КАТЕГОРИИ: Архитектура-(3434)Астрономия-(809)Биология-(7483)Биотехнологии-(1457)Военное дело-(14632)Высокие технологии-(1363)География-(913)Геология-(1438)Государство-(451)Демография-(1065)Дом-(47672)Журналистика и СМИ-(912)Изобретательство-(14524)Иностранные языки-(4268)Информатика-(17799)Искусство-(1338)История-(13644)Компьютеры-(11121)Косметика-(55)Кулинария-(373)Культура-(8427)Лингвистика-(374)Литература-(1642)Маркетинг-(23702)Математика-(16968)Машиностроение-(1700)Медицина-(12668)Менеджмент-(24684)Механика-(15423)Науковедение-(506)Образование-(11852)Охрана труда-(3308)Педагогика-(5571)Полиграфия-(1312)Политика-(7869)Право-(5454)Приборостроение-(1369)Программирование-(2801)Производство-(97182)Промышленность-(8706)Психология-(18388)Религия-(3217)Связь-(10668)Сельское хозяйство-(299)Социология-(6455)Спорт-(42831)Строительство-(4793)Торговля-(5050)Транспорт-(2929)Туризм-(1568)Физика-(3942)Философия-(17015)Финансы-(26596)Химия-(22929)Экология-(12095)Экономика-(9961)Электроника-(8441)Электротехника-(4623)Энергетика-(12629)Юриспруденция-(1492)Ядерная техника-(1748) |
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; Просмотров: 827; Нарушение авторских прав?; Мы поможем в написании вашей работы! Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет |