Задачи комплексного мониторинга в автоматизированных системах диспетчерского управления энергетическими объектами

УДК 620.9 : 658.011.56

(7/. У. Сахабетдинов

ЗАДАЧИ КОМПЛЕКСНОГО МОНИТОРИНГА В АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМАХ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ ОБЪЕКТАМИ

Рассматриваются принципы создания современных автоматизированных систем диспетчерского управления, а также функции входящих в их состав подсистем мониторинга различного назначения. Оцениваются возможности интеграции перспективных технологий в существующую структуру управления энергетическими объектами.

Ключевые слова: автоматизированные системы диспетчерского управления, системы мониторинга, оперативно -информационные комплексы.

I. U. Sakhabetdinov

CHALLENGES OF INTEGRATED MONITORING IN AUTOMATED SYSTEMS DISPATCHING ENERGY FACILITIES

The principles of creation of modern automated systems, supervisory control, as well as the functions of their component sub-systems monitoring for various purposes. The possibility of integrating emerging technologies into the existing management structure of energy facilities.

Keywords: automated systems for supervisory control, monitoring, operational and information systems.

Введение

Для эффективного и надежного функционирования электроэнергетических объектов (энергообъединений, энергосистем, сетевых и генерирующих предприятий) необходимо создание и внедрение современных систем автоматизации оперативно-диспетчерского и технологического управления.

Последние годы отмечены реформированием российской энергетики. Как показывает международный опыт, переход к рыночным принципам функционирования в электроэнергетике повышает эффективность работы и увеличивает размер прибыли, искореняя затратные тенденции,, снижая издержки, что ведет к существенному росту заинтересованности инвесторов во вложении средств в этот сектор.

В соответствии с Положением о Центральной диспетчерской службе (ЦДС) Федеральной сетевой компании (ФСК), основными задачами ЦДС являются: мониторинг состояния Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) и оперативный контроль проводимых ремонтных и ремонтно-восстановительных работ, организация оперативных действий по оптимизации режима работы, локализация аварий и восстановление объектов ЕНЭС в пределах полномочий ФСК, организация работ по оптимизации электрических режимов с целью уменьшения расхода электроэнергии (мощности) на ее транспорт по ЕНЭС, организация и контроль работы оперативного персонала в филиалах ОАО «ФСК ЕЭС». В соответствии с этим, основными задачами, которые должны оперативно решаться в ЦДС ФСК, являются: сбор информации и анализ оперативной обстановки на объектах ФСК, определение места и характера повреждений линий электропередачи и оборудования подстанций, определение причин нарушения режима работы и аварийных отключений оборудования, участие в разработке и контроле мероприятий, предотвращающих подобные ситуации, оперативный контроль аварийно-восстановительных работ, включая использование аварийного запаса, проработка оперативных заявок на вывод в ремонт оборудования электросетевого хозяйства ФСК, организация взаимодействия с Системным Оператором (СО), контроль и оценка влияния плановых и оперативных решений СО по режимам работы электрических сетей ФСК на надежность и экономику объектов. К этим задачам оперативного управления примыкает задача подготовки оперативного персонала подразделений ФСК.

Достижение этих целей невозможно без автоматизированной современной инфраструктуры, включающей перспективные программно-технические средства организации производства и автоматизации энергетических систем.

К основным оперативным функциям диспетчерского управления в ФСК относится осуществление мониторинга состояния ЕНЭС, мониторинга потерь электроэнергии. Само понятие «мониторинг» подразумевает такие действия, как сбор и оценка информации, контроль объекта (или

процесса) и прогнозирование его поведения. Все эти составляющие понятия «мониторинг» могут реализовать специализированные подсистемы, входящие в состав любой современной автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ).

Основой автоматизированных систем диспетчерского управления являются оперативноинформационные комплексы (ОИК), дополненные комплексами для решения технологических задач. Современные требования к представлению и использованию информации в интегрированных информационных системах делают целесообразным использование таких понятий и технологий, как активно-адаптивные сети (Smart Grid) и СИМ-модели.

В России термин «Smart Grid» трактуют как «интеллектуальную сеть энергетики», «интеллектуальную электроэнергетическую систему», «активно-адаптивную сеть энергетики» [2]. Представляется целесообразным рассматривать понятие «интеллектуальная электроэнергетическая система» как совокупность технологий и стандартов, объединяющих объекты генерации электроэнергии (крупные и малые), оборудование электрических сетей (магистральных, распределительных) и энергопринимающие устройства потребителей в единую информационную систему, в которой осуществляются мониторинг и управление в реальном времени работой всех участников производства, передачи, сбыта и потребления электроэнергии, в том числе в аварийных режимах. Технология Smart Grid представляет собой систему, оптимизирующую энергозатраты и позволяющую перераспределять электроэнергию. При традиционном распределении электричества ток по проводам поступает от станции к потребителю и подается в соответствии с заранее заданным уровнем напряжения и сопротивления. Внедрение "интеллектуальных" сетей позволит автоматически регулировать подачу электроэнергии в зависимости от снижения или увеличения режима потребления.

Common Information Model (CIM) - общая модель информации - «абстрактная модель, которая все множество элементов электроэнергетической системы представляет стандартным образом в виде описания объектов, их свойств и связей между ними. Такое единое описание позволяет осуществлять интеграцию различных приложений, выполненных независимыми изготовителями» (МЭК-61970-301).

СИМ представляет собой некоторую концептуальную модель для описания различных предметов (объектов) окружающего мира, используя объектно-ориентированную терминологию. Если до последних лет понятия объектно-ориентированной технологии относились к языкам программирования (C++, Java и др.), то СИМ расширяет эти понятия до описания информационного пространства, сознательно используя такую терминологию объектно-ориентированного программирования как классы, свойства, методы и ассоциации. По существу СИМ представляет собой информационную модель, задачей которой является единое унифицированное представление структур данных, независимо от источника происхождения данных и целей их использования [3].

Основными целями работ при создании современных отечественных ОИК, как правило, являются:

1) определение основных направлений развития автоматических систем оперативнодиспетчерского управления энергообъединениями и электросетями в условиях реформирования отечественной энергетики; определение основных функций комплексного мониторинга состояния ЕЭС/ЕНЭС; определение основных функций оперативного мониторинга коммутационного состояния электрической сети; определение общей структуры оперативного контроля электрического режима ЕЭС/ЕНЭС; определение основных функций мониторинга и анализа оперативных ремонтных заявок; определение понятия и основных функций мониторинга готовности оперативного персонала;

2) обобщение опыта разработки оперативно-информационных комплексов, выработка рекомендаций по использованию различных типов отечественных ОИК, определение перспектив развития информационной архитектуры ОИК с учетом специфики реструктуризации электроэнергетики;

3) разработка методологии создания обобщенных информационных моделей (СИМ-систем), как интеграционного механизма для информационных взаимодействий в системах управления ЕНЭС; разработка мероприятий по адаптации СИМ-систем к современным отечественным условиям;

4) разработка методологии использования комплекса экспертных систем в ОИК энергообъединений и сетевых компаний, определение функций экспертных систем, входящих в этот комплекс;

5) разработка экспертной системы-советчика для проработки оперативных заявок;

6) разработка экспертной системы для анализа топологии электрической сети;

7) внедрение разработанных комплексов программ и рекомендаций в практику работы систем управления энергосистемами и электросетями.

Для достижения этих целей необходимо решить следующие основные задачи:

1) разработка методологии и алгоритмических принципов осуществления мониторинга состояния ЕЭС и ЕНЭС и функций мониторинга готовности оперативного персонала;

2) разработка обобщенной архитектуры комплекса ОИК АСДУ и формальных алгоритмов обработки информации с целью унификации технических требований и возможности сертификации оперативно-информационных комплексов;

3) анализ возможностей и подготовка предложений по адаптации обобщенных информационных моделей к условиям отечественных систем управления ЕНЭС;

4) разработка методологии использования, структуры и функций комплекса экспертных систем для оперативно-диспетчерского управления в ЕЭС и ЕНЭС; разработка алгоритмических принципов построения экспертных систем для режимной проработки ремонтных заявок и для анализа топологии электрических сетей;

5) обобщение опыта разработки аналогичных программных комплексов и систем в России и за рубежом [4].

1. Автоматизированное диспетчерское управление в условиях реструктуризации российской энергетики; мониторинг состояния ЕЭС и ЕНЭС

1.1. Совершенствование систем автоматизированного диспетчерского управления в нормальных и аварийных режимах; существующие технологии в энергетике.

Управление режимами ЕЭС России, включая все ее звенья, подчинено единой цели - обеспечению надежной и экономичной работы при рациональном расходовании энергоресурсов и при бесперебойном энергоснабжении потребителей электроэнергией требуемого качества. Реализация этих целей осуществляется автоматизированной системой диспетчерского управления, которая состоит из средств вычислительной техники, связи, телемеханики, систем автоматики и комплексов программного обеспечения [5].

АСДУ представляет собой иерархически построенную человеко-машинную систему, обеспечивающую по всей территории, охватываемой электрическими сетями, сбор, преобразование, передачу, переработку и отображение информации о состоянии и режиме системы, формирование на основе собранной информации, передачу и реализацию управляющих команд с целью выполнения системой (за счет располагаемых средств) функций надежного и экономичного снабжения электрической и тепловой энергией требуемого качества всех ее потребителей [6].

В составе АСДУ ЕЭС на всех уровнях ее иерархии созданы и эксплуатируются:

• системы автоматического управления режимами - системы релейной защиты, противоава-рийной автоматики и автоматического управления нормальными режимами по частоте и активной мощности (АРЧМ);

• оперативно-информационные и управляющие комплексы (ОИУК), обеспечивающие в реальном времени дежурного диспетчера информацией о текущем режиме, управление диспетчерским щитом, ведение суточной диспетчерской ведомости и пр.;

• системы оперативного управления внутри суточного периода (советчик диспетчера), обеспечивающие внутрисуточную коррекцию режима по активной мощности и напряжению, оперативную оценку работоспособности;

• системы краткосрочного (сутки, неделя) и долгосрочного (месяц, квартал, год) планирования энергетических и электрических режимов;

• системы автоматизации коммерческого учета и контроля электроэнергии и мощности (АСКУЭ);

• экспертные системы для информационной помощи оперативному персоналу;

• диспетчерские тренажеры.

В реализации непрерывного оперативно-технологического управления режимами работы ЕЭС России большую роль играет оперативно-информационный и управляющий комплекс, являющийся важной подсистемой автоматизированной системы Системного Оператора (АС СО). Этот комплекс, основанный на использовании текущей телеинформации и результатов решения задачи оценки состояния, имеет два вида назначений: текущее обслуживание диспетчеров ЕЭС и ее звеньев, а также формирование массивов информации для задач оперативного управления и пла-

нирования режимов.

К настоящему времени разработаны и используются множество ОИК, причем компании-разработчики выступают как независимые структуры, и по этой причине системы не унифицированы и даже не всегда снабжены протоколами обмена данными. Поэтому важнейшей задачей в этом направлении является проблема унификации, отбора лучших систем для разных уровней иерархии управления. Унификация должна касаться многих аспектов - как унификации информационного описания объектов, так и использования унифицированных баз данных, унифицированных средств отображения информации (в том числе на основе типовых технологий 1гЛете1), используемых операционных систем, «клиент-серверных» технологий, сетевых протоколов, средств доступа к данным и человеко-машинного интерфейса. Роль задач ОИК постоянно возрастает по мере усложнения условий функционирования электроэнергетики. Если несколько лет назад ОИК, в основном, применялись как средства приема, обработки и отображения телемеханической информации, то сегодня перед ОИК ставятся все новые и новые задачи по управлению электропотреблением, обеспечению надежности и экономичности энергоснабжения, обеспечению функционирования рынка и т.п.

Важную роль в этих задачах помощи диспетчеру начинают играть экспертные системы. Экспертные системы могут использоваться: как консультанты диспетчера (например, в задаче ремонтных заявок), как советчики диспетчера (например, по управлению оборудованием), для анализа ситуаций (оперативная диагностика «нештатных» ситуаций), для диспетчерского мониторинга (интеллектуальный анализ топологии электросетей) и как тренажеры.

Значительную роль в рыночных условиях занимает автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ), которая также является подсистемой АС СО. АСКУЭ предназначена для осуществления мониторинга и коммерческого учета балансов мощности и энергии субъектов рынка и обеспечивает получение данных о средних значениях мощности и об учтенной электроэнергии по зонам суток за каждые календарные сутки и накопительно за неделю, месяц, год. Приборы коммерческого учета устанавливаются на энергообьектах и обеспечивают передачу накопленной информации по каналам связи на ближайший по иерархии диспетчерский пункт. Информация поступает в компьютер, обрабатывается (агрегируется) и передается на следующий уровень управления, вплоть до верхнего, а также в информационно-вычислительную систему энергосбыта.

Противоаварийное управление (ПА) является средством повышения надежности работы ЕЭС РФ. В России уже создана развитая система противоаварийного управления, обеспечивающая значительное повышение надежности энергоснабжения потребителей и живучести ЕЭС России. Про-тивоаварийная автоматика предотвращает или прекращает нарушение устойчивости параллельной работы энергосистем, что значительно сокращает число и вредные последствия наиболее тяжелых системных аварий [7].

Помимо программных средств, определяющую роль в разработке и функционировании современных АСДУ играют технические средства. На текущий момент на некоторых энергопредприятиях России ещё работают морально и физически устаревшие устройства телемеханики и передачи информации, к тому же объем телемеханики имеется в недостаточном объеме, не обеспечивающем требуемой наблюдаемости сети. Поэтому ЦДУ ЕЭС отмечает необходимость опережающего развития средств телемеханики, связи и систем приема-передачи технологической информации. В перспективе должна быть создана Единая сеть связи на базе широкого внедрения современных коммутационных узлов, волоконно-оптических линий связи, использования аппаратуры синхронной цифровой иерархии, а также системы спутниковой связи [8].

1.2. Мониторинг состояния ЕНЭС.

Система мониторинга состояния является подсистемой общей системы АСДУ. В узком смысле мониторинг состояния включает средства измерения (автоматические или для ручного применения) необходимых параметров и средства для их обработки, а также средства хранения и отображения. При более углубленной обработке информации осуществляется проверка некоторых установленных критериев для этих показателей. На основе полученных данных принимаются решения в отношении состояния (на той или иной временной стадии) для того или иного объекта [9].

С учетом этого, средства и инструменты мониторинга состояния не должны без необходимости обособляться, а, наоборот, по возможности, должны интегрироваться в состав более общих технических, программных, информационных средств. Это тем более необходимо, так как зачастую в подсистемах АСДУ используется одна и та же информация. Отсюда следует необходимость инте-

грации с соблюдением наиболее жестких требований из всех охватываемых интеграцией функций. В частности, на любом объекте система мониторинга должна быть погружена в соответствующие общие системы автоматизации управления, а при осуществлении её на неавтоматизированном объекте или объекте с устаревшей системой автоматизации, она должна разрабатываться как подсистема будущей системы управления. Подходы к реализации системы должны быть основаны на современных информационных технологиях с максимальной их унификацией, соблюдением общих стандартов передачи, обработки, отображения информации, операционных сред, баз данных, метрологических стандартов, общих стандартов программирования и др. Особенно важна, в частности, унификация принципов обмена информацией между программными системами, между объектами и субъектами.

Средством обеспечения диспетчерского персонала сетевого оператора и компаний электрической сети необходимой информацией о надежности сети является комплексный мониторинг, включающий следующие взаимосвязанные компоненты (наименования условные):

• прогноз-мониторинг состояния ЕНЭС,

• ретроспективный мониторинг состояния ЕНЭС,

• оперативный мониторинг состояния ЕНЭС,

• мониторинг потерь электроэнергии.

Ретроспективный мониторинг должен содержать:

• ретроспективный анализ системных аварий, аварийности линий и оборудования подстанций,

• анализ многолетних архивов графиков активных и реактивных нагрузок узлов сети ЕНЭС.

Анализ аварийности оборудования нужно выполнять с учетом даты ввода в эксплуатацию, дат

ремонтов, сведений по модернизации оборудования, сведений о месте установки (присоединения) оборудования, о климатических условиях, о максимальном токе короткого замыкания в месте установки, от количества отключений токов КЗ, от режима работы, предшествующего повреждению. Анализ повреждаемости элементов воздушных линий электропередачи (ВЛ) необходимо выполнять с учетом паспортных данных и данных о виде и характере повреждений, проявившихся в предыдущие периоды эксплуатации. Должны учитываться имевшие место факты вандализма, фактические климатические воздействия и расчетные климатические нагрузки, принятые при проектировании ВЛ.

К ретроспективному мониторингу может быть отнесена система фиксации и анализа (расследования) произошедших технологических нарушений, которая предназначена для установления причин, последствий и ответственности участников. Система должна охватывать всех субъектов и инфраструктуру рынка. Процедура расследования нарушений должна быть регламентированной и должна координироваться уполномоченным органом.

Прогноз-мониторинг состояния ЕНЭС должен включать прогнозирование развития ЕНЭС, прогнозирование нагрузок, определение и коррекцию набора типовых ремонтных и аварийных режимов.

Оперативный мониторинг состояния электросети включает, по крайней мере, следующие компоненты:

• оперативный мониторинг топологического состояния и режимов работы электрической сети;

• мониторинг и анализ оперативных заявок на вывод из работы оборудования подстанций и линий,

• мониторинг качества работы оперативного персонала.

Мониторинг топологического состояния (МТС) электросети является одним из основополагающих компонентов оперативного мониторинга состояния ЕНЭС. Основными функциями МТС являются:

• определение топологического состояния сети, выявление и отображение для диспетчерского персонала сетевых событий, влияющих на надежность электросети; такими событиями являются отключения (подключения) ЛЭП, силовых трансформаторов, генераторов, реакторов, разделение схем подстанций, отделение энергообъектов и районов сети от ЕНЭС;

• использование результатов анализа топологии сети для определения контролируемых пределов режимных параметров (в основном, потоков активной мощности ЛЭП и в контролируемых сечениях); эти пределы задают область надежной работы сети;

• представление результатов анализа топологии сети для использования режимными технологическими программными комплексами - системами оперативного управления (типа «советчик диспетчера»), системами АСКУЭ и др.

Ремонтные заявки являются важной составляющей информации для оперативного управления в энергосистемах и электросетях. Ремонт необходимого элемента оборудования в соответствии с принятой в отечественном диспетчерском управлении технологической практикой заблаговременно оформляется специальным документом - ремонтной заявкой, содержащим ряд атрибутов, включая:

• наименование элемента оборудования,

• вид операции (вывод в ремонт, ввод в работу),

• вид заявки (плановая, «внеплановая», аварийная),

• время начала и окончания работ по заявке.

Заявки должны быть проработаны на тех энергопредприятиях, в чьем управлении и ведении находится соответствующий элемент оборудования, причем эта проработка осуществляется оперативными службами (служба электрических режимов, служба релейной защиты и автоматики, диспетчерскими службами) диспетчерских управлений в соответствии с иерархией оперативного диспетчерского управления.

Мониторинг и анализ информации по оперативным ремонтным заявкам является важной составляющей оперативного мониторинга надежности в ЕНЭС/ЕЭС. Можно выделить следующие функции мониторинга по заявкам:

• автоматизированная проработка оперативных заявок,

• мониторинг прохождения заявок,

• выявление «нештатных» ситуаций в электросети с использованием информации по открытым заявкам,

• «диспетчерская» автоматизированная проработка заявок,

• автоматическая проверка выполнения режимных условий для открытых ремонтных заявок,

• достоверизация и пополнение информации о коммутационном состоянии электросети на основе телесигналов и информации по открытым заявкам.

Оперативно-диспетчерский и эксплуатационный персонал является составной частью человеко-машинной системы управления на электростанциях, подстанциях и в электрических сетях, на диспетчерских пунктах СО, надежность его действий является определяющим условием эффективности управления.

Эффективность профессиональной деятельности оперативного персонала рассматривается в двух аспектах:

- готовность выполнения персоналом его функций в составе упомянутой системы, в том числе при осуществлении необходимых действий,

- безопасность персонала, при выполнении этих функций.

Мониторинг готовности для оперативного персонала включает, кроме упомянутого, регистрацию и анализ действий при его функционировании, а также анализ результатов противоаварийных тренировок, в том числе на тренажерах.

1.3. Перспектива развития технических и информационных средств мониторинга состояния; автоматизация подстанций.

1.3.1. Обеспечение измерений.

В области измерительной аппаратуры необходима замена недостаточно точных измерительных трансформаторов тока и напряжения на энергообъектах на современные трансформаторы с более высоким классом точности, в том числе применение:

• элегазовых трансформаторов тока на напряжение 110 кВ и выше с высоким классом точности (в т.ч. 0,2), обладающих повышенной надежностью и пожаробезопасностью;

• емкостных трансформаторов напряжения с повышенным классом точности (до 0,2);

• комбинированных трансформаторов тока и напряжения в одном корпусе.

В области средств телемеханики и связи при реконструкции систем сбора и передачи информации основными требованиями являются:

- использование цифровых каналов связи;

- использование на энергообъектах специализированных цифровых телемеханических комплексов (а для электростанций и крупных подстанций - ПТК АСУТП), которые предоставляют возможность ввода аналоговой информации непосредственно от трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), обладают значительным вычислительным ресурсом и более совершенным программным обеспечением;

- замена центральных приемо-передающих станций на программно-технические комплексы,

использующие современные достижения в области вычислительной техники и цифровых систем связи,

- внедрение указанных ПТК в оперативно-информационные комплексы современных 8САБА-систем.

Аппаратура телемеханики нового поколения должна обеспечивать интеллектуальную обработку информации, передаваемой на ДП (достоверизация, суммирование ТИ, формирование обобщенных ТС и др.), организацию отображения информации на рабочем месте оперативного персонала энергообъекта, дистанционное управление коммутационным оборудованием с рабочего места оперативного персонала энергообъекта, сбор и передачу ретроспективной информации (дискретные и аналоговые регистраторы событий, интегральные значения параметров) [10].

Передача телеинформации должна осуществляться по нескольким направлениям с возможностью использования различных протоколов обмена и состава передаваемой информации, реализации адаптивного способа передачи, передачи телеинформации на пункты управления не только по выделенным, но и по коммутируемым каналам связи (для передачи ретроспективной информации). Перспективными являются цифровые каналы, резервированные по разным трассам, при этом аналоговые каналы телемеханики подлежат замене на цифровые. Скорость передачи по каналам определяется в зависимости от объемов трафика и ограничений, накладываемых устройствами передачи и обработки информации, коэффициент готовности каналов не ниже 0,999, время восстановления не более 5 минут. Передача информации регистраторов аварийных событий должна осуществляться в соответствии с требованиями к каналам передачи технологической информации, регистраторы должны быть масштабируемыми по видам интерфейсов для сопряжения с каналами передачи данных.

1.3.2. Автоматизация подстанций.

Решение задачи мониторинга отказов наиболее полно обеспечивается при высокой автоматизации подстанций.

Автоматизация управления с интеграцией систем измерения, автоматики, защиты, диагностики и управления оборудованием в магистральных и распределительных электрических сетях обеспечивает повышение эффективности функционирования объекта в целом (подстанции, сетевого района, предприятия магистральных электрических сетей) в нормальных и аварийных режимах, снижение аварийных ущербов и потерь, снижение эксплуатационных затрат и затрат на ремонт основного и вспомогательного оборудования.

Основными направлениями развития в области автоматизации электросетевых объектов должны стать: разработка и внедрение системы мониторинга на основе 8САБА-систем различного уровня, внедрение новых типов сетевого оборудования, предназначенных для работы в составе полностью автоматизированных технологических комплексов, внедрение системных микропроцессорных устройств измерений, защиты, автоматики и управления в составе АСУ ТП, внедрение новых подсистем контроля и мониторинга, обеспечивающих решение задач оперативного получения всесторонней объективной информации о выполнении всеми субъектами рынка энергии и мощности договорных обязательств в нормальных и аварийных режимах работы энергообъединений, жесткий контроль выполнения условий технической и программной совместимости всех систем управления ЕНЭС, в том числе при смене поколений вычислительных средств и при использовании устройств иностранного производства. Необходимо внедрение единых информационно-диагностических систем, использующих интеллектуальные способы и оценки.

АСУ ТП подстанций должны создаваться таким образом, чтобы их функционирование было инвариантным по отношению оперативно-технологическому и организационно-экономическому структурам управления.

1.3.3. Информационное и программное обеспечение.

Фиксируемые данные по любому элементу должны включать: паспортные данные (если имеются) и информацию о «жизненном пути» элемента, в том числе место и время ввода в эксплуатацию, данные по техобслуживанию и ремонтам, сведения по модернизации, информацию по отказам. Должны использоваться распределенные базы данных с возможностью размещения их разделов на объектах и структурных единицах данного субъекта. Должны быть определены информационные интерфейсы (протоколы обмена) между всеми взаимодействующими подсистемами системы мониторинга и дисциплина внешних обменов данными.

Специальное программное обеспечение должно выполнять иерархическую обработку данных с получением установленных показателей для каждого контролируемого элемента каждого субъек-

та, в том числе обобщенных показателей для субъектов и ЭЭС - крупных технологических единиц, а также в целом по ЕЭС и отрасли. Должна быть установлена рациональная степень унификации программного обеспечения с учетом групп однородных субъектов и объектов.

Системотехническое обеспечение включает в себя технические и стандартные программные средства получения, передачи, обработки и представления (отображения) информации, а также средства управления процессами мониторинга. Ко всем этим средствам с учетом их функций должны быть предъявлены технические требования исходя из необходимости для каждого субъекта и в отрасли в целом распределенной организационно-технической автоматизированной системы, реализующей мониторинг надежности. При этом должна быть обеспечена достаточная гибкость и установлена рациональная степень унификации системотехнических решений, в том числе по группам однородных субъектов и объектов.

2. Основные функции оперативно-информационных комплексов

Оперативно-информационные комплексы автоматизированных систем диспетчерского управления в энергосистемах (ОИК АСДУ) являются наиболее важными средствами для обеспечения оперативно-диспетчерского и руководящего персонала энергообъединений, энергосистем, энергопредприятий компьютерной поддержкой при принятии оперативных решений по управлению. Широко применяемые во всем мире комплексы ОИК (или 8САБА - системы мониторинга, управления и сбора данных) внедрены в тысячах энергетических предприятий.

Основные функции ОИК АСДУ для всех уровней управления определены следующим образом:

• ввод в ОИК текущей оперативной информации;

• первичная и вторичная обработка оперативной информации;

• архивирование;

• обеспечение диалога пользователей с ОИК;

• отображение информации пользователям ОИК;

• обеспечение надежности функционирования ОИК.

Эти функции являлись и остаются до настоящего времени стандартными функциями современных ОИК, при этом в любом комплексе можно выделить две обязательные составляющие:

- система обработки информации («центральные» серверы);

- система человеко-машинного интерфейса (автоматизированные рабочие места - АРМ).

В начале работ по созданию ОИК были определены основные функции системы обработки телеинформации: фиксация изменений телесигналов, масштабирование телеизмерений, усреднение измерений с разными периодами, сравнение измеренных параметров с технологическими пределами и плановыми значениями, достоверизация измеренных параметров, архивирование оперативной информации, «дорасчет» параметров и сигналов.

С помощью ОИУК диспетчерский персонал ЦДУ, ОДУ, ЦДС осуществляет контроль за текущим состоянием управляемой ЭЭС (схемой, режимами, средствами управления), ретроспективный анализ происшедших событий, оценку перспективных режимов. На основании информации о текущем и перспективном состоянии ЭЭС, на графике нагрузки, плане проведения ремонтных работ по оперативным заявкам с учетом указаний и рекомендаций диспетчерских инструкций и директивных материалов диспетчерский персонал обеспечивает: выработку воздействий на управляемые объекты (регулирование режима ЭЭС по активной и реактивной мощности, включая регулирование графиков нагрузки электростанций); вывод оборудования, а также средств автоматического и оперативного управления в ремонт и ввод их в работу после ремонта; ввод в работу нового оборудования и средств управления; изменение схемы коммуникации контролируемой сети; ликвидацию аварийных ситуаций и восстановление нормального режима работы; ведение оперативной отчетности и передачу оперативной информации.

Управляющие воздействия передаются диспетчерским персоналом ЦДУ, ОДУ или ЦДС на оперативно подчиненные объекты через диспетчерский персонал этих объектов либо непосредственно на АСУ ТП и системы автоматического регулирования и управления энергообъектами с помощью устройств телеуправления. Управляющими воздействиями обеспечивается изменение схемы электрической сети или состава оборудования электростанций и подстанций; алгоритмов и параметров настройки средств автоматического и оперативного управления, устройств автоматики; нагрузки агрегатов электростанций; нагрузки потребителей; напряжений в контрольных точках электрической сети.

2.1. Информация, используемая при управлении.

Для успешного решения задач оперативно-диспетчерского управления диспетчер должен располагать необходимой, достаточно достоверной информацией. Качественно новые аспекты информационного обеспечения АСДУ связаны с привлечением и использованием информации:

- о прогнозе метеорологической обстановки для повышения точности прогнозирования нагрузки и вероятностей отказов;

- о маневренных характеристиках агрегатов и электростанций, используемых при расчете их располагаемой и рабочей мощности и состава работающего и резервного оборудования;

- об отказах основного оборудования ЕЭС с целью расчета и прогнозирования его показателей надежности;

- о качестве топлива, поставляемого тепловым электрическим станциям (ТЭС);

- о состоянии основного оборудования (генерирующего оборудования, ЭП, трансформаторов, атомных реакторов и др.), определяемом в процессе диагностики для принятия с необходимой заблаговременностью решения о времени его вывода в ремонт;

- о фактически обеспечиваемой надежности электро- и теплоснабжения потребителей для выбора оптимальных путей повышения надежности;

- о прогнозе притока воды в водохранилищах гидроэлектростанций (ГЭС) с целью оптимизации выработки электроэнергии на ГЭС.

Необходимая информация либо поступает извне, либо вырабатывается (извлекается) в процессе управления [11].

3. Архитектура современных и перспективных АСДУ

Современные АСДУ имеют многоуровневую архитектуру [12]. Нижний уровень образуют периферийные устройства и инженерное оборудование, формирующие первичные данные. Второй уровень - контроллеры, принимающие и обрабатывающие информацию, и сеть передачи данных. Верхний уровень - это программное обеспечение, предоставляющее средства визуализации, архивации, публикации поступающих данных, а также средства управления бизнес-процессами. На рабочие места диспетчеров (АРМ) поступает структурированная консолидированная информация в нужном формате. Аналитический модуль постоянно отслеживает рабочие параметры систем на предмет отклонения от нормы и способен автоматически запускать процедуры согласно заложенным инструкциям, например, подать сигнал тревоги или запустить резервное оборудование.

АСДУ последних поколений представляют собой целостные платформы для управления всеми инженерными подсистемами и создаются как многоуровневые автоматические системы, обеспечивающие контроль состояния и управление технологическим оборудованием с выводом данных на экраны АРМ операторов, ведением непрерывного мониторинга инженерных систем с регистрацией основных параметров и обеспечивают контроль и управление инженерным комплексом из единого диспетчерского центра.

Любая современная АСДУ способна централизованно фиксировать события в базе данных и оповещать диспетчера о возникновении проблемы и необходимости ее разрешения. Далее система может определить уровень серьезности происшествия и присваивает событию определенный приоритет. Приоритет необходим, чтобы повысить эффективность реакции персонала на происшествие. Система выводит сообщения о выходе отслеживаемых параметров за установленные ранее пределы, а также сообщения о критическом времени наработки эксплуатируемого инженерного оборудования. Информация представляется для администраторов и диспетчеров в легко читаемом виде.

Алгоритмы и регламенты ответных действий на произошедшее событие программируются в АСДУ, и от правильности настройки подобных регламентов напрямую зависит эксплуатационная готовность. Для разграничения ответственности за обслуживание разных систем АСДУ имеет возможность управлять полномочиями диспетчеров. Автоматизированная система предоставляет функции разграничения доступа различных групп диспетчеров с привязкой к определенным задачам или контролируемым системам. Аналитическая часть АСДУ предоставляет необходимый инструментарий для определения причин простоев и планирования уровня избыточности инженерных систем, а также содержит экспертные подсистемы для принятия решений.

Наиболее известными перспективными решениями АСДУ с наибольшим количеством внедрений на крупных объектах энергетических компаний в России и мире являются: Network Manager (ABB), Spectrum PowerCC и Energy Management Suite (Siemens), GENe EMS (SNC-Lavalin), PACiS (Areva), CK-2007C и CK-2003 (Монитор Электрик).

Заключение

Особенности энергосистем и электросетей России зачастую не позволяют механически копировать зарубежный опыт создания и развития информационных технологий. В первую очередь, это связано с недостаточностью объема оперативной информации, автоматически доставляемой на диспетчерские пункты. В условиях недостатка оперативной информации многие элементы «традиционных» информационных технологий не в состоянии эффективно функционировать. Поэтому для развития информационных технологий в отечественной энергетике актуально развитие новых технологий и адаптация зарубежных технологий к российским условиям.

Неполнота информации о состоянии ЕНЭС (и, прежде всего, неполнота данных по топологии электрической сети) затрудняет использование разработанных технологических модулей в онлайновом режиме. Поэтому целесообразно дополнение «традиционных» технологических программных комплексов мониторинга новыми разработками на основе технологии экспертных систем. Важная задача проработки ремонтных заявок также может быть эффективно решена с использованием технологии экспертных систем.

Все известные АСДУ имеют практически однотипный набор базовых функций и возможностей, отличия определяются типом используемых баз данных, серверных и клиентских операционных систем, возможностями поддержки оборудования предыдущих поколений, а также организацией средств коммуникационного взаимодействия.

При реализации технологии Smart Grid необходимо учитывать особенности структуры линий электропередач и рынка электроэнергии в целом [13].

Таким образом, для внедрения новых технологий мониторинга и управления достаточно улучшать существующую инфраструктуру, устанавливать "интеллектуальные" счетчики. В некоторых отдельных случаях требуется вначале сменить оборудование для электропередачи, которое морально и физически устарело, и только затем начинать комплексное внедрение новых технологий.

Литература

1. Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике / В.А. Баринов и др. М.: Изд-во МЭИ, 2000.

2. Егоров В., Кужеков С. Интеллектуальные технологии в распределительном электросетевом комплексе // ЭнергоРынок, №6, 2010.

3. Лондер М.И., Тумаков А.В. Единое информационное пространство как основа создания интегрированной системы управления электрическими сетями России // Естественные и технические науки. 2010. № 4.

4. Любарский Ю.Я., Моржин Ю.И. Отечественные оперативно-информационные комплексы АСДУ энергосистем // Электрические станции. 2001. № 12.

5. Орнов В.Г., Моржин Ю.И. Развитие оперативно-информационных комплексов автоматизированных систем диспетчерского управления в России // Электрические станции. 2005. № 1.

6. Автоматизация диспетчерского управления ЕЭС России / Ю.И. Моржин и др. // Энергетик. 2001. №2.

7. Моржин Ю.И., Цветков Е.В. Совершенствование систем автоматизированного диспетчерского управления в нормальных и аварийных режимах. Новые технологии в энергетике // Сборник РАО «ЕЭС России». 2002.

8. Моржин Ю.И., Лондер М.И., Чепкасов А.П. Концепция создания единой информационной среды интегрированной системы управления электрическими сетями России // Вестник ВНИИЭ, 2004.

9. Колосок И.Н. Современные направления в области развития методов оценивания состояния ЭЭС и их реализации при оценивании состояния по контрольным уравнениям // Управление энергетическими системами - новые технологии и рынок : сб. Сыктывкар, 2004.

10. Любарский Ю.Я., Моржин Ю.И. Концепция «интеллектуальных» оперативно-информационных комплексов для АСДУ энергосистем // Инновации в энергетических технологиях : сб. - М.: Агро - Принт, 2002.

11. Руденко Ю.Н., Семенов В.А. Автоматизация диспетчерского управления в энергетике. - М.: Изд-во МЭИ, 2000.

12. Многоуровневая АСДУ в энергетике - современные тенденции в организации и разработке / А.Л. Вулис и др. // Электрические станции. 1994. № 9.

13. URL: http://www.cleandex.ru/articles/2010/04/13/Smart_Grid_market

Сахабетдинов Ильдар Умарович, научный сотрудник, Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова РАН, тел. (495) 3347831, e-mail: vomvi@ipu.ru

Sakhabetdinov Ildar Umarovich, scientific researcher, V.A. Trapeznikov Institute of control sciences of RAS