Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ современных методов и средств обработки данных состава и состояния оборудования, диспетчерских графиков электростанций и энергосистем. Постановка задачи диссертационной работы 12
1.1. Анализ методов и средств обработки и хранения диспетчерской информации 12
1.2. Анализ методов и средств обработки диспетчерских графиков ... 15
1.3. Анализ методов и средств обработки состава и состояния оборудования 19
1.4. Современные подходы к формированию информационных моделей в электроэнергетике 24
1.5. Средства обработки данных в комплексе "Энергостат" 33
1.6. Постановка задачи диссертационной работы 38
Глава 2. Формирование информационной модели объектов, основного оборудования и диспетчерской информации энергосистем 42
2.1. Общая концепция информационной модели 42
2.2. Объектная информационная модель основного оборудования ...45
2.3. Объектная модель состояния оборудования 49
2.4. Объектная модель диспетчерских графиков 51
2.5. Выводы 59
Глава 3. Алгоритмы и методы обработки и анализа диспетчерских графиков и информации состояния основного оборудования электростанций 60
3.1. Обработка и анализ диспетчерских графиков 60
3.2. Обработка и анализ состояния оборудования. Расчёт компонент баланса активной мощности электростанций 67
3.3. Расчёт компонент баланса активной мощности энергосистемы 72
3.4. Выводы 76
Глава 4. Разработка и опыт программной реализации алгоритмов и методов обработки состояний основного оборудования электростанций и диспетчерских графиков по активной мощности 77
4.1. Программные средства реализации объектной модели данных...77
4.2. Программные компоненты для анализа диспетчерских графиков и состояния оборудования 81
4.3. Опыт внедрения и эксплуатации компонент анализа диспетчерских графиков и состояния оборудования. Результаты опытных расчётов 95
4.4. Выводы 102
Заключение 103
Основные положения диссертации, выдвигаемые автором на защиту:... 106
Литература
- Анализ методов и средств обработки диспетчерских графиков
- Объектная информационная модель основного оборудования
- Обработка и анализ состояния оборудования. Расчёт компонент баланса активной мощности электростанций
- Программные компоненты для анализа диспетчерских графиков и состояния оборудования
Введение к работе
Электроэнергетическая система (далее - ЭС) представляет собой организационное и технико-экономическое объединение электрических станций, подстанций, электрических и тепловых сетей и потребительских установок (вне зависимости от ведомственной принадлежности любого из этих объектов), работающих в электрической части, в основном параллельно (синхронно) и управляемых централизованно. Это централизованное управление осуществляется на основе единого энергобаланса ЭС путём согласования режимов отдельных объектов с точки зрения рационального распределения нагрузок между станциями, регулирования качества энергии и использования общего резерва и при наличии специальных технических средств регулирования и защиты. Централизованное управление работой энергосистемы имеет целью достижение наилучших технико-экономических показателей по системе в целом. При сооружении линий электропередачи между отдельными энергосистемами возникает объединение энергосистем. В результате сооружения соединительных линий между объединениями энергосистем возникают секции единой энергосистемы (ЕЭС) страны.
Основная характерная особенность электроэнергетики - тесная связь между потреблением и производством. Малейшие перебои в работе производящих и передающих элементов энергосистемы сразу же и притом иногда весьма болезненно отражаются на потребителях, вызывая подчас серьёзные убытки. Одной из важнейших задач эксплуатации энергосистемы является оптимальное согласование режимов всех её элементов. Это согласование достигается решением целого комплекса задач очень широкого спектра в области планирования, мониторинга, контроля, администрирования и многих других. Практически все эти задачи на текущий момент требуют использования вычислительной техники, специализированной информационной среды и методов обработки информации. Для обеспечения оптимального функционирования энергосистемы с выполнением требований по достижению надежного и качественного энергоснабжения при оптимальных затратах Постановлением Правительства Российской Федерации от 11 июля 2001 N526 "О реформировании электроэнергетики РФ" [1] было начато реформирование электроэнергетики. Функции по диспетчерскому управлению были закреплены за Системным оператором Единой энергетической системы (СО ЕЭС).
Основные функции по диспетчерскому управлению, выполняемые СО ЕЭС:
• прогнозирование потребления мощности и электроэнергии и • разработка балансов мощности и электроэнергии;
• определение пропускных способностей сечений электрической сети ЕЭС и обеспечение требуемого их уровня;
• оптимизация использования энергоресурсов и проведения капитальных ремонтов генерирующего оборудования;
• обеспечение выполнения расчетов электрических режимов, статической и динамической устойчивости;
• централизованное управление технологическими режимами работы устройств и систем релейной защиты, автоматики и противоаварийной автоматики межсистемных и основных системообразующих линий электропередачи, шин, трансформаторов и автотрансформаторов связи основных классов напряжений (выполнение расчетов токов короткого замыкания, выбор параметров настройки устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) и противоаварийной автоматики (ПА));
• распределение функций оперативно-диспетчерского управления оборудованием и линиями электропередачи, подготовку оперативно-технической документации;
• разработка схем и режимов для характерных периодов года (осенне-зимний максимум, период паводка и др.), а также в связи с вводом
новых объектов и расширением состава параллельно работающих энергосистем;
• согласование графиков ремонтов основного оборудования электростанций, линий электропередачи, оборудования подстанций, устройств РЗ и ПА;
• решение всего комплекса вопросов обеспечения надежности электроснабжения и качества электроэнергии.
При выполнении этих функций Системный оператор взаимодействует со многими предприятиями и административными объектами. С введением рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) и прежде всего балансирующего рынка (БР) возрос объем обрабатываемых данных и производимых СО ЕЭС и его филиалами расчётов для планирования и ведения режима. Это, как подчёркивается в [2], предъявляет дополнительные требования к информационной среде предприятий энергетики. Таким образом, возникла потребность в её модернизации, что в свою очередь привело к необходимости поиска новых технологий в области информационной базы и средств обработки, хранения и передачи информации. В частности, с введением ОРЭМ изменениям подверглись процессы планирования диспетчерских графиков, баланса активной мощности и электроэнергии. Образовавшаяся в результате реформирования децентрализованная структура электроэнергетики также предъявляет дополнительные требования к информационной среде предприятий энергетики. Таким образом, возникла необходимость поиска новых технологий в области анализа диспетчерских графиков, состояния оборудования и средств формирования информационной среды, обработки, хранения и передачи информации.
Настоящая диссертация посвящена анализу и возможным путям развития и совершенствования методов и средств формирования диспетчерских графиков нагрузки электростанций и энергосистем по активной мощности и оценки используемого для её выработки основного оборудования электростанций. В диссертации не рассматриваются проблемы, связанные с выработкой и потреблением реактивной мощности и вопросы связанные с системами передачи электроэнергии и их оборудованием.
Под диспетчерским графиком (ДГ) понимают заданные объекту диспетчерского управления на планируемый период времени значения мощности генерации, потребления или резервов мощности, а так же фактические графики, полученные с помощью измерительных датчиков. Диспетчерские графики, как графики режимов работы ЭС должны рассматриваться, как элементы общего графика работы Единой энергетической системы России. Федеральным законом «Об электроэнергетике» определены основные принципы оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, к которым относится обеспечение баланса производства и потребления электрической энергии [3]. Краткосрочные прогнозы потребления (от суток до недели) являются основой для формирования диспетчерских графиков. Одновременно определяются необходимые объемы и размещение резервов мощности в ЕЭС. Объемы потребления ЭС и субъектов рынка на всех временных этапах планирования и эксплуатации обязательно согласовываются с подразделениями и филиалами Системного оператора - региональными (РДУ), объединенными диспетчерскими управлениями (ОДУ) и службами центрального офиса СО ЕЭС. Согласованные графики потребления и генерации (диспетчерские графики) являются важнейшими для ЭС показателями, определяющими основные аспекты их работы — графики генерации электроэнергии станциями с учетом резервов, состав готового к работе генерирующего оборудования, объемы покупки и продажи электроэнергии и мощности на рынке. Помимо заявленных графиков потребления участников рынка, учтенных при расчете предварительного прогнозного диспетчерского графика (ПДГ), Системный оператор осуществляет собственный суточный прогноз потребления активной мощности на моменты окончания диспетчерских интервалов времени по территориям диспетчерского управления, которыми являются [4-6]:
• Единая энергетическая система России (ЕЭС России);
• Европейская часть ЕЭС России, включая ОЭС Урала (ЕЭС России без Сибири);
• Объединенные энергетические системы (ОЭС);
• Региональные электроэнергетические системы.
Развитие рынка электроэнергии, появление сектора свободной торговли (01.11.2003г.), а затем балансирующего рынка (20.10.2005г.), введение с 01.09.2006г. новых правил оптового рынка переходного периода (ОРЭПП, НОРЭМ) [7-9] внесли изменения в традиционную технологию планирования диспетчерских графиков работы ЕЭС России. За последние несколько лет с учётом специфики рынка электроэнергии и мощности было разработано несколько новых методик планирования, для реализации которых внедрен ряд программных комплексов, вместе с тем, можно отметить недостаточное внимание уделяемое вопросу автоматизации в области управления генерацией в части команд отдаваемых диспетчером РДУ субъектам рынка. Вопросу общего подхода к учёту состояния оборудования так же уделяется недостаточно внимания, в то время как эта информация необходима как для вопросов планирования так и оперативного управления. На предприятиях энергетики для решения различных технологических задач эффективно используется большое количество программных комплексов. Однако каждый из комплексов является специализированным для той задачи которую решает, и как следствие использует информационную модель разработанную для этой задачи. Обобщённой модели, позволявшей единообразно описать предметную область каждой из технологических задач решаемых с помощью программных комплексов, в текущей практике не существует. Прежде всего, актуально формирование единой информационной модели базы состава и паспортных данных оборудования, так как данные об оборудовании требуются для большинства решаемых при планировании задач. Актуальна так же увязка существующих баз данных оборудования. Следует заметить, что на текущий момент в каждом филиале Системного оператора поддерживается параллельно, как минимум, 3 базы данных основного оборудования.
Основная цель работы заключалась в повышении эффективности диспетчерского управления за счёт принятия более оптимальных решений по управлению генерацией активной мощности и снижения количества ошибочных действий диспетчерского персонала. Задачи работы заключались в обобщении и критическом анализе современных методов и средств анализа диспетчерских графиков, информационных структур, описывающих оборудование и режимные параметры энергосистем, и последующей разработке современной объектной информационной модели, методов и средств, позволяющих решать на обобщённой платформе задачи обработки диспетчерских графиков, формирования компонент баланса активной мощности в условиях децентрализованной структуры электроэнергетики и функционирования конкурентных рынков мощности, электроэнергии и, в частности, балансирующего рынка.
Научная новизна работы состоит в следующем:
1. На основе проведённого критического анализа определены основные аспекты практического применения современных методов и средств информационного обеспечения и формирования диспетчерских графиков и балансов активной мощности энергосистем. Вместе с тем показаны задачи, требующие дальнейшего развития.
2. Разработаны методы и алгоритмы обработки и хранения диспетчерских графиков и информации о состоянии оборудования электростанций на основе объектного моделирования данных.
3. Разработан аналитический метод расчёта диспетчерских графиков активной мощности с учётом команд диспетчеров, разработанный на основе модели структуры оборудования и режимных параметров электростанций.
4. Разработан метод расчёта компонент балансов активной мощности с учётом изменений состава и состояния оборудования.
5. На основе разработанных методов и алгоритмов реализованы программные компоненты для решения следующих практических задач:
• Обработка и хранение диспетчерской информации, включая диспетчерские команды по управлению генерацией, данные состава и состояния оборудования электростанций и энергообъектов, графики ремонтов;
• Расчёт диспетчерских графиков, графиков снижения мощности, компонент баланса мощности электрических станций и энергосистем.
• Расчёт и прогноз отклонений диспетчерских графиков электрических станций и энергосистем в режиме реального времени.
Разработанные программные компоненты интегрированы в комплекс "Энергостат" и внедрены в эксплуатацию в ряде филиалов СО ЕЭС.
Диссертационная работа выполнена в филиале ОАО "НТЦ электроэнергетики" - "ВНИИЭ". Объектами исследования и внедрения являлись филиалы СО ЕЭС. Автор благодарен сотрудникам филиалов СО
ЕЭС за оказанную помощь при исследовании вопросов современного диспетчерского управления, ввода рынка электроэнергии и мощности и внедрении работы в промышленную эксплуатацию. Следует также отметить, что цели и задачи работы во многом были сформулированы благодаря участию автора в разработке и внедрении в ряде энергосистем России в 2003-2007 гг. комплекса прогнозирования и планирования электропотребления и балансов "Энергостат".
Апробация работы.
Основные положения работы докладывались:
• На I,II,III,IV,V специализированных научно-технических семинарах "Современные методы и программные средства анализа и планирования электропотребления, балансов мощности и электроэнергии" (2003-2007 гг).
• На научно-практической конференции "Единая система классификации и кодирования в электроэнергетике. Проблемы и пути решения." (2006 г)
• На четвёртом научно-техническом семинаре-выставке «Нормирование и снижение потерь электрической энергии в электрических сетях».(2006г)
• На всероссийской конференции «Разработки молодых специалистов в области электроэнергетики — 2008»
• На седьмом научно-техническом семинаре «Системы АИИС КУЭ (АСКУЭ) и автоматизация расчетов с потребителями электроэнергии в энергосистемах» (2008 г)
• На семинарах во Всероссийском Институте Повышения Квалификации энергетиков (ВИПК энерго)
• На семинарах в филиалах СО ЕЭС, (ОДУ Урала, Юга, Сибири, Северо-Запада, Востока).
Основные результаты диссертационной работы изложены в 16 публикациях, в их числе три статьи в центральных отраслевых журналах "Электрические станции", "Энергетик" и 13 в сборниках докладов различных семинаров и конференций. В статьях, написанных в соавторстве, основные положения, касающиеся темы диссертации, сформулированы автором.
Практическая ценность и реализация результатов работы:
На основе разработанных методов созданы программные компоненты "Состояние оборудования", "ЭЖК диспетчера РДУ", "ЭЖК начальника смены станции" [10-14]. Программные компоненты используются в ежедневной практике диспетчерского управления Московского РДУ с 2004 года.
Компоненты внедрены в эксплуатацию также в следующие филиалы СО ЕЭС: Нижегородское РДУ, Смоленское РДУ, Архангельское РДУ, Кольское РДУ, Пензенское РДУ, Ульяновское РДУ, Кубанское РДУ, Оренбургское РДУ, Пермское РДУ, Тюменское РДУ, Удмуртское РДУ, Бурятское РДУ, Красноярское РДУ, Омское РДУ, Томское РДУ, Читинское РДУ, Амурское РДУ, Приморское РДУ, Хабаровское РДУ.
Анализ методов и средств обработки диспетчерских графиков
Развитие рынка внесло изменения в традиционную технологию планирования диспетчерских графиков работы ЕЭС России. Для расчётных задач связанных с суточным планированием разработан ряд новых методик и централизованно внедрён ряд программных комплексов [21], большая часть которых функционирует на уровне ЦДУ и ОДУ. Прежде всего, это комплексы "БАРС", "ЛИНКОР", "РАСТР" используемые для актуализации расчётной модели, оптимизации режимов энергосистем и расчета установившегося режима [22,23]. Программный комплекс "РАСТР" предназначен для решения задач по расчету, анализу и оптимизации режимов электрических сетей и систем. ПО "ЛИНКОР" осуществляет расчет диспетчерских графиков электростанций по критерию минимизации стоимости производства активной мощности с использованием ценовых характеристик электростанций и на основе расчета электрического режима. Исходными данными для расчета ПДГ являются: параметры генерирующего оборудования; принятый для ПДГ прогноз потребления; заданная топология и ограничения по электрической сети, сформированные на основе рассмотренных заявок на ремонт оборудования в сети 110 - 500кВ; характерные для данного периода базовые электрические режимы; актуальные ценовые характеристики электростанций.
Преимуществами ПО "ЛИНКОР" по сравнению с другими программами оптимизации режимов по активной мощности, использующими матрицы сетевых коэффициентов, являются: более точный учет топологии и ограничений электрической сети, в том числе по напряжению; более точный расчет перетоков мощности и токовой загрузки оборудования; более точный учет потерь мощности; моделирование потребления и генерации в узлах со степенью детализации до уровня РГЕ.
Актуализация расчетной модели выполняется с помощью программного обеспечения «Барс», которое представляет собой комплекс задач сопровождения рынка электроэнергии и мощности.
Исходные данные для расчётов включают большой объём информации, сбор которой осуществляется от филиалов СО ЕЭС и объектов диспетчерского управления [24]. Для автоматизации процесса сбора данных для расчётов так же внедрён ряд программных средств, тем не менее, часть задач связанных с подготовкой информации для расчётов решаются разработками специалистов филиалов СО ЕЭС. Так, например, для обеспечения выполнения технологий расчета диспетчерского графика, в соответствии с действующими регламентами, специалисты ОДУ Центра разработали программные средства [25] для организации процессов: своевременного получения качественных уведомлений участника оптового рынка о составе и параметрах генерирующего оборудования, учитываемого СО ЕЭС при актуализации расчетной модели; введения диспетчерским центром (РДУ/ОДУ) ограничений на минимальные и максимальные значения производства активной мощности режимных генерирующих единиц, исходя из системных ограничений в соответствии с действующими, разрешенными (поданными) диспетчерскими заявками; выбора и согласования с вышестоящим диспетчерским центром СО ЕЭС состава генерирующего оборудования на плановые сутки; регистрации снижения мощности при определении готовности генерирующего оборудования участников ОРЭ к выработке электроэнергии;
Практически в каждом ОДУ используются собственные разработки для решения вопросов связанных с планированием балансов, особенно в части связанной с рынком, например в ОДУ Урала [23]. Практика разработки специализированных программных средств существует и в РДУ. Так, например, в Кольском РДУ разработана система на базе Web-технологий активно используемая диспетчерами и дежурными инженерами по оперативному планированию (ДИОП) для решения диспетчерских задач.
Объектная информационная модель основного оборудования
При построении информационной модели оборудования прежде всего следует исходить из решаемых задач. Для задач анализа диспетчерских графиков и учёта команд диспетчеров по изменению генерации прежде всего требуется информация о генерирующем оборудовании электрических станций. Необходимо представить в модели следующую информацию: Наименования, диспетчерские коды оборудования, коды задействованные в макетах передачи информации в СО ЕЭС. Основные паспортные данные оборудования: о Мощностные характеристики о Скорость набора мощности Принадлежность оборудования к о Электрической станции о Блоку электрической станции о Группе точек поставки (ГТП) о Режимной генерирующей единице (РГЕ) Связанные с оборудованием плановые и фактические графики генерации. Для групп оборудования (Блок, РГЕ, ГТП) так же требуется иметь информацию: Наименования, диспетчерские коды оборудования, коды задействованные в макетах передачи информации в СО ЕЭС. Принадлежность к электрической станции.
Для РГЕ так же следует учитывать принадлежность к ГТП. Согласно объектному подходу к моделированию можно построить иерархию наследования классов, группируя понятия и учитывая обобщения. Использование обобщения является очень важным методом в обработке информации, т.к. позволяет значительно расширять область применения существующих алгоритмов. Это происходит за счёт выборки общих свойств специализированных объектов так, чтобы алгоритм работал именно с ними абстрагировано от трудоёмкого анализа более специфичных свойств.
Рассмотрим представление электростанций и группировки оборудования в онтологической модели. Для наглядного визуального представления такой модели существует стандарт Integrated Definition (IDEF) 5 [66], согласно которому будут формироваться схемы моделей (рис. 4). На схеме окружность определяет некое понятие — класс объекта, окружность с жирной точкой - экземпляр определённого класса - объект. Подкласс
Иерархия классов (понятий) электрических станций. Класс присвоение имени является общим для любого класса объект которого имеет наименование. Класс объект диспетчерского управления содержит свойства описывающие информацию связанную с диспетчерским управлением - диспетчерские наименования объектов, коды КПО и т.п. Генерирующее оборудование электрических станций в практике диспетчерского управления группируется по напряжению - группам точек поставки (ГТП). Внутри которых, в свою очередь, по привязке к узлам расчётной модели -режимным генерирующим единицам (РГЕ). Реализовав в модели такую логику мы облегчаем информационную гармонизацию с комплексами расчёта большой расчетной модели (ПК "БАРС"). Все типы электрических станций являются подклассами (наследниками) общего класса - электростанция. Этот класс содержит все общие свойства электрических станций, позволяя разработать алгоритмы которые бы обращались к информации о электростанции любого типа единообразно, абстрагировано от их специфических свойств. Подобную иерархию можно представить и для станционного оборудования.
На рис.5 представлены отношения от общего к частному. При этом выделяются классы энергетического и электротехнического оборудования т.к. они имеют существенно различный ряд паспортных характеристик и свойств. Энергоблок и турбоагрегат объединены общим классом энергоустановка т.к. являются по сути контейнерами для другого оборудования. Энергоблок
Для упрощения рассмотрена схема для оборудования теплоэлектростанции (рис.6). В реализуемой модели аналогично учитывается оборудование других типов электростанций (гидрогенераторы, ветроагрегаты и т.п.).
Предложенная модель более полно по сравнению с СІМ описывает структуру оборудования применительно к практике диспетчерского управления ЕЭС России. Например, описание группы оборудования в СІМ возможно с помощью класса EquipmentContainer или EquipmentList, однако понятия РГЕ и ГТП как таковые отсутствуют.
Обработка и анализ состояния оборудования. Расчёт компонент баланса активной мощности электростанций
Информация о состоянии оборудования требуется для задач расчёта и планирования режима и балансов мощности как на оперативном и краткосрочном временном интервале так и на долгосрочном. Так же информация о текущем состоянии генерирующего и сетевого оборудования необходима для целей оперативного диспетчерского управления. На основе данных о состоянии оборудования производится выбор состава генерирующего оборудования участвующего в торгах на ОРЭМ [20,25], производится расчёт снижения мощности и включённой мощности. Данные о ремонтах и как следствие снижении мощности являются неотъемлемой частью баланса мощности.
Оперативные данные по состоянию оборудования могут получаться с помощью телеметрии вводимой в ОИК. Так, например, в реальном времени на диспетчерский щит выводится информация о переключениях выключателей, работе тех или иных генераторов и т.п. [18]. Информация о изменении состояния оборудования так же может быть получена из оперативных заявок на ремонты [26,27].
В главе 2 диссертации разработана модель для представления состояний генерирующего оборудования. Для обработки и хранения информации о состоянии оборудования, аналогично диспетчерским командам, используется метод темпоральных кортежей. Таким образом, на каждый момент времени действующим состоянием считается состояние с наибольшим временем переключения, но не больше текущего. На основании этой модели можно рассчитать влияние текущего состояния оборудования на составляющие баланса мощности. В зависимости от решаемых задач, баланс имеет то, или иное представление, глубину детализации его разделов. Структурная схема показателей баланса мощности оборудования изображена ниже нарис. 14.
Компоненты баланса показаны укрупнено, и на практике, в зависимости от назначения баланса и региональных особенностей ЭС, могут развертываться на более подробные составляющие. На схеме выделены следующие основные компоненты:
УСТАНОВЛЕННАЯ МОЩНОСТЬ- наибольшая активная электрическая мощность, с которой агрегаты электростанций могут длительно работать без перегрузки в соответствии с техническими условиями или паспортом на оборудование;
КОНСЕРВАЦИЯ - суммарная мощность агрегатов, остановленных для консервации, как правило, по причине его низких технико-экономических показателей;
ОГРАНИЧЕНИЯ - разница между номинальной (паспортной) и фактической мощностью оборудования из-за его изношенности, неудовлетворительного состояния (технические ограничения), недостаточной охлаждающей способности прудов-охладителей, снижения тепловой нагрузки для ТЭЦ в летний период (сезонные ограничения), недостаточности гидроресурсов ГЭС в маловодный период (временные ограничения), ограничения по мощности в период освоения нового оборудования, использования непроектного топлива (топлива ухудшенного качества) и т.п.;
РАСПОЛАГАЕМАЯ МОЩНОСТЬ - установленная мощность агрегатов электростанций за вычетом ограничений;
РЕМОНТЫ — мощность выводимых в капитальный, средний, текущий и аварийный ремонт агрегатов;
РАБОЧАЯ МОЩНОСТЬ - располагаемая мощность агрегатов электростанций, за вычетом мощности оборудования, выведенного в ремонт и находящего на консервации. Фактическая максимальная мощность агрегатов, способных к несению нагрузки;
НАГРУЗКА — фактическая нагрузка агрегата электростанции, зафиксированная датчиками в определенный момент времени;
ХОЛОДНЫЙ РЕЗЕРВ - суммарная максимальная мощность не работающих по тем, или иным причинам, но готовых к работе агрегатов;
ВКЛЮЧЕННЫЙ РЕЗЕРВ - резервная мощность работающих в данное время с недогрузкой агрегатов, которая практически может быть использована немедленно;
ВКЛЮЧЕННАЯ МОЩНОСТЬ - суммарная мощность агрегатов электростанций, генераторы которых включены в сеть (работают синхронно с энергосистемой) - рабочая мощность за вычетом холодного резерва.
Можно показать, что для описания кусочно-детерминированной функции снижения мощности одного агрегата достаточно темпорального кортежа (Т, STATE, Рсн). Где Т - время переключения, STATE — состояние оборудования, Рсн- снижение мощности. Время переключения есть момент, когда оборудование изменило свой состояние на STATE (рис. 7). Используя свойство темпоральности, представим снижение мощности как функцию времени - Рсн() и функцию состояния оборудования от времени - STATE(t). При этом функция может принимать значения:
Программные компоненты для анализа диспетчерских графиков и состояния оборудования
Анализ бизнес-процессов современного оперативного управления энергосистемами на уровне РДУ, а так же изучение потребностей служб, участвующих в оперативном управлении выявило следующие необходимые качества, которыми должны обладать разрабатываемые программные средства: Функционирование на любом уровне иерархии диспетчерского управления (ЦДУ,ОДУ,РДУ,...) Возможность гибкого изменения структуры хранимых данных (таких как список и параметры субъектов, находящихся в диспетчерском ведении, список стандартных документируемых команд и т.п.) Высокий уровень документируемо сти событий Возможность ведения долгосрочного архива команд Функционирование на широком спектре аппаратных и программных платформ
Алгоритмы обработки построенной в главе 2 модели должны учитывать бизнес-процессы использования диспетчерских графиков в филиалах СО ЕЭС, показанные на следующей диаграмме:
На диаграмме (рис. 18) отображены основные группы пользователей, использующие информацию о диспетчерских командах и графиках: Для организации в которой непосредственно установлен комплекс: о Диспетчера СО ЕЭС; о Сотрудники службы сопровождения рынка (ССР); Для прочих организаций: о Сотрудники нижестоящего диспетчерского управления(ДУ); о Сотрудники вышестоящего ДУ;
Сотрудники вышестоящего ДУ поставляют отчёты по плановым1 графикам, а так же отдают команды по изменению графиков и получают отчёты по выполненным командам. Для нижестоящего ДУ, аналогично, организация в которой установлен "ЭЖК" является вышестоящей. Сотрудники нижестоящего и вышестоящего ДУ взаимодействуют с комплексом с помощью модуля экспорта/импорта, посредством передачи макетов или каким либо другим образом. Непосредственно же оконным интерфейсом пользуются диспетчера СО ЕЭС и сотрудники службы сопровождения рынка. Следует учесть, что выполняемые ими задачи во многом различаются.
Сформулируем требования к интерфейсу с учётом выполняемых обеими службами задач: ССР: характерным является анализ прошедших событий с целью выявления ошибок. Следует предоставить средства для: о Отображения архивных данных; о Отображения статистики; о Возможности формирования отчётов; о Возможности просмотра журнала событий системы;
Диспетчер: характерным является работа в реальном времени с большим количеством параметров. Следует предоставить средства для: о максимально простого ввода команд; о отображения данных с интерфейсом обеспечивающим оптимальную наглядность и плотность информации.
Указанная специфика требований различных служб учитывалась при разработке компонентов. Для фиксации команд диспетчеров и расчета отклонений ДГ используется разработанная компонента Электронный Журнал Команд Диспетчера ("ЭЖК") [49]. Она основана на технологии хранения кусочно-детерминированных функций с использованием кортежей темпоральных свойств. "ЭЖК" позволяет решать следующие задачи: Документирование команд диспетчера, обеспечение точности ведения журнала, минимизация ошибок ввода команд; Формирование макетов для передачи данных между уровнями диспетчерского управления , подготовка отчётных форм ; Расчёт и отображение диспетчерских графиков и отклонений Исключение разнознаковых инициатив (разных знаков отклонений диспетчерских графиков (ДГ) по системе в целом и отклонений по субъектам) с помощью системы прогнозирования и предупреждения появления отклонений; Информирование диспетчера о недопустимых отклонениях для регистрации "неисполнения команды диспетчера" Обеспечение многопользовательского режима работы журнал с разграничением доступа;
Описанная реализация "ЭЖК" [10,11] интегрирована в программный комплекс "Энергостат" (рис. 19). Подобное решение позволяет использовать различные сервисы комплекса по анализу и обработке данных, хранению архивов, составлению отчётных форм и т.п. Использование "ЭЖК" возможно на любом уровне иерархии диспетчерского управления (ОДУ, РДУ, станции). В качестве архива для хранения команд и графиков используется БД комплекса "Энергостат" [49].
Похожие диссертации на Анализ и совершенствование методов и средств формирования диспетчерских графиков энергосистем по активной мощности с учётом состояния основного оборудования электростанций
