Эталонная архитектура информационно-управляющей системы предприятия энергетики

ФГАОУ ВО Севастопольский государственный университет

ИНСТИТУТ ЯДЕРНОЙ ЭНЕРГИИ И ПРОМЫШЛЕННОСТИ

 

КАФЕДРА

ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ

И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И СЕТИ

 

Шайтор Н.М.

Эталонная архитектура информационно-управляющей системы предприятия энергетики

 

 

Литература:

1. Основные положения концепции интеллектуальной энергосистемы с активно-адаптивной сетью. Разработана по заказу ОАО «ФСК ЕЭС» ОАО «НТЦ электроэнергетики» с привлечением отраслевых и академических институтов. Концепция рассмотрена и одобрена на совместном заседании НТС ОАО «ФСК ЕЭС» и Российской академии наук в октябре 2011г.

2. Политика инновационного развития, энергосбережения и повышения энергетической эффективности ОАО «Россети» Утверждено Советом директоров ОАО «Россети» (протокол № 150 от 23.04.2014).

3. Программа инновационного развития на 2011-2016 годы и на перспективу до 2020 года. Утверждена Советом Директоров (Протокол от 28.06.2011 №107). ОАО «Системный оператор единой энергетической системы». www.so-ups.ru

4. Эталонная архитектура интеллектуальных энергосетей. Под ред. Ларри Кохейна. Microsoft Corporation, 2013 г.

5. Патент RU 2518178 С2. Автор Тафт Джеффри Д. (US). Система и способ для управления электроэнергетической системой. Опубликовано: 10.06.2014 Бюл.№ 16.

 

Севастополь

2020

 «Утверждаю»

Директор ИЯЭИП

В.А. Кирияченко

 

 

«»_____________20___г.

 

 

Лекция №14

 

Тема лекции: Общая характеристика системы управления ИЭС ААС

 

 

Изучаемые вопросы:

 

1. Единая автоматизированная система управления ИЭС ААС.

2. Управление системами регулирования и автоматики.

3. Основные технологии интеллектуального управления в ИЭС ААС.

4. Контрольные вопросы.

 

Учебная цель:

 

Ознакомить студентов с основами интеллектуального управления ЭЭС, с общей характеристикой системы управления ИЭС ААС.

 

Время: 2 часа

 

Литература:

1. Основные положения концепции интеллектуальной энергосистемы с активно-адаптивной сетью. Разработана по заказу ОАО «ФСК ЕЭС» ОАО «НТЦ электроэнергетики» с привлечением отраслевых и академических институтов. Концепция рассмотрена и одобрена на совместном заседании НТС ОАО «ФСК ЕЭС» и Российской академии наук в октябре 2011г.

2. Политика инновационного развития, энергосбережения и повышения энергетической эффективности ОАО «Россети» Утверждено Советом директоров ОАО «Россети» (протокол № 150 от 23.04.2014).

3. Программа инновационного развития на 2011-2016 годы и на перспективу до 2020 года. Утверждена Советом Директоров (Протокол от 28.06.2011 №107). ОАО «Системный оператор единой энергетической системы». www.so-ups.ru

4. Эталонная архитектура интеллектуальных энергосетей. Под ред. Ларри Кохейна. Microsoft Corporation, 2013 г.

5. Патент RU 2518178 С2. Автор Тафт Джеффри Д. (US). Система и способ для управления электроэнергетической системой. Опубликовано: 10.06.2014 Бюл.№ 16.

 

Единая автоматизированная система управления ИЭС ААС. Интеллект ИЭС ААС в значительной степени определяется её системой управления. Общая архитектура такой системы предусматривает управление технологией производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии, а так же рыночные механизмы управления и систему безопасности от кибератак, рис. 5.1.

В основе управления ИЭС ААС лежит единая автоматизированная система управления генерирующими станциями, электрическими сетями и потребителями.

 

 

Рис. 5.1. Общая архитектура управления ИЭС ААС

 

Развиваемые системы технологического управления строятся как распределенные иерархические системы. Единая автоматизированная система управления интегрирует средства и подсистемы автоматических и автоматизированных систем управления и регулирования:

- автоматизированная система диспетчерского управления АСДУ;

- автоматизированная система регулирования частоты и мощности АРЧМ, напряжения АРН;

- релейной защиты РЗ, противоаварийной автоматики ПА;

- информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ;

- автоматизированная система управления технологическими процессами АСУ ТП энергетических объектов и систем связи.

Ниже приведены требования к системе управления ИЭС ААС:

1. Повышение степени автоматизации управления в сочетании с эффективными системами советов для принятия решений оперативным персоналом.

2. Согласование баланса интересов субъектов электроэнергетики и потребителей электроэнергии при условии минимизации затрат на энергоснабжение и услуги.

3. Максимальное использование возможностей технологической базы энергетики при минимизации различного рода ограничений.

4. Привлечение потребителей к управлению энергосистемой в аварийных ситуациях с учетом их экономических интересов.

5. Максимально возможная скорость принятия решений по изменению условий использования электроэнергии, в первую очередь в нерасчетных ситуациях.

6. Мониторинг устойчивости системы в реальном времени, динамическое прогнозирование и превентивная реакция на изменение условий внешней среды.

7. Возможности реконфигурации частей системы при аварийных ситуациях с восстановлением нормального режима.

8. Защита систем управления и информационного пространства от целенаправленных электромагнитных воздействий и кибератак.

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 коротких замыканиях;

- распределенная генерация с использованием сетевых технологий;

- мониторинг состояния энергосистемы по его предыстории из базы знаний в реальном времени;

- мониторинг запаса статической устойчивости в реальном времени;

- 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 (мультиагентные системы) и др.

Оперативно-диспетчерское управление ИЭС ААС. Основой управления режимом ЭЭС и ЕЭС в целом является трехуровневое оперативно-диспетчерское управление, выполняемое персоналом Системного оператора СО, и оперативно-технологическое управление, выполняемое персоналом ОАО «Россети», ОАО «ДРСК» и генерирующих компаний ГК, а также потребителей, рис. 5.2.

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 для автоматизации процессов принятия решений, анализа, планирования режимов и т.д.

Роль устройств нижнего уровня иерархии управления играют объектные программно-технические средства систем (подсистем) сбора, обработки и передачи оперативной и неоперативной телеметрической информации в ЦУС ФСК ЕЭС и ДЦ Системного оператора. Кроме того, средствами АСУ ТП подстанций ЕНЭС, МРСК обеспечивается возможность непосредственного управления оборудованием объектов из удаленных центров управления основных функций. Указанные системы осуществляют поддержку и обеспечивают автоматизацию основных функций оперативно-диспетчерского управления ДЦ СО ЕЭС оперативно-технологического управления, а также процессов управления функционированием и эксплуатацией сетей ЦУС, ОАО «Россети» (ФСК ЕЭС, МРСК) и ГК.

 

 

Рис. 5.2. Структура иерархического координированного адаптивного управления режимами ИЭС ААС

 

Реализация проекта SCADA/EMS. Одним из приоритетных направлений научно-технического прогресса в электроэнергетическом секторе России является создание интегрированного информационно-управляющего комплекса оперативно-диспетчерского управления в режиме реального времени с экспертно-расчетными системами принятия решений «SCADA/EMS Системного оператора».

В 2006 году между ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» и Siemens AG заключен контракт на поставку и установку SCADA/EMS, с ценой 79 451 353 евро (без НДС). В рамках контракта с января 2007 г. проведено функциональное проектирование системы и разработана информационная модель ЕЭС России. Функциональная блок-схема системы SCADA/EMS приведена на рис.5.3.

Проектом предусмотрен охват всех трех уровней диспетчерского управления, в том числе внедрение единой системы SCADA/EMS/MMS в 66 диспетчерских центрах Системного оператора, в том числе 58 диспетчерских центрах уровня РДУ.

Типовой унифицированный комплекс ОИК «СК-2003» создан по заказу ОАО «СО — ЦДУ ЕЭС» в 2003 году российским разработчиком ЗАО «Монитор Электрик» (г. Пятигорск) как программно-аппаратный продукт класса SCADA для сбора, хранения, оперативной обработки поступающей телеметрической информации с объектов электроэнергетики и автоматизации выполнения базовых EMS задач по алгоритмам расчетов, анализа электроэнергетических режимов и управления ими с обеспечением возможности расширения состава приложений согласно необходимой функциональности на разных уровнях диспетчерского управления.

В среде ОИК «СК-2003» (впоследствии ОИК «СК-2007») реализованы следующие системы и системные возможности.

1. Система мониторинга первичного, вторичного и третичного регулирования мощности с оценкой своевременности отработки заданий (автоматических и оперативных) на изменение мощности электростанций и энергоблоков, используемых для регулирования.

2. Система мониторинга нагрузки, функционирующая на основе телеинформации с объектов электроэнергетики.

3. Система оперативного контроля и анализа уровней напряжения в контрольных пунктах ЕЭС/ОЭС/региональных энергосистем и фактических параметров средств регулирования реактивной мощности для оперативного управления электроэнергетическим режимом ЕЭС России, его планирования, подготовки необходимой отчетной информации по соблюдению заданных диапазонов уровней напряжения в контрольных пунктах.

4. Система межуровневого обмена информацией, которая фиксирует следующие параметры напряжения в контрольных пунктах:

- величину уровня напряжения с необходимой дискретностью;

-  максимальные и минимальные значения напряжения на заданных интервалах времени;

- продолжительность нахождения уровня напряжения в заданном диапазоне на заданных интервалах времени;

- выходы уровня напряжения за пределы заданного для данного контрольного пункта диапазона с необходимой дискретностью и продолжительность выхода по каждому случаю;

- выходы уровня напряжения за пределы допустимого с заданной дискретностью и продолжительность для оборудования 110 — 750 кВ в соответствии со стандартом ОАО «СО ЕЭС» «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушении нормального режима электрической части энергосистем»;

- интервал между выходами уровня напряжения за пределы допустимого для оборудования и число случаев выхода в контролируемый период;

- выходы уровня напряжения за пределы минимально допустимого и аварийно допустимого по устойчивости с заданной дискретностью и продолжительность выхода по каждому случаю.

5. Система межуровневого обмена информацией, которая фиксирует по средствам регулирования реактивной мощности (для каждого объекта диспетчеризации):

- величину генерируемой (потребляемой) реактивной мощности с необходимой дискретностью;

- выход величины генерируемой (потребляемой) реактивной мощности за пределы допустимого для данного оборудования диапазона, с заданной дискретностью и продолжительность (с учетом допустимых перегрузок по времени);

- номера положений анцапф автотрансформаторов (трансформаторов);

- включенное (отключенное) положение средств ступенчатого регулирования реактивной мощности (шунтирующих реакторов, батарей статических конденсаторов).

6. Система мониторинга напряжения, которая обеспечивает:

- работу предупредительной сигнализации при выходе уровня напряжения за пределы заданного для данного контрольного пункта диапазона или минимально допустимого по устойчивости;

- работу аварийной сигнализации при выходе уровня напряжения за пределы допустимого для оборудования или аварийно допустимого по устойчивости;

 

Рисунок 5.3. Функциональная блок-схема SCADA/EMS

Таблица 5.1 -  Используемые термины и обозначения на рис.5.3

Оригинальные термины и их перевод
Engineering: Model and Data (CIM), Data Infontion Exchange Model (CME)	Проектирование: модель и данные (CIM-модель), модель обмена информацией о данных (СМЕ - рыночные расширения CIM- модели)
Operations	Операции
Outage Scheduling, Limits Calculation, Load Focasting	Планирование простоев, расчет ограничений, прогнозирование нагрузки
Short Term Generation Scheduling	Составление краткосрочных графиков генерации
Bilateral Transactions	Двусторонние транзакции
SOA Adapter	SOA-адаптер
DDS Adapter	DDS-адаптер
High Speed Data Distribution Services (DDS)	Высокоскоростные службы распределения данных (DDS)
Long Term Scheduling	Составление долгосрочных графиков
Real-Time Data Collection and Processing	Сбор и обработка данных реального времени
SO-CDU UES principal configuration	Принципиальна схема СО-ЦДУ ЕЭС
CIS/CME components	Компоненты CIS/CME
AGC Automatic Generation Control	АУТ Автоматическое управление генерацией
CDS Calculated Dispatch Schedule	РДГ Расчетный диспетчерский график
CFE Communication Front End	CFE Сервер телемеханики
CIM Common Information Model	CIM С1М-модель
CME CIM Market Extensions	СМЕ Рыночные расширения С1М-модели
HCM Historical Calculation Modes	НСМ Режимы расчетов за прошедший период
1MM Information Model Manager	IMM Менеджер IMM
IS & R Information Storage & Retrieval	ХИД Хранение и извлечение данных
LC Limit Calculator	LC Расчёт ограничений
LF Load Forecast	LI Прогнозирование нагрузки
MIA Market Interface Applications	MIA Приложения рыночного интерфейса
OEP Operational Economic Planning	OEP Оперативное экономическое планирование
OMS Optimal Maintenance Scheduling	OMS Составление графика оптимального обслуживания
OS Generation/Transmission Outage Schedu'	OS Планировщик простоев оборудования генерации/передачи
OTS Operator Training Simulator	ДРТ Диспетчерский режимный тренажер
PDS Preliminary Dispatch Schedule	ПДГ Предварительный диспетчерский график
TM Transaction Management	ТМ Управление транзакциями
TNA Transmission Network Application	TNA Приложения сети электропередачи
TRM Transmission Resource Management	TRM Управление ресурсами передачи
Enterprise Service Bus (SOAP Events and Mess; es)	Корпоративная сервисная шина (события и сообщения протокола SOAP)
WAN	Корпоративная вычислительная сеть

- хранение архива всего массива информации заданное время, постоянное хранение архива информации по существенным событиям и автоматическую подготовку отчетов о существенных событиях за заданный период времени и передачу их на верхний уровень управления.

С созданием и внедрением ОИК «СК-2003» в 2003 — 2004 г. решена важная задача создания на уровнях ЦДУ и ОДУ единой программной платформы для развития автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ), с помощью которых разрабатываются:

- графики напряжения в контрольных пунктах, суточные графики генерирующего оборудования, графики ремонтов электросетевого и генерирующего оборудования;

- инструкции по ведению режимов (регулированию напряжения), предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима;

- алгоритмы работы систем управления средствами регулирования реактивной мощности, противоаварийной автоматики;

- рекомендации по установке в электрической сети средств регулирования реактивной мощности;

- решаются иные специальные задачи по расчетам, анализу электроэнергетических режимов и управлению ими.

В технических требованиях, подготовленных ОАО «СО ЕЭС» по проекту SCADA/EMS/MMS, сформулирован следующий концептуальный подход к дальнейшей реализации проекта:

- построение единой системы SCADA, охватывающей все уровни диспетчерского управления, на платформе ОИК «СК-200Х»;

- интеграция информационной модели ЕЭС России (ОМ), разработанной Siemens AG, с ОИК «СК-200Х», в результате которой доступ к базе данных CIM и ее актуализация осуществляются в режиме on-line всеми категориями пользователей, с разграничением прав на основе подведомственности объектов диспетчеризации, находящихся в диспетчерском управлении или ведении, и функциональных задач, решаемых на уровнях ЦДУ-ОДУ-РДУ;

- разработка по каждому из уровней диспетчерского управления стандартных наборов EMS/MMS — приложений, используемых для расчетов, анализа электроэнергетических режимов и управлению ими, интеграция приложений с базой данных CIM через ОИК «СК-200Х», переход к работе с ее использованием;

- установление интерфейсов для взаимодействия со специальными прикладными EMS/MMS — приложениями, не включаемыми в состав проектируемой системы, функциональность которых в значительной степени зависит от темпов и объемов развития и совершенствования нормативно-правовой базы, с возможностью операционного использования базы данных CIM.

Интеграция оборудования комплекса ОИК СК-200Х с оборудованием информационных технологий Системного оператора показана на рис.5.4.

Оперативный информационный комплекс (ОИК) СК-200Х представляет собой программно-аппаратный комплекс, имеющий удобный и единообразный пользовательский графический интерфейс и обеспечивающий:

- надежное получение данных о текущем режиме энергетической системы (единой, объединенной);

- высокопроизводительную обработку поступающей информации;

- предоставление оперативному персоналу данных об изменениях режима, состоянии оборудования и аварийно-предупредительных сообщений в темпе поступления информации;

- регистрацию стандартных диспетчерских команд и распространение плановых диспетчерских графиков.

 

 

Рисунок 5.4. Интеграция ОИК СК-200Х в оборудовании ИТ СО ЕЭС

 

ОИК СК-200Х включает в себя функции, обеспечивающие безопасное проведение ремонтно-восстановительных работ в энергосистеме, поддержание баланса мощности и ведение согласованного режима, хранение архива заданного набора оперативной информации, включая данные о режиме энергосистемы, произошедших событиях, действиях пользователей.

Разработчиком ОИК СК-200х является ЗАО «Монитор Электрик» (г. Пятигорск).

Управление системами регулирования и автоматики. Реализация концепции ИЭС ААС предусматривает повышение управляемости ЕЭС:

- за счет использования устройств гибкого управления сетями FACTS;

- создания систем группового управления возбуждением (ГУВ) на ТЭС и АЭС (сейчас ГУВ есть только на ГЭС);

- применения асинхронизированных турбо- и гидроагрегатов на ТЭС, ГЭС и АЭС;

- создания автоматических локальных и районных систем управления напряжением и реактивной мощностью с центральным регулятором (для определенной зоны управления).

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 АРЧМ в рамках концепции ИЭС ААС следующие:

- привлечение специальных средств регулирования - ПГУ, ГТУ, накопителей энергии, гидроагрегатов с переменной частотой вращения, обладающих высокой мобильностью, как к регулированию как частоты, так и перетоков мощности;

- использование устройств гибкого управления FACTS для регулирования и ограничения перетоков мощности по отдельным связям;

- создание адаптивных регуляторов перетоков мощности.

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: генераторов, синхронных компенсаторов, статических тиристорных компенсаторов, трансформаторов. Они осуществляют первичное регулирование, при этом основную роль играют генераторы.

Автоматическое противоаварийное управление выполняется специальными автоматическими системами (релейной защиты и противоаварийной автоматики 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 (координирующая система противоаварийной автоматики);

- уровень операционной зоны филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ – ЦСПА (централизованная система противоаварийной автоматики);

- уровень объектов электроэнергетики — ЛАПНУ (локальная автоматика предотвращения нарушения устойчивости).

Автоматики ликвидации асинхронного режима, ограничения недопустимого снижения или повышения частоты или напряжения, ограничения перегрузки оборудования должны выполняться в виде локальных ПА.

Основными направлениями совершенствования противоаварийного управления, предусмотренными концепцией ИЭС ААС, являются:

- 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 систем мониторинга переходных режимов СМПР (WAMS);

- 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.

Основные направления работ по развитию автоматической системы управления режимом в целом следующие:

- создание систем верификации (обновления и подтверждения) 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 (CIM – common information model);

- 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.

Создание инфраструктуры технологического управления режимами и эксплуатацией оборудования должно предусматривать разработку интегрированной информационно-управляющей системы нового поколения. Эта система должна работать в рамках единой информационной модели на основе стандартизованных протоколов и интерфейсов взаимодействия и осуществлять глобальный мониторинг и контроль функционирования всех 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 ИЭС ААС, следующие:

- адаптивное многосвязное оптимальное управление с эталонной моделью;

- оптимальное адаптивное управление с прогнозирующей моделью;

- адаптивные системы с идентификатором;

- адаптивные интеллектуальные 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 (многоагентных) интеллектуальных систем управления для разных уровней управления на основе теории группового управления, что подтверждается опытом других стран. МАС (Multi-agent system) – это система, образованная несколькими взаимодействующими интеллектуальными агентами и используемая для решения проблем, которые невозможно решить с помощью одного агента или монолитной системы. Основные характеристики и принципы МАС – систем:

- автономность – хотя бы частично агенты независимы;

- ограниченность – каждый агент не имеет представления о всей системе;

- децентрализация – нет агентов, управляющих всей системой;

- самоорганизация – сложное поведение системы при простой стратегии поведения агентов (т.н. роевой интеллект);

- самообучение системы на основе обмена знаниями между  агентами.

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 искусственных нейронных сетях (ИНС), которые образуют первый уровень интеллектуального управления, применимы для решения большого числа задач, где используются опыт, накопленный в процессе обучения сети.

ИНС – это математическая модель с её программным и аппаратным воплощением, построенная по принципу организации и функционирования биологических нейронных сетей – сетей нервных клеток живых организмов. Технологически ИНС представляет собой систему соединённых между собой простых процессоров (искусственных нейронов), каждый из которых имеет дело только со своими получаемыми и излучаемыми сигналами. При этом объединение процессоров в большую сеть с управляемым взаимодействием позволяет решать очень сложные задачи, в том числе задачи распознания образов, оптимизации, адаптивного управления, обобщения и обучения.

Основные технологии интеллектуального управления в ИЭС ААС. Исходя из вышесказанного, выделены следующие основные технологии интеллектуального управления в ИЭС ААС.

Мультиагентные системы управления - координация систем управления с использованием системы мониторинга переходных режимов (СМПР) и устройств FACTS, самовосстановление районных ЭЭС, управление спросом на местных торговых площадках.

Искусственные нейронные сети (ИНС) и нейросетевые системы управления, ассоциативный поиск для идентификации и управления, экспертные системы — раннее обнаружение и локализация предаварийных режимов, виртуальное моделирование и понижение порядка моделей, советчики оператора, тренажеры.

Технологии адаптивного векторного управления гибкими системами переменного тока - первичное и вторичное автоматическое управление напряжением и реактивной мощностью, до оптимизации режимов по реактивной мощности в границах графика нагрузки, установленного СО.

Адаптивные моделирующие платформы реального времени - моделирование и оптимизация режимов по реактивной мощности, мониторинг топологии сетей и адаптация моделей, полигоны для отработки систем управления и мониторинга.

Технологии проектирования, создания и поддержания в работоспособном состоянии крупномасштабных систем передачи информации в ИЭС ААС — системный анализ, верификация (соответствие определенной норме)  и валидация (соответствие конечным требованиям) системы, моделирование и мониторинг параметров информационной сети для своевременного определения проблемных участков в информационной структуре ИЭС ААС.

Технологии адаптивного автоматического управления для возобновляемых источников энергии (ВИЭ), в том числе ветровых, приливных, солнечных, и в перспективе космических солнечных электростанций.

Технологии создания современных человеко-машинных интерфейсов на основе применения персональных мобильных интеллектуальных устройств ввода-вывода информации (носимые и мобильные компьютеры, смартфоны), для обеспечения гибкого управления в распределенной структуре «ресурс-пользователь».

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 (ОС). 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 и актуальных 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. Основой взаимодействия всех информационных систем является интерфейс - общая граница между двумя функциональными объектами (составными частями), посредством которой они обмениваются информацией в режиме одновременности, и требования к которым определяются стандартом.

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 стандартный TCP/IP профиль, он широко распространен и допускает функционирование практически поверх любого физического канала.

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 CIM-моделей (Common Information Model, IEC 61790, IEC 61968).

Информационные интерфейсы ИЭС ААС условно разделены на следующие категории, приведенные в табл. 5.2.

 

Таблица 5.2. — Категории информационных интерфейсов ИЭС ААС

Наименование интерфейса	Типовые элементы ИЭС ААС, обладающие данным интерфейсом	Информационный протокол, на базе которого построен информационный интерфейс
Объект технологического управления	Подстанция (генератор, распределительная 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
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).

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 ТС57: 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.

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.

 

Контрольные вопросы

 

1. Какие подсистемы включает в себя единая АСУ ИЭС ААС.

2. Требования к системам управления ИЭС ААС.

3. Функции интеллектуального управления в ЭЭС.

4. За счёт чего возможно повышение управляемости ЭЭС.

5. Какие системы реализованы в программной среде ОИК «СК-2003» SCADA?

6. Назвать основные направления развития системы АРЧМ.

7. Функции автоматического противоаварийного управления ПА.

8. Основные направления совершенствования противоаварийного управления ПА.

9. Основные характеристики и принципы мультиагентных систем управления (МАС – систем).

10. Дать определение искусственной нейронной сети ИНС.

11. Основные технологии интеллектуального управления в ИЭС ААС.

12. Методы обеспечения информационной безопасности.

 

 

Лекция рассмотрена и одобрена на заседании кафедры ВИЭ и ЭСС,

протокол №______ от______________

 

Лекцию разработал доцент кафедры ВИЭ и ЭСС

Н.М. Шайтор

«Утверждаю»

Директор ИЯЭИП

В.А. Кирияченко

 

 

«»_____________20___г.

 

 

Лекция №15

 

Тема лекции: Техническая сущность интеллектуальной электроэнергетической системы

 

Изучаемые вопросы:

 

1.  Эталонная архитектура ИЭС ААС.

2. Ядро эталонной архитектуры ИЭС. 

3. Подстанция эталонной архитектуры высокого уровня.

4. Контрольные вопросы.

 

Учебная цель:

 

Ознакомить студентов с основами интеллектуального управления ЭЭС, с технической сущностью интеллектуальной электроэнергетической системы

 

Время: 2 часа

 

Литература:

1. Основные положения концепции интеллектуальной энергосистемы с активно-адаптивной сетью. Разработана по заказу ОАО «ФСК ЕЭС» ОАО «НТЦ электроэнергетики» с привлечением отраслевых и академических институтов. Концепция рассмотрена и одобрена на совместном заседании НТС ОАО «ФСК ЕЭС» и Российской академии наук в октябре 2011г.

2. Патент RU 2518178 С2. Автор Тафт Джеффри Д. (US). Система и способ для управления электроэнергетической системой. Опубликовано: 10.06.2014 Бюл.№ 16.