Человеко-машинные системы управления современными ЭЭС

Возможности машинных систем обучения и тренировки оперативного персонала сущест­венно расширяются при использовании удален­ных терминалов. Персонал при этом обучается не только выполнениюфункций управленияоп­ределенным объектом (ПЭС, ЭЭС), но и исполь­зованию средствуправления (работе с клавиату­рой дисплея, поиску необходимой информации и т.д.). При необходимости в обучении (трени­ровке) принимает участие инструктор, длякото­рого предусматривается специальный пульт. По­добная системаможет использоваться одновре­менно дежурными нескольких ПЭС, на которых установлены соответствующие терминалы.

ЭВМ, работающиев составе АСДУ, исполь­зуются такжедля реализации функций автома­тического управления, основнымииз которых являются АРЧМ, автоматическое предотвраще­ние нарушения устойчивости (АПНУ), автома­тическая корректировка настройки ПА и др.

Функционирование АСДУ обеспечивалосьсистемойканалов связи, которая на верхнихуровнях диспетчерского управления (ЦДУ ЕЭС, ОДУ ЭЭС) реализуется главным образом с помо­щью арендованных каналов связи, а также кана­ловпо ВЛ высокого и сверхвысокого напряже­нияи ведомственным кабельным и радиорелей­нымлиниям (РРЛ). Характернаядля электро­энергетики связь по линиям 35—750кВ пред­ставляет основной вид связи в звене управления ЭЭС —ЭС или ПЭС. В ЭЭС используются также малоканальные РРЛ.Основным видом связи с подвижными объектами в распределительных сетях являетсяУКВ-радиосвязь. В создании сети связи диспетчерского и технологического управ­ления важную роль сыграли работники служб те­лемеханики исвязи ЦДУ и ОДУ М.А. Артиби-лов, В.Х. Ишкин и др.

С помощью ОИУК решается весь комплекс задач долгосрочного и краткосрочного планиро­вания режимов, а также следующие задачи опе­ративного управления: сбор и первичная обра­ботка (достоверизация) текущей технологичес­кой информации; формирование суточной ведо­мости; контроль и идентификация режима (кон­троль параметров режима, схемы сети, состоя­ния оборудования; анализ ситуации; оценка из­менения частоты и мощности; прогноз нагруз­ки); формирование модели текущего режима, оценка состояния; оценка надежности режима (расчет баланса активной мощности, оператив­ный расчет установившегося режима, контроль надежности режима по термической стойкости оборудования, оценка тяжести возможных ава­рийных нарушений схемы сети, оперативная оценка достаточности резерва по активной мощ­ности, оперативная оценка режима по реактив­ной мощности с целью оценки опасности нару­шения устойчивости по напряжению, оператив­ная оценка надежности режима но критериям статической устойчивости); ретроспективный анализ аварийных событий; контроль за состоя­нием средств оперативного и автоматического управления (каналов связи, средств телемехани­ки, устройств РЗ и ПЛ); оперативный контроль качества электроэнергии; оперативная коррек­ция режима по активной мощности; оператив­ный контроль за работой ГЭС и состоянием во­дохранилищ; формирование советов диспетчеру по реализации резервов ГЭС и по обеспечению надежности ЭЭС в текущем режиме и др.

В составе АСДУ распределительных сетей наряду с многими задачами, перечисленными выше, реализуются также следующие функции:

контроль состояния схемы сети; оценка тер­мической стойкости элементов сети (ЛЭП и трансформаторов); определение чувствитель­ности РЗ и надежности действия плавких предо­хранителей; определение расстояния до места повреждения на ПЛ: расчеты уравнительных то­ков; моделирование режима сети и др.

Освоение методов искусственного интеллек­та и в первую очередь экспертных систем, по­зволили создать программы-советчики дис­петчера по рассмотрению оперативных заявок на вывод оборудования и средств управления в ремонт, формированию рекомендаций по вос­становлению полностью погашенной ЭЭС (энер­горайона) и др.

Специальные программы, функционирую­щие в составе АСДУ, используются для реализа­ции функций обучения и тренировки оператив­ного персонала. С помощью ЭВМ реализуются разные формы обучения: постановка вопросов и задач обучаемому; изложение кратких сведе­ний по изучаемой проблеме с иллюстрацией диа­граммами, графиками, схемами; моделирование и пересчет режимов в процессе обучения. Систе­ма тренажера может реализовать и справочные функции, отвечать на вопросы обучаемого по ин­тересующим его проблемам.

В 90-х годах развернулись работы третьего этапа но переводу ЛСДУ на новую платформу (технические средства и программное обес­печение). Эти работы определяются необходимо­стью замены технически и морально устаревших средств вычислительной техники на ДЦ всех уровней управления. При этом предполагается поэтапный переход от централизованных ОИУК к децентрализованным сетевым структурам.

Вначале в качестве платформы новых ОИУК были выбраны локальные сети (ЛС) персональ­ных ЭВМ (ПЭВМ) и программные средства, языки про­граммирования С, Pascal. В течение не­скольких лет было переработано для ПЭВМ и су­щественно улучшено все прикладное програм­мное обеспечение (ПО), реализованное ранее на ЕС ЭВМ и мини-ЭВМ. Разработано также ПО для ПЭВМ при работе их в реальном времени, коммуникаций между ОИУК разных уровней управления, современного интерфейса для поль­зователей и др.

На действующих ДЦ модернизация осущест­вляется без нарушения функций управления за счет стыковки старой и новой платформ, по­степенного перевода задач АСДУ со старых тех­нических средств на новые и последующего исключения из ОИУК старых ЭВМ. Практически во всех ОДУ и АОэнерго ЛС ПЭВМ используют­ся для решения основных -задач АСДУ, а около 40 %ОИУК ЭЭС реализованы только на базе ЛС ПЭВМ (без использования старых универсаль­ных и мини-ЭВМ). Кроме того, на базе ЛС ПЭВМ созданы ОИУК более чем 100 ПЭС и РЭС.

В состав сетевых ОИУК, как правило, входят одна-две ПЭВМ для приема и обработки инфор­мации, два файл-сервера и более, одна-две ПЭВМ-коммуникатора (для приема-передачи данных по телефонным и телеграфным кана­лам), а также необходимое количество ПЭВМ для автоматизированных рабочих мест (АРМ) диспетчеров и технологов. Основное отличие модификаций ОИУК — способ ввода (вывода) телеинформации (функ­ции ЦППС). Первый способ предусматривает использование специальных ЦППС (микроЭВМ КРТ, приемные устройства телекомплексов). Первый вариант базируется на ЭВМ фирмы IВМ К8/6000. В состав комплекса техничес­ких средств входит четыре коммуникационных сервера, два файл-сервера для полнографичсского диалога и отображения информации. АРМ диспетчера оснащаются большими графически­ми мониторами. Все ЭВМ К8/6000 подключены к двойной ЛС ЕАегпег. которая в свою очередь, через мост (бридж) связана с существующей ЛС ПЭВМ. Каналы связи и телемеханики под­ключаются к программируемым адаптерам, имеющимся в двух коммуникационных серве­рах. Этот комплекс ориентирован в основном на применение в ЦДУ ЕЭС и ОДУ и является аналогом наиболее современных ОИУК ряда ЭЭС США и Европы. Первые четыре комплекса поставлены в ЦДУ ЕЭС России, ОДУ Урала, Центра и Северо-Запада. В последующие годы планируется оснащение такими комплексами ос­тальных ОДУ России.

Комплекс работает под управлением опера­ционной системы 05 А1Х (иМ1Х), прикладное программное обеспечение 110 8САОА (основ­ной объем информационных задач ОИУК) по­ставлено фирмой 51етепз Етргоз. Освоение, адаптация ПО ЗСАОА, подготовка информаци­онного обеспечения осуществляются специали­стами ВНИИЭ. ЦДУ ЕЭС и ОДУ Урала.

Второй вариант ОИУК базируется на ЭВМ фирмы «Мо1ого1а» или их аналогов «Сапсан Бес та», работающих под управлением 05 ЕГМ1Х. Комплекс содержит две взаиморезервиро ванные ЭВМ, включенные в ЛС и оснащенные каналь­ ными адаптерами для приема телеинформации

и управления диспетчерским щитом. Эти ЭВМ выполняют основной объем задач 5САОА, а диалог и отображение информации на первом этане внедрения осуществляются с помощью ПЭВМ ЛС. В дальнейшем количество ЭВМ может наращиваться по аналогии с ком­плексом на базе ЭВМ К.5/6000, Программное обеспечения 5САОА для этого комплекса разра­ботано сотрудниками ВПИИЭ и ЦДУ ЕЭС, причем оно может работать и на других ЦМХ-ЭВМ (К5/6000, 5иN и др.). Первые подобные комплексы апробированы и внедрены в ЦДУ ЕЭС, ОДУ Северного Кавказа и «Ленэнерго». Этот вариант ОИУК обладает меньшей произво­дительностью, чем ОИУК на базе ЭВМ К5/6000. но проще и дешевле. Поэтому он рекомендовав для большинства ЭЭС и крупных ПЭС.

ВНИИЭ совместно с Научно-техническим центром (НТЦ) ГВЦ РАО «ЕЭС России» разрабо­тан ОИУК ОС-УАХ на базе локальных и регио­нальных вычислительных сетей, которые могут включать в свой состав УАХ-ЭВМ, МУ-005-ЭВМ, НМ1Х-ЭВМ 0$-2 и ^N00^-ЭВМ. В качестве ядра системы предусматривается ис­пользование УАХ-совместимых ЭВМ (УАХ и ОЕС-УАХ) производительностью 10—24 млн и 80 млн операций в секунду соответственно- ЭВМ оснащены ОЗУ с объемом памяти 32— 512 Мбайт и накопителями па магнитных дисках 3—5 Гбайт. Надежность ядра системы и сохран­ность информации обеспечиваются использова­нием кластерной структуры технических средств, «теневых» дисков и резервированием всех основных элементов комплекса техничес­ких средств. В качестве серверов АРМ в первой версии системы используются УАХ-совмести-

мые ЭВМ. Приватизация и акционирование электроэнергетических предприятий России определя­ют необходимость расширения состава АСДУ за счет комплекса программ, поддерживающих функционирование федерального оптового рынка электрической энергии и мощности. Подобная подсистема « Учет и банковские расчеты» успешно функционирует в составе комплекса ЕМЗ АСДУ стран с развитой электроэнергетикой.

Поскольку ФОРЭМ, функционирующий в основных сетях ЕЭС России, жестко регулиру­ется и в перспективе его правила будут, безус­ловно, корректироваться в направлении дерегу­лирования и усиления конкуренции, представля­ет интерес изучение опыта ряда стран (Англии, Норвегии, США и др.); значительно продвинув­шихся в этой области.

Коммерческие отношения между субъекта­ми ФОРЭМ, в которых диспетчерские подразде­ления энергокомпаний (ЭК) участвуют во взаи­модействии с другими подразделениями, ответ­ственными за реализацию функций экономичес­кого управления, охватывают разные временные уровни: перспективное планирование (годы), долгосрочное планирование режимов (месяцы, год), краткосрочное планирование (сутки, неде­ля), оперативное управление (минуты, часы).

В процессе перспективного и долгосрочного планирования диспетчерские подразделения иг­рают вспомогательную роль, давая оценку до­пустимости (с точки зрения надежности и пропу­скной способности соответствующих участков электрической сети) и эффективности реализа­ции тех или иных контрактов и соглашений.

В процессе краткосрочного планирования и оперативного управления диспетчерские под­разделения (в том числе дежурный персонал) непосредственно осуществляют функции операто­ра или брокера на оперативном оптовом рынке электроэнергии и мощности (ООРЭМ). При этом можно выделить следующие функции, реализуе­мые диспетчерским персоналом, выступающим в роли оператора ООРЭМ: формирование соста­ва участников ООРЭМ (Англия); формирование цен на ООРЭМ [Англия; Норвегия; Нью-Йорк­ский пул (НП), США; корректировка цен на ООРЭМ при изменении схемы, режима сети, состава работающих агрегатов; формирование на основании показаний счетчиков электроэнер­гии и других приборов расчетных документов на ООРЭМ (Норвегия, НП); претензионная рабо­та с субъектами ООРЭМ но оформленным коммерческим документам; контроль оплаты по оформленным документам. Рассмотрим ко­ротко, как реализуются перечисленные функции диспетчерскими подразделениями националь­ных сетевых компаний (ИСК) Англии и Норве­гии, а также службами НП (США).

Состав участников ООРЭМ формируется НСК Англии для 48 коммерческих (диспетчер­ских) интервалов продолжительностью 0,5 ч ка­ждый накануне рабочих суток. При этом к рабо­те в каждом диспетчерском интервале привлека­ются агрегаты, владельцы которых предложили поставлять электроэнергию по наименьшим це­нам. Если за электроэнергию, произведенную те­ми же агрегатами, ЭК или независимые произво­дители запросили слишком высокую цену, дис­петчер ИСК эти агрегаты к работе не допускает, оставляя часть из них в резерве. Стоимость по­ставляемой производителями электроэнергии для каждого диспетчерского интервала опреде­ляется граничной стоимостью, предложенной за электроэнергию, поставляемую последним допущенным к работе агрегатом.

В Норвегии цена электроэнергии для каждо­го диспетчерского интервала (1 ч) определяется диспетчерской службой (накануне для суточно­го ООРЭМ или за неделю для недельного опто­вого рынка электроэнергии и мощности — ОРЭМ). Заметим, что почти вся электроэнергия в Норвегии производится на гидроэлектростан­циях. Экономическая характеристика представ­ляет собой данные о намерении субъекта рынка продавать или покупать электроэнергию в зави­симости от цен, устанавливающихся на ОРЭМ, Естественно, что при малых ценах ЭК будет стремиться покупать электроэнергию, а при вы­соких — продавать. На основании этих данных диспетчерский персонал ИСК—оператор рынка строит две обобщенные характеристики для ЭЭС в целом, отображающие зависимость сум­марного значения предлагаемой к продаже (покупке) мощности (электроэнергии) от цены на нее. В точке пересечения двух кривых опреде­ляется цена на электроэнергию в соответствую­щем диспетчерском интервале. При отсутствии сетевых ограничений для всей ЭЭС определяет­ся для каждого интервала одно значение цены, При наличии узких мест определяется несколько цеп. по одной для каждого района, отделенного от остальной части ЭЭС ограничивающим пере­током мощности сечением.

В Англии к граничной цене на электроэнер­гию для каждого диспетчерского интервала, определяемой при формировании графика и уточняемой по результатам работы, добавляет­ся ряд составляющих, учитывающих участие электростанций в поддержании требуемых зна­чений частоты и напряжения в контрольных точках, их подготовку к «подъему с нуля», а так­же наличие в ЭЭС резервов мощности. Послед­няя составляющая может существенно влиять на цену, увеличивая ее в десятки раз. Диспетчер НСК оперативно информирует субъектов ООРЭМ о существенном повышении цены, что стимулирует их реагировать в нужную сторону на изменение режима: поставщиков — уве­личивать производство электроэнергии, а потре­бителей — снижать ее потребление.

В Норвегии в случае возникновения в про­цессе работы узкого места в сети диспетчер опе­ративно изменяет региональные цены по обе стороны от узкого сечения, стимулируя уве­личение производства электроэнергии в дефи цитной части и снижение — в избыточной.

В Норвегии также существует понятие о «регу­лировочном» ОРЭМ (РОРЭМ), под которым по­нимаются объявляемые диспетчером с целью поддержания нормального значения частоты в ЭЭС за 15—20 мин до наступления соответ­ствующего диспетчерского интервала торги с целью увеличения (при пониженном значении частоты в ЭЭС) или уменьшения (при повышен­ном значении частоты в ЭЭС) поставок электро­энергии в сеть. Как первая, так и вторая операция реализуются и оплачиваются на конкурсной основе.

В НП США, в состав которого входят девять ЭК, предусмотрена оперативная (каждые 6 мин) оптимизация режима ЭО но активной мощности. Достигаемая при этом прибыль распределяется по граничным стоимостям. Оперативно фикси­руются также согласуемые через диспетчера НП поставки по граничным ценам «аварийной» электроэнергии (в случае аварийного выхода из строя агрегата) и «дополнительной» электро­энергии и мощности (в случае оперативного вы­вода агрегата в ремонт).

Сложные взаиморасчеты между субъектами ОРЭМ, обусловленные изложенными стимули­рующими конкуренцию способами назначения цен на электрическую энергию и мощность, оп­ределяют необходимость широкого использова­ния в оперативных рыночных отношениях рабо­тающих в РВ ЭВМ АСДУ,

Как было показано, оперативное управление ЭЭС осуществляется автоматизированной сис­темой диспетчерского управления, и деятель­ность оперативно-диспетчерского персонала представляет собой совокупность связанных ме­жду собой функций.

Чтобы обеспечить нормальное функциони­рование системы, а также правильную реакцию на возникающие возмущения, оперативно-дис­петчерскому персоналу необходимо решать та­кие задачи, как планирование, контроль, регули­рование и диагностирование.

Процесс решения задач человеком при дис­петчерском управлении В.Н. Пушкин назвал оперативным мышлением, показав, что опера­тивное мышление диспетчера — основное звено переработки информации в управляющей систе­ме. По данным анализа функций оперативного мышления Л.А. Башлыков и Л.П. Еремеев.по­строили структуру процессов оперативного мышления, базирующуюся на понятии модели оперативного мышления для диспетчерского управления. Модель содержит всю информацию, характеризующую объект управ­ления, и данные об операторах. Для целенаправ­ленной обработки информации с помощью меха­низмов мышления организуется логическая по­следовательность процессов, характеризующих оперативное мышление. Индуктивные механиз­мы — это процессы обучения и адаптации. Де­дуктивные механизмы — процессы анализа и классификации ситуаций, планирования, вы­бора, решения задач, диапазона, реактивной деятельности.

Единая энергетическая система Российской Федерации (ЕЭС России) представляет собой по­стоянно развивающийся автоматизированный комплекс электрических станций и сетей, объе­диненных общим режимом работы и единым централизованным оперативно-диспетчерским управлением.

Известные особенности энергосистемы (совмещенность во времени процессов произ­водства, распределения и потребления электро­энергии, быстрота протекания переходных про­цессов, тесная режимная связь между электро­станциями, удаленными на большие расстояния) обусловили высокий уровень автоматизации управления всем сложным технологическим комплексом от источника до потребителя элек­троэнергии и теплоты.

С развитием энергосистем, расширением объ­ема автоматизации и телемеханизации энерге­тических объектов менялась не только структура оперативно-диспетчерского управления, но и сам характер и способ труда оперативного персонала. Теперь большинство подстанций работает без постоянного дежурного персонала, оперативный персонал снят с небольших гидроэлектростан­ций, уменьшена его численность на ГЭС средней и большой мощности, распространено дежурство на дому, созданы оперативно-выездные бригады, прибывающие на контролируемый объект по ме­ре необходимости.

Каждый элемент энергосистемы находится в управлении оперативного руководителя толь­ко одной ступени управления. Однако он может находиться в ведении нескольких оперативных руководителей одной или разных ступеней управления.

Состояние аварийности в отрасли подтолк­нуло более предметно заниматься подготовкой персонала, в том числе выработкой определен­ных, диктуемых техническим прогрессом в энер­гетике требований к его квалификации. Здесь

на первый план выступает правильность прини­маемых решений, т.е. умение адеквагно оценить режимную ситуацию (состояние среды и функ­ционирование объекта), а также предвидеть по­следствия выполняемых действий: ведут ли они к достижению ожидаемого результата или будут отрицательными.

Дата добавления: 2014-12-25