Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Задачи обеспечениянадежной работы диспетчерских служб системного оператора в условиях реформы электроэнергетики
1.1. Этапы реформирования диспетчерского управления 9
1.2. Надежная работа'диспетчерских «человеко-машинных» систем 19
1.3. Мониторинг первичного резерва активной мощности 27
1.4. Реформирование структуры.филиалов Системного оператора 28
Вывод 37
Глава 2. Задачи и методы оптимизации структуры региональных диспетчерских управлений
2.1. Задачи оптимизации структуры региональных диспетчерских управлений системного оператора
2.2. Проблемы оптимизации структуры РДУ системного оператора
2.3. Методы решение проблем оптимизации сложных структур 50
2.4. Формирование нечетких классов непараметрическими методами
2.5. Оптимизация структуры региональных диспетчерских центров
Выводы 82
Глава 3. Диспетчерский мониторинг режимов работы энергосистемы
3.1. Визуальные средства обеспечения надежной работы диспетчерского персонала энергосистем
3.2. Оптимизация размещения резервов мощности электростанций.
3.3. Оперативный контроль (мониторинг) первичного и вторичного резерва мощности электростанций
Основные определения 107
Основные задачи 109
Методика контроля первичного и вторичного резерва 111
Экспериментальная проверка качества первичного 122
Регулирования в операционной зоне Северного Кавказа
Выводы 131
Заключение 133
Литература 134
- Надежная работа'диспетчерских «человеко-машинных» систем
- Реформирование структуры.филиалов Системного оператора
- Проблемы оптимизации структуры РДУ системного оператора
- Оперативный контроль (мониторинг) первичного и вторичного резерва мощности электростанций
Введение к работе
Актуальность работы. Надежность работы единой электроэнергетической системы (ЕЭС) страны в значительной степени зависит от надежной работы системы диспетчерского управления электроэнергетикой. В России это Системный оператор единой энергетической системы (ОАО «СО ЕЭС») и его филиалы - Объединенные диспетчерские управления (ОДУ) и Региональные диспетчерские управления (РДУ).
При оперативном принятии решения диспетчерский персонал анализирует текущую информацию, получаемую от средств диспетчерского технологического управления и оперативного персонала низшего уровня по телефону, а также априорную информацию о состоянии и оперативных свойствах объекта управления. Объем получаемой информации в значительной мере зависит от структуры операционной зоны соответствующего диспетчерского центра, количества оборудования, находящегося в его диспетчерском управлении и ведении.
В настоящее время операционные зоны РДУ имеют устоявшийся характер и структуру. При этом можно отметить существенное различие зон диспетчерского управления РДУ по общим характеристикам и техническим показателям.
Отдельные операционные зоны имеют развитую структуру с большим числом оборудования различного номинального напряжения в диспетчерском управлении и ведении, что приводит к значительной загрузке диспетчерского персонала. Вместе с тем, ряд операционных зон исторически сформировался по административному признаку, имеет простую структуру и небольшой объем оборудования в диспетчерском управлении и ведении. Однако, необходимость выполнения определенных процедур приводит к тому, что количество персонала у диспетчерских центров с различной операционной зоной практически одинаково. Это приводит к тому, что персонал одного диспетчерского центра перегружен, а другого - недогружен.
Указанные соображения приводят к необходимости исследования и разработки методов оптимизации структуры региональных диспетчерских управлений Системного оператора, а так же совершенствования методов и устройств диспетчерского мониторинга режимов энергосистем.
Данной проблеме посвящены исследования: А.Ф. Дьякова, В.М. Горнштейна, Д.А. Арзамасцева, Ю.Н. Кучерова, Ф.Л. Когана, А.Ф. Бондаренко, Н.С. Маркушевича, Ю.Я. Любарского, М.А. Артибилова, В.Г. Орнова, В.А.
Семенова и др. Работы этих ученых внесли значительный вклад в развитие теории и практики надежной работы диспетчерского персонала электроэнергетических систем.
Проведенная реформа управления электроэнергетической отраслью страны, создание федеральных и региональных сетевых компаний, выделение независимых генерирующих компаний, постепенный переход к конкурентным федеральным и региональным рынкам электроэнергии и мощности невозможны без сохранения вертикали централизованного диспетчерского управления, построенного по иерархическому принципу (ЦДУ - ОДУ - РДУ). Это позволяет сделать вывод о необходимости осмысления процессов, происходящих в электроэнергетике, и соотнести их с возможностью оптимизации структуры диспетчерского управления, в том числе и оптимизации конфигурации операционных зон диспетчерских центров, как уровня ОДУ, так и уровня РДУ.
Цель работы заключается в разработке методов оптимизации структуры региональных диспетчерских управлений Системного оператора России и совершенствовании диспетчерского мониторинга режимов энергосистем.
Основные задачи:
Анализ методов оптимизации структурно сложных систем применительно к предприятиям диспетчерского управления.
Разработка методов оптимизации структуры региональных диспетчерских управлений Системного оператора России.
Разработка способов представления информации о режиме энерго системы.
Разработка метода распределения резервов мощности на электростанциях операционной зоны.
Разработка методов диспетчерского мониторинга первичного и вторичного резерва мощности электростанций.
Методы исследования. При решении поставленных задач использовались методы теоретического и эмпирического познания. На теоретическом уровне - это методы непараметрической статистики, теории нечетких множеств и линейного программирования, на эмпирическом уровне -методы экспериментальной оценки качества первичного регулирования частоты.
Научная новизна.
1. Разработана методика анализа структуры РДУ ОАО «СО ЕЭС» с
использованием методов нечеткой логики.
Разработана методика оптимизации структуры РДУ.
Разработана методика оптимизации размещения резервов мощности на электростанциях операционной зоны диспетчерского центра.
Предложена методика оценки величины вращающего резерва на электростанциях операционной зоны диспетчерского центра.
Практическая ценность и реализация результатов работы.
Проведенные исследования были использованы при разработке программы реорганизации региональных диспетчерских управлений ОАО «СО ЕЭС».
Разработанная методика оптимизации размещения резервов мощности позволяет снизит дефицит мощности при отключении отдельных элементов сети и, следовательно, уменьшить снижение частоты при аварийных отключениях в сети.
Предложенная методика оценки величины вращающего резерва позволит диспетчеру получать оперативные прогнозные оценки резерва первичной регулирующей мощности и, остающегося в его распоряжении, вторичного резерва после загрузки агрегатов действием первичных регуляторов при соответствующих отклонениях частоты от текущего значения.
Исследования результатов экспериментальной проверки систем первичного регулирования в ОЭС Северного Кавказа показали: при качественном положительном результате эксперимента по оценке регулирования частоты в ОЭС Северного Кавказа, следует отметить недостаточную реакцию станции нормированного регулирования, что требует совершенствования их систем первичного регулирования частоты.
5. Результаты исследований внедрены и используются в центре
тренажерной подготовки ОАО «СО ЕЭС» при подготовке диспетчерского
персонала системного оператора всех уровней диспетчерского управления -
ЦДУ, ОДУ и РДУ.
Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы доложены и обсуждены на 9 конференциях и семинарах, в том числе: III Международной научно-практической конференции «Современные энергетические системы и комплексы и управление ими», Новочеркасск, ЮРГТУ (НПИ), 2003г.; VII, VIII и IX региональных научно-технических конференциях «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону», Ставрополь, СевКавГТУ, 2003, 2004 и 2005 г.г.; 33 и 37 научно-технических конференциях
по результатам работы ППС, аспирантов и студентов Северо-Кавказского государственного технического университета за 2003 и 2007 года, Ставрополь, СевКавГТУ; XXVI и XXVII сессиях семинара «Кибернетика электрических систем», Новочеркасск, ЮРГТУ (НПИ), 2004 и 2006 г.г.; совещании по вопросам повышения качества регулирования частоты электрического тока в ЕЭС России ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» в 2003 г.; международной конференции «Энергетические связи между Европейским союзом и Россией в глобальном контексте», 18-19 апреля 2005, Париж, Франция.
Публикации. По содержанию и по результатам диссертационной работы опубликовано 11 печатных работ, две из них в изданиях, рекомендованных ВАК.
Основные положения, выносимые на защиту:
Методики анализа и оптимизации структуры РДУ ОАО «СО ЕЭС» с использованием методов нечеткой логики.
Методы организации информационных табло визуализации режима и резервов активной мощности энергосистемы.
Методика оптимизации размещения резервов мощности, позволяющая снизить дефицит мощности при отключениях отдельных элементов сети и, следовательно, уменьшить снижение частоты в системе при аварийных отключениях.
Методика оценки величины вращающего резерва, которая позволит диспетчеру получать оперативные прогнозные оценки резерва первичной регулирующей мощности и остающегося в его распоряжении вторичного резерва после загрузки агрегатов действием первичных регуляторов при соответствующих отклонениях частоты от текущего значения.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы и шести приложений. Основное содержание работы изложено на 206 страницах, включающих 34 рисунка и 11 таблиц. Список литературы содержит 111 наименований.
Надежная работа'диспетчерских «человеко-машинных» систем
Надежная работа диспетчерского персонала является чрезвычайно важным фактором обеспечения надежного функционирования энергосистем.
Состояние энергосистемы диспетчерский персонал оценивает по информации, которую он получает от нижестоящего оперативного персонала, а так же от средств автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ), причем последний канал получения информации приобретает в последнее время все большее значение в связи с развитием рынка электроэнергии. При этом правильное представление о состоянии управляемого объекта зависит не только от полноты полученной информации, но и от способа ее предъявления диспетчеру.
Объем работы, выполняемый диспетчерским персоналом, весьма многообразен и рассмотрение всех его аспектов представляется достаточно объемной задачей, которая не может быть решена в рамках одной работы. Поэтому сразу определим, что в настоящей работе будут рассмотрены вопросы обеспечения надежной работы диспетчерского персонала в нормальных режимах работы энергосистемы.
Диспетчерское управление энергосистемой является ярким примером системы "человек-машина", поэтому для обеспечения надежной работы такой системы необходим учет как технических характеристик машинной части системы, так и учет психологических характеристик человека [9-13].
Скорость запоминания и воспроизведения оперативной информации является важнейшей характеристикой, определяющей пропускную способность системы "человек-машина". Она прямо связана с оперативной памятью человека, позволяющей сохранять текущую информацию на время, необходимое для решения тех или иных практических задач. Если объем поступающей информации не превышает объем оперативной памяти, то вся она успевает перерабатываться. По данным [9] такой баланс возможен при скорости поступления информации в несколько бит/сек. Однако, если длина последовательности символов даже ненамного превышает емкость оперативной памяти, скорость запоминания резко снижается до десятых долей бит/сек и менее.
Основные пути повышения скорости функционирования оперативной памяти: сокращение длины последовательности воспринимаемых человеком сигналов и применение технических средств, разгружающих память.
Нормальные условия работы оперативной памяти для решения сложных задач создаются при одновременном предъявлении не более 10-15 показателей. Примерно таково же предельное число объектов, сведения о которых характеризуется несколькими параметрами. Откуда следует, что объем, состав и форма предъявления информации должны соответствовать как решаемым задачам, так и психологическим возможностям человека. Сигналы должны быть лаконичными, так как быстрота и точность приема, переработки информации человеком приблизительно пропорциональна количеству элементов, которые оператор должен держать под наблюдением.
Форма информации не должна требовать от человека дополнительного перекодирования. Общий объем информации должен способствовать максимально возможной разгрузке оперативной памяти. Сигналы системы информации должны обеспечивать диспетчеру возможность предвидения общей ситуации и результатов своих действий. А характеристики сигналов -необходимый уровень дифференциального восприятия этих сигналов.
Объем информации должен исключать как недогрузку, так и перегрузку. Информация должна подаваться таким образом, чтобы оптимальный уровень бодрствования диспетчера оставался постоянным.
Кодирование зрительной информации [10] оказывает большое влияние на надежность и эффективность приема и переработки информации человеком. При кодировании различных качественных и количественных характеристик объектов можно использовать алфавиты различных видов: - условные знаки; - буквы; - математические знаки; - абстрактные геометрические фигуры; - ориентировка линий в пространстве; - цветовой тон; - цифры и т.д.
Вид алфавита выбирается с учетом характера передаваемой информации и задач, решаемых диспетчером для обеспечения максимальной скорости, надежности обнаружения, различения, идентификации и декодирования информации человеком.
Главную роль в опознании знака играет его контур, который должен быть хорошо различим. В зависимости от признаков отображаемого объекта к контуру добавляют внутренние и наружные детали, буквы, цифры и используют цвет.
Реформирование структуры.филиалов Системного оператора
Процесс производства в электроэнергетике не является суммой вкладов отдельных производителей. Это единая технология производства и доставки электроэнергии потребителям по сетям передачи. Поскольку хранение электроэнергии - задача технологически сложная и дорогостоящая, спрос и предложение должны быть сбалансированы в каждый момент времени. Другими словами, если при равном потреблении один производитель увеличил свою нагрузку, то другой должен соответственно уменьшить. Кроме того, пропускная способность сети, параметры качества электроэнергии (такие, как частота, напряжение) накладывают дополнительные ограничения на «профиль нагрузки» генераторов. Все это отражает технологическую зависимость одних участников от других и ставит вопрос об эффективности диспетчерского управления.
Формирование оперативных зон диспетчерских центров уровня ОДУ состоялось в период интенсивного развития электроэнергетики в 50-е и 70-е годы прошлого века и, в основном, было завершено в начале 70-х годов.
Диспетчерские центры создавались исходя из необходимости обеспечения надежности постоянного растущих энергоузлов, их объединения в более крупные узлы, обеспечения выдачи мощности крупных электростанций. Оперативные зоны диспетчерского управления росли по мере электрификации территорий, изменялись при административных реформах. Последнее существенное изменение зон диспетчерского управления произошло в период распада СССР.
В настоящий момент осуществляется глубокое и крупномасштабное реформирование РАО «ЕЭС России» и электроэнергетической отрасли в целом. Целями реформирования являются повышение эффективности предприятий электроэнергетики посредством выделения конкурентных видов деятельности, а также создание условий для развития электроэнергетики на основе частных инвестиций.
Для этого из состава вертикально-интегрированных энергокомпаний выделяются самостоятельные компании по следующим видам деятельности: генерация, передача, распределение, сбыт, диспетчеризация и ремонтная деятельность. При этом в качестве конкурентных видов деятельности признаются генерация и сбыт, в качестве естественно-монопольных — передача, распределение и диспетчеризация.
Под диспетчеризацией согласно ст. 11 Федерального закона РФ от 26.03.03 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» (далее по тексту — Закон об электроэнергетике)[22] понимается оперативно-диспетчерская деятельность, включающая в себя комплекс мер по централизованному управлению технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей в пределах единой энергетической системы России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, осуществляемых субъектами оперативно-диспетчерского управления, уполномоченными на осуществление указанных мер в порядке, установленном Законом об электроэнергетике.
Целью оперативно-диспетчерской деятельности в электроэнергетике является обеспечение надежного энергоснабжения и качества электрической энергии, соответствующих требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям, установленным иными нормативными актами, и принятие мер для обеспечения исполнения обязательств субъектов электроэнергетики по договорам, заключаемым на оптовом и розничных рынках.
Основным субъектом оперативно-диспетчерской деятельности в соответствии со ст. 12 Закона об электроэнергетике является Системный оператор. Системный оператор имеет 3-х уровневую структуру: высший уровень представлен Центральным диспетчерским управлением (ЦДУ), средний уровень — Объединенными диспетчерскими управлениями, низший уровень - Региональными диспетчерскими управлениями (РДУ).
Проблемы оптимизации структуры РДУ системного оператора
При моделировании сложных систем невозможно учесть достаточно большое число реальных факторов, поскольку это привело бы к чрезмерному усложнению модели. Поэтому в модель приходится вводить лишь ограниченное число таких факторов, которые по тем или иным соображениям считаются наиболее существенными. При этом возможны два подхода. Неучтенные в описании модели факторы можно считать абсолютно несущественными и полностью их игнорировать при принятии решений с использованием этой модели. С другой стороны, при втором подходе можно явно не вводить "несущественные факторы" в математическую модель, но учитывать их влияние, допустив, что отклик модели на то или иное воздействие (выбор альтернативы) может быть известным лишь приближенно или нечетко.
В традиционном подходе главными элементами процесса принятия решения являются: 1. Множество альтернатив, 2. Множество ограничений, которые необходимо учитывать при выборе между различными альтернативами, 3. Функция предпочтительности, определяющая переход из пространства альтернатив в некоторое другое пространство и ставящая каждой альтернативе в соответствие выигрыш (или проигрыш), который получают в результате выбора этой альтернативы.
При рассмотрении этого процесса с более общих позиций принятия решений в нечетких условиях естественной представляется другая логическая схема, отличительной чертой которой является симметрия по отношению к целям и ограничениям [39]. Эта симметрия устраняет различия между целями и ограничениями и позволяет достаточно просто сформировать на их основе решение.
Под нечеткой целью подразумевается цель, которую можно описать как нечеткое множество в соответствующем пространстве. Пусть X -заданное множество альтернатив. Тогда нечеткая цель, или просто цель, G будет определяться фиксированным нечетким множеством G в X [30].
При обычном подходе функция- предпочтительности, используемая в процессе принятия решения, служит для установления линейной упорядоченности на множестве альтернатив. Очевидно, что функция принадлежности е(х) нечеткой цели выполняет ту же задачу и может быть получена из функции предпочтительности с помощью нормализации, сохраняющей установленную линейную упорядоченность.
Подобным же образом нечеткое ограничение, или просто ограничение, С в пространстве X определяется как некоторое нечеткое множество в X. Важным моментом здесь является то, что и цель и ограничение рассматриваются как нечеткие множества в пространстве альтернатив; это дает возможность не делать между ними различия при формировании решения.
Решение - это по существу выбор одной или нескольких из имеющихся альтернатив. Проблема принятия решения в нечетких условиях интерпретируется как комплексное влияние нечеткой цели G и нечеткого ограничения С на выбор альтернатив и характеризуется пересечением G X С, которое и образует нечеткое множество решений D, т.е. D = GXC (2.1) Функция принадлежности для множества решений задается соотношением MD (Х) = MG (Х) Л Мс (X) (2.2) В более случае, если имеется п целей и m ограничений, то результирующее решение определяется пересечением всех заданных целей и ограничений, т.е. D = G1n...nGnnCln...r\Cm (2.3) и, соответственно, MD = MG} Л - л MG„ Л //CI Л ... Л /ЛСт (2.4)
В приведенном определении нечеткие цели и ограничения входят в выражение для D совершенно одинаковым образом. Такое определение решения как нечеткого множества в пространстве альтернатив может показаться несколько искусственным. На самом деле оно совершенно естественно, поскольку нечеткое решение может рассматриваться как некоторая "инструкция", нечеткость которой является следствием неточности формулировки поставленных целей и ограничений.
Во многих случаях все же разумно выбирать те альтернативы, которые имеют максимальную степень принадлежности к D. Если таких элементов несколько, то они образуют обычное множество, которое называется оптимальным решением, а каждый элемент этого множества -максимизирующим решением.
Практический интерес представляет более общий случай, когда цели и ограничения - нечеткие множества в разных пространствах. Пусть f -отображение из X в Y, причем переменная х обозначает входное воздействие, а у - соответствующий выход.
Оперативный контроль (мониторинг) первичного и вторичного резерва мощности электростанций
Диспетчер, управляющий работой энергосистемы, расположенной, как правило, на значительной территории, с различными климатическими условиями и рельефом местности, вынужден принимать решения в условиях трудно предсказуемых отказов оборудования и ЛЭП.
Одна из наиболее важных диспетчерских задач выбора в данных условиях — задача определения величины резервов мощности и их распределения по операционной зоне соответствующего диспетчерского центра. Имея данные о плановом графике нагрузки, составе работающего оборудования, конфигурации электрической сети и характеристиках надежности оборудования и ЛЭП, диспетчерскому центру необходимо обработать эту информацию и принять правильное решение, которое позволит в аварийной ситуации обойтись без отключения потребителей за счет правильно выбранного резерва мощности.
Математическое ожидание — наиболее простой и естественный критерий выбора в ситуациях, когда будущие колебания нагрузки, состав работающего оборудования и конфигурация сети носят вероятностный характер.
Вместе с тем, согласно статье 13 закона «Об энергетике» - обеспечение надежного энергоснабжения и экономической эффективности оперативных диспетчерских команд и распоряжений является приоритетом при осуществлении оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике. Условием любых действий системного оператора и иных субъектов оперативно-диспетчерского управления является выбор наиболее экономически эффективного решения, которое обеспечивает безопасное и безаварийное функционирование технологической инфраструктуры электроэнергетики и качество электрической энергии, соответствующие требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям, установленным иными нормативными актами.
Большие резервы мощности приводят к снижению экономической эффективности, однако недостаток резервов во время технологического нарушения может также привести к значительным экономическим потерям, поэтому выбор рационального размера резервов мощности является важной задачей диспетчерского центра.
Неприятие возможности возникновения дефицита мощности часто рассматривается как естественное решение указанной проблемы, когда резерв мощности выбирается не менее мощности самого крупного источника электрической энергии в операционной зоне. Однако такой выбор не бесспорен, так как экономически не всегда оправдан.
Если принять #,- дефицит электроэнергии при возникновении І-ГО технологического нарушения, то условие непринятия возможности дефицита будет иметь вид ра=тэхв, (3.5) где р - резерв мощности, выбранный исходя из неприятия возможности дефицита.
На практике резерв мощности выбирают исходя из «Основных принципов определения и размещения резервов мощности в ЕЭС, ОЭС» (введены в действие распоряжением системного оператора от 27.12.2004г. №50р). В соответствии с указанными принципами в качестве величины резерва выбирается большее из двух значений PV=6V T или /?v=/lPm„/100, (3.6) где Ртах - прогнозное потребление в час максимума нагрузки, п - норматив резерва для ОЭС (%), например для ОЭС Юга п=6%. Под балансовой надежностью понимается способность системы удовлетворять потребности в электроэнергии требуемого качества на рассматриваемом интервале времени при учете ограничений и отказов оборудования [84,85].
В проблематике анализа балансовой надежности можно выделить ряд задач, значительно различающихся сложностью и представляющих самостоятельный интерес. К ним относятся задачи анализа надежности только генерирующей подсистемы (в зарубежной практике [86] эта задача обозначается как задача первого иерархического уровня - НІЛ), генерирующей и передающей подсистем (HL2) и генерирующей, передающей и распределительной подсистем одновременно (HL3). Следует заметить, однако, что последняя задача в настоящее время, практически не разработана.
С другой стороны, задачи анализа надежности различаются способами представления нагрузки [87,88]. Последняя может варьироваться от простейшей модели, когда предполагается, что величина нагрузки равна своему ожидаемому максимуму на протяжении исследуемого интервала, до наиболее подробной, т.е. хронологической почасовой модели нагрузки с учетом случайных колебаний, вызванных неточностями прогноза. Первое предположение, конечно, грубое, однако получаемые в этом случае "абсолютные значения" показателей надежности вполне могут оказаться полезными, поскольку позволяют сравнивать различные альтернативы не только качественно, но и количественно.
В большинстве реальных энергосистем вся нагрузка не может быть сведена к одному узлу, а использование генерирующей мощности в различных узлах системы ограничено пропускной способностью сети.
