Основные положения концепции интеллектуальной энергосистемы с активноадаптивной сетью
 Скачать 0.5 Mb.
|
|
5.2. Интеллект ИЭС в значительной степени определяется системой управления. Основой управления режимом ЭЭС и ЕЭС в целом является оперативно—диспетчерское управление, выполняемое персоналом СО, и оперативно-технологическое управление, выполняемое персоналом ФСК, МРСК и ГК, а также потребителей. Автоматизированная система диспетчерско-технологического управления, в среде которой действует оперативный персонал, поддерживает информационную модель объекта управления с системой удобного отображения состояния объекта, системой передачи и реализации управляющих воздействий (включая телеуправление); система включает программное обеспечение (ПО), автоматизирующее процессы принятия решения, ПО для анализа, планирования режимов, подготовки решений по настройке автоматических контуров управления и др. Соответствующие средства достаточно развиты, в подразделениях СО есть ОИК, функционируют расчетные модели в реальном времени, которые 19 используются для определения текущих управляющих воздействий и для планирования режима. Направление развития системы – поэтапное расширение круга задач, реализуемых в реальном времени и с небольшими интервалами упреждения, в т.ч. расчет режимов с контролем ограничений, в т.ч. при уточнении ограничений, с учетом динамических процессов; анализ режима с формированием рекомендаций («советы»), развитие аналитического ПО для возможности адаптивной настройки ПА и др. Автоматизация перечисленных задач существенно облегчает анализ текущей ситуации, предоставляя диспетчерскому персоналу информацию об имеющихся запасах надежности и ресурсах по управлению - для принятия, при необходимости, мер по устранению нарушений или их угрозы. 5.3. Система автоматического регулирования частоты и мощности регулирует частоту в ЕЭС (и синхронной зоне СНГ и Балтии в целом), а также перетоки мощности по связям. Система выполняет функции первичного регулирования частоты и вторичного регулирования частоты и перетоков мощности, а также ограничения перетоков мощности. Первичное и вторичное регулирование частоты с целью обеспечения необходимого качества ее поддержания выполняется автоматически электростанциями (первичное – всеми, вторичное – выделенными ГЭС). При этом выделяется нормированное первичное регулирование, реализуемое блочными ТЭС, на которых размещается необходимый резерв мощности, и общее первичное регулирование, реализуемое всеми электростанциями. Вторичное (автоматическое) регулирование перетоков мощности, а также их ограничение с целью повышения надежности в основном выполняется выделенными ГЭС. Основные направления развития системы: привлечение специальных средств регулирования – ПГУ, ГТУ, накопителей энергии, гидроагрегатов с переменной частотой вращения, обладающих высокой мобильностью, к регулированию как частоты, так и перетоков мощности, использование устройств FACTS для регулирования и ограничения перетоков мощности по отдельным связям. создание адаптивных регуляторов перетоков мощности. 5.4. Регулирование напряжения и реактивной мощности в настоящее время реализуется организационно-технической системой, которая обеспечивает поддержание напряжения по графику в контрольных пунктах (КП) и, в допустимых пределах, - во всех точках сети. Основа системы – локальные автоматические регуляторы электроустановок (генераторы, СК, СТК, трансформаторы). Они осуществляют первичное регулирование; основную роль играют генераторы. 20 Направление развития системы - повышение управляемости за счет использования устройств FACTS, создание систем группового управления возбуждением (ГУВ) на ТЭС и АЭС (сейчас ГУВ есть только на ГЭС), применение асинхронизированных турбо- и гидроагрегатов на ТЭС, ГЭС и АЭС, создание автоматических локальных и районных систем управления напряжением и реактивной мощностью с центральным регулятором (для определенной зоны управления). 5.5. Противоаварийное управление выполняется специальными автоматическими системами (РЗ и ПА), другими (всережимными) контурами автоматического управления (например, АРВ генераторов, регулирование частоты вращения турбин), а также персоналом, который играет основную роль при восстановлении допустимого режима ЭЭС после нарушения. Автоматическое противоаварийное управление в энергосистеме реализуется посредством ПА, обеспечивающей выполнение следующих функций: - предотвращение нарушения устойчивости; - ликвидация асинхронных режимов; - ограничение снижения или повышения частоты; - ограничение снижения или повышения напряжения; - предотвращение недопустимых перегрузок оборудования. Автоматика предотвращения нарушения устойчивости организуется по иерархическому принципу и состоит из одного или нескольких уровней: - уровень ЕЭС России (Единой энергетической системы России) – КСПА 1 ; - уровень операционной зоны филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ – ЦСПА 2 ; - уровень объектов электроэнергетики – ЛАПНУ 3 Автоматики ликвидации асинхронного режима, ограничения недопустимого снижения или повышения частоты или напряжения, ограничения перегрузки оборудования должны выполняться в виде локальных ПА. Основные направления совершенствования противоаварийного управления: Расширение области применения развитых моделей реального времени, используемых для определения управляющих воздействий в системе АПНУ; Повышение адаптивности, снижение избыточности действий; Развитие координирующих уровней управления; Совершенствование информационного обеспечения, в частности, с использованием технологии СМПР (WAMS); 1 координирующая система противоаварийной автоматики 2 централизованная система противоаварийной автоматики 3 локальная автоматика предотвращения нарушения устойчивости 21 Использование новых средств управления режимом (в т. ч. устройств FACTS); Развитие функции автоматического восстановления нормального режима после нарушения с созданием специальных автоматизированных систем локализации и ликвидации аварийной ситуации, обеспечивающих восстановление рабочего состояния, - при большом весе целенаправленных автоматических операций, координируемых районным уровнем управления; В перспективе - создание глобальной иерархической системы стабилизации режима при малых и больших возмущениях, автоматизация восстановления рабочего состояния энергосистемы после нарушений, при использовании, кроме дискретных воздействий, также быстродействующих средств управления режимом непрерывного типа и, соответственно, непрерывных (всережимных) адаптивных систем управления с обратной связью. 5.6. Основные направления работ по развитию автоматической системы управления режимом в целом: Создание систем верификации моделей энергосистем с использованием данных СМПР. Создание цифровых сетевых моделирующих платформ реального времени; Создание информационных комплексов на базе современных технологий, осуществляющих высокоточное определение и сбор синхронизированных режимных параметров в узлах сети в режиме реального времени и интеграцию полученных данных в единое информационное пространство на базе общих информационных моделей (СИМ-моделей). Создание централизованных систем автоматического управления мощностью генерирующего оборудования; Создание систем распределенного расчета режимов энергосистем с использованием многоуровневых моделей — на основе сетевых технологий (GRID-технологий); Разработка алгоритмов выявления предаварийных состояний энергосистем на основе методов оценивания состояний и параметрической идентификации. 5.7. Создание инфраструктуры технологического управления режимами и эксплуатацией оборудования должно предусматривать разработку интегрированной информационно-управляющей системы нового поколения, работающей в рамках единой информационной модели на основе стандартизованных протоколов и интерфейсов взаимодействия и осуществляющей глобальный мониторинг и контроль функционирования всех 22 секторов ЕЭС: производства, транспортировки, сбыта и потребления электроэнергии, обеспечивая требуемое качество и надежность по всем ЭЭС всех уровней. Стратегическим направлением является расширение области применения автоматического управления режимом с уменьшением доли человеческого субъективизма и интеллектуализация этого управления. Основные типы адаптивных стратегий управления, перспективные с точки зрения применения в электроэнергетике: адаптивное многосвязное оптимальное управление с эталонной моделью, оптимальное адаптивное управление с прогнозирующей моделью, адаптивные системы с идентификатором, адаптивные интеллектные системы идентификации, обучаемые нейронные сети. Наиболее эффективными и гибкими системами управления являются системы, имеющие распределенную многопроцессорную архитектуру программных и аппаратных средств. Распределенная структура обеспечивает действенность системы, возможность ее расширения, модернизации ее программных и аппаратных средств без потери эксплуатационных свойств системы. Одним из многообещающих направлений исследований по созданию самовосстанавливающихся энергетических систем является разработка мультиагентных интеллектуальных систем управления для разных уровней управления на основе теории группового управления. Применение средств искусственного интеллекта расширяет потенциальные возможности систем управления, позволяя реализовать управление объектами с неизвестной математической моделью объекта, повысить их эффективность за счет включения в них процедур распознавания образов, планирования действий и накопления знаний. Системы управления, использующие алгоритмы обучения, в частности, основанные на нейронных сетях, которые образуют первый уровень интеллектуального управления, применимы для решения большого числа задач, где используются опыт, накопленный в процессе обучения сети. 5.8. Интеллектуальное управление может быть использовано в ЭЭС для выполнения следующих функций: Диагностика неисправностей и уведомление в реальном времени Локализация неисправности оборудования в энергосистеме Автоматическая реконфигурация сети при КЗ Распределенная когенерация с использованием сетевых технологий Мониторинг состояния энергосистемы по его предыстории из базы знаний в реальном времени Мониторинг запаса статической устойчивости в реальном времени 23 Распределенные технологии моделирования, оптимизации и управления на основе вычислительных GRID –сетей Ситуационное ассоциативное управление режимом с использованием предыстории состояния энергосистемы Интеллектуальные системы управления спросом на основе МАС технологий и др. 5.9. Информационное обеспечение Информационная система, обеспечивающая работу диспетчерского управления ЕЭС России, строится на оперативно-информационных комплексах (ОИК), включающих: устройства телеизмерения параметров режима ЭЭС, сбора и агрегирования информации, каналы связи, базы данных, системы оперативного отображения параметров режима, программного обеспечения, обрабатывающего результаты телеизмерений и формирующего задания для объектов диспетчерского управления, электронные журналы – средства регистрации событий и диспетчерских команд в ЭЭС. Неполнота и ошибочность информации о состоянии энергосистемы устраняются с помощью специальной математической процедуры – оценивания состояния ЭЭС. Результатом ОС является расчет установившегося режима (текущего состояния) ЭЭС на основе измерений параметров режима и данных о состоянии топологии схемы. Результаты ОС служат исходными данными для многих задач оперативного управления, решение которых помогает управлять режимами ЭЭС. Одним из важных направлений развития информационной системы является использование распределенных средств синхронизированных векторных измерений (СВИ) напряжения, тока, мощности и частоты для решения задач мониторинга (WAMS -Wide Area Measurement Systems), защиты (WAPS - Wide Area Protection Systems) и управления (WACS Wide Area Control Systems). Построение и внедрение СВИ является существенным дополнением и усовершенствованием текущего контроля режима энергосистемы, осуществляемого средствами телеизмерений. Коммуникационные интерфейсы. В рамках ИЭС ААС предусматривается построение единого информационного пространства, базирующегося на современных информационных и коммуникационных технологиях. Существующие на данный момент технологии передачи данных позволяют обеспечить практически любой требуемый интерфейс в части скорости и дальности передачи данных. Наиболее соответствующим задачам ИЭС ААС является TCP/IP профиль, он широко распространен и допускает функционирование практически поверх любого физического канала. В Концепции формулируются требования, которые позволяют унифицировать коммуникационные интерфейсы объектов и субъектов ИЭС 24 ААС и, в то же время, обеспечить доступ к коммуникационной сети объекта независимо от его территориального расположения за счет использования инфраструктуры операторов. Информационные интерфейсы. Информационные интерфейсы элементов ИЭС ААС строятся на базе следующих положений: использование открытых международных стандартов IEC; унификация используемых информационных протоколов; единство информационного представления; самоидентификация. Использование открытых международных стандартов IEC позволяет обеспечить необходимый уровень стандартизации и открытости системы. Унификация используемых информационных протоколов позволяет упростить систему и уменьшить количество этапов обработки информации. Единство информационного представления предусматривает унификацию формы представления сервисов и свойств информационных объектов (объекты одного типа имеют определенный набор свойств, характерный всем устройствам данного типа независимо от производителя и особых свойств каждого объекта). Частным случаем данного подхода является концепция логических узлов в серии стандартов IEC 61850. Единство представления информации, связанной с расчетами режимов, обеспечивается использованием СИМ-моделей (Common Information Model, IEC 61790, IEC 61968). Информационные интерфейсы ИЭС ААС условно разделены на следующие категории: Наименование интерфейса Типовые элементы ИЭС ААС, обладающие данным интерфейсом Информационный протокол, на базе которого построен информационный интерфейс Объект технологического управления Подстанция (генератор, распред. сеть, крупный потребитель); FACTS устройство Сервер IEC 61850-90-1; Сервер IEC 62445-2; Сервер IEC 61850-90-5; Сервер МЭК 60870-5-104 Субъект технологического управления Диспетчерский центр; Центр мониторинга Клиент IEC 61850-90-1; Клиент IEC 62445-2; Клиент IEC 61850-90-5; Клиент МЭК 60870-5-104 25 Наименование интерфейса Типовые элементы ИЭС ААС, обладающие данным интерфейсом Информационный протокол, на базе которого построен информационный интерфейс Объект операционной деятельности Информационные порталы, обеспечивающие финансовую, коммерческую и административно- хозяйственную деятельность субъектов ИЭС ААС WEB сервисы (IEC 62541). Субъект операционной деятельности Организации, задействованные в ИЭС ААС; Малые генераторы (включая DER) и потребители электроэнергии WEB клиент (IEC 62541). 5.10. Информационная безопасность Повышение общего уровня информатизации энергетической сферы приводит к повышению риска возникновения ущерба (технического и экономического) от противоправных действий. Следует отметить, что информационная безопасность энергетической отрасли на данный момент оценивается как достаточно низкая и потенциально опасная (в мировой практике уже отмечены аварии, вызванные противоправными действиями информационного характера). Поэтому обеспечение информационной безопасности (кибербезопасности) ИЭС ААС следует считать приоритетной задачей на протяжении всего жизненного цикла ИЭС ААС. В рамках системы информационной безопасности (ИБ) должна быть учтена такая специфика ИЭС ААС, как работа в непрерывном активном режиме, приоритет задачи сохранения функциональности системы над задачей сохранения ее информационной безопасности. Концепция информационной безопасности должна учитывать положения стандартов, разработанных группой IEC TC57: IEC 61850, IEC60870, IEC 62351 в части безопасности коммуникационных протоколов, а также требования стандарта INL Cyber Security Procurement Language 2008 и серии стандартов ISO/IEC 27000 в части общих принципов обеспечения безопасности цифровых систем управления. 26 Система обеспечения информационной безопасности ИЭС ААС реализуется в виде интегрированной информационной технологии, объединяющей оптимальным образом аппаратные, программные и организационные методы обеспечения ИБ, включая: барьерные методы (физическое ограничение доступа, разграничение прав пользователей, пароли, роли); традиционные средства (антивирусы и брэндмауэры); сбалансированное применение открытых и закрытых стандартов информационной безопасности; применение двухстороннего шифрования с открытым ключом на уровне коммуникационного протокола (транспортный уровень); электронные цифровые подписи (ЭЦП) и системы соответствующих удостоверяющих центров; экспертные средства на основе активного аудита. В рамках работ по ИЭС ААС необходимо разработать взвешенную политику обеспечения информационной безопасности с учетом положений IEC 62351-8. 6. Принципы развития систем управления спросом крупных потребителей электроэнергии Применительно к нормальным режимам работы энергосистемы задачи управления объемами и режимами электропотребления нацелены на снижение пиковой нагрузки с перераспределением ее части на другие часы и соответствующее изменение конфигурации (как правило - уплотнение) суточных графиков нагрузки потребителей. При этом выполняется системное обоснование эффективности мер по управлению спросом у отдельных потребителей (потребителей-регуляторов) через сопоставление: дополнительных капитальных и эксплуатационных затрат на стороне потребителя, необходимых для изменения существующего производственного цикла и его поддержания; экономии капитальных затрат в энергосистеме (у энергокомпании) за счет снижения необходимых вводов генерирующих и сетевых мощностей для обеспечения максимума нагрузки и эксплуатационных затрат – за счет более равномерного графика нагрузки. Традиционно экономическими инструментами для решения задач по управлению спросом являются дифференцированные тарифы электроэнергии, |