Задачи комплексного мониторинга в автоматизированных системах диспетчерского управления энергетическими объектами

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-б 1970-301).

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 Internet), 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 - ПЕК АСУТП), которые предоставляют возможность ввода аналоговой информации непосредственно от трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (TH), 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 SCADA-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 SCADA-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 ГП, 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.

• 2.    Основные функции оперативно-информационных комплексов

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.

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 SCADA - 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).

• 2.1.    Информация, используемая при управлении.

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 111 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.

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.

• 3. Архитектура современных и перспективных АСДУ

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

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 СК-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.