных вариантов топологии и состава оборудования для текущего состояния режима. Текущий режим формируется задачей ОС по данным ОИК.
- Оптимизация по Q и U – снижение потерь
Оптимизация режима по реактивной мощности и напряжению решается для минимизации потерь, путем реконфигурации сети, управления реакторами, синхронными компенсаторами и коэффициентами трансформации. В задаче целесообразно использование новых технологий (управление пропускной способностью ВЛ). Задача решается в темпе реального времени по исходной информации, полученной в задаче ОС. На первом этапе работа задачи предполагается в режиме советчика диспетчера. Результат решения задачи выдается диспетчеру в виде рекомендаций.
- Управление переключениями.
В задаче реализованы следующие функции:
-автоматизированное составление планов переключений,
-контроль планов переключений,
-контроль команд на переключения
-тренажер-советчик по оперативным переключениям.
На первом этапе работа задачи предполагается в режиме советчика диспетчера; в перспективе – автоматическая работа при выполнении переключений в сети.
- Контроль по критерию N-1
Контроль надежности режима по критерию N-1 решается в режиме реального времени на модели ЭЭС по исходной информации, полученной в задаче ОС. Проверяется заданный набор возможных аварийных ситуаций (отключений ВЛ и энергоблоков, короткие замыкания на шинах п/станций и ВЛ и др.). Аварийные ситуации задаются сценариями для текущего и прогнозного режима и ожидаемых ремонтных схем. Формируются в табличной форме возможные действия оперативного персонала по устранению нарушений режима.
- Модель реального времени.
Модель реального времени (РВ) в комплексе КУЭС участвует в решении ряда задач: советчики диспетчера, тренажеры, контроль по критерию N -1 и др. Модель позволяет рассчитать установившийся и переходной режимы.
Модель позволяет выполнить режимную проработку Заявок на вывод в ремонт оборудования, провести мониторинг текущего сбалансированного режима и, разумеется, является основным элементом тренажеров-советчиков.
7. Анализ топологии
В темпе РВ определяется:
-коммутационное состояние элементов оборудования сети (линии, трансформаторы и пр.).
- коммутационное состояние схем энергообъектов (разделение схем).
Ведется журнал событий. Отображение коммутационных состояний выполняется на оперативной и структурной схеме сети. Задача используется в тренажере оперативных переключений (ТОП) и управлении переключениями.
- Анализ нештатных ситуаций
В темпе процесса определяется:
- отделение участков сети,
- вероятное повреждение элементов оборудования (к.з. на линиях, шинах, трансформаторах),
- возможные отказы в срабатывании коммутационных аппаратов (выключателей).
Отображение нештатных ситуаций выполняется на схеме и в виде специальных символов и текстовых описаний.
- Расчет т.к.з. и рекомендации по разделению сети
Расчеты т.к.з в совокупности с расчетами динамической устойчивости проводятся для наиболее тяжелых возмущений, которые учитываются в требованиях к устойчивости энергосистем, называемыми нормативными возмущениями, подразделяемыми на три группы. Результаты данных расчетов используются для определения «нормального» режима работы сети.
Если в результате расчетов т.к.з величины токов получаются более высокими чем отключающая способность коммутационного оборудования то программа рекомендует произвести деление сети в новых точках или перенос имеющихся точек деления.
- Определение мест повреждения
Оценивает правильность определения оперативно- диспетчерским персоналом точек мест повреждения сети исходя из показания фиксатора повреждений и действия систем РЗА.
Управление ремонтными бригадами
Определяет оптимальный состав ремонтных бригад и маршрут следования бригад к месту проведения восстановительных работ, а также длительность ремонта. Ведет БД ремонтов и состояния оборудования.
- Советчик диспетчера по инструкциям
Советчик диспетчера использует огромный запас знаний, сосредоточенный в диспетчерских инструкциях. В задаче установлено соответствие между возможными нарушениями режима и применяемыми в этих случаях диспетчерскими инструкциями. Задача в автоматизированном режиме выбирает набор рекомендаций для указанного диспетчером нарушения режима, проверяет их реализуемость и, в случае необходимости, на эффективность путем моделирования.
- Управление переключениями в аварийных ситуациях
В задаче выполняется автоматизированная реконфигурация сети (АРКС) в составе:
- реконфигурация для восстановления отделившихся участков сети
- реконфигурация для снятия перегрузок элементов оборудования
- реконфигурация для уменьшения токов возможных к.з.
-другие задачи реконфигурации.
На первом этапе работа АРКС предполагается в режиме советчика диспетчера; в перспективе – автоматическая работа АРКС («умная» сеть).
Выводы. В докладе представлена структура и состав задач комплекса программ управления электрическими сетями. В настоящее время готовность комплекса составляет 70%. Работа продолжается над задачами реального времени: расчет токов КЗ, определение мест повреждения, рекомендации по разделению сети и оптимизация режима по напряжению и реактивной мощности. Предстоит большой объем работ при настройке комплекса на объект.
Литература
- Новая технология отображения оперативно-диспетчерской информациина пунктах управления в электроэнергетике. , Энергоэксперт, №2, 2007.
- Л.С.Штейнбок, Ю.Я.Любарский, Ю.И.Моржин, М.А.Рабинович и др. Технология ситуационного отображения данных текущего режима и ее реализация на диспетчерском щите ОДУ Средней Волги. Электрические станции. № 8, 2004 г.
3. А.З. Гамм. Статистические методы оценивания состояния электроэнергетических систем. М.: Наука, 1976., 219 стр.
4. М.А. Рабинович. Цифровая обработка информации для задач оперативного управления в электроэнергетике. М., Из-во НЦ ЭНАС., 2001 г.., 343 стр.
5. М.А. Рабинович. Отображение оперативной информации. Комплекс «КАСКАД–НТ 2.0». М., Из-во НЦ ЭНАС., 2004 г., 541 стр.