Концепция SMART GRID – инструмент повышения энергоэффективности. Путеводитель по контрольной панели драйвера NVIDIA · центральный сервер

Размер: px

Начинать показ со страницы:

Транскрипт

1 ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНАЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА С АКТИВНО- АДАПТИВНОЙ СЕТЬЮ: СТРУКТУРА, МЕТОДИЧЕСКИЕ ПРИНЦИПЫ, СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ Иркутск, 2013

2 План доклада 1. Введение 2. Перспективные направления развития ЕЭС России 3. Принципы формирования ИЭС ААС 4. Иерархическое адаптивное управление режимами ИЭС ААС 5. Информационное обеспечение управления ИЭС ААС 6. Подсистемы автоматического, оперативного и противоаварийного управления ИЭС ААС 7. Перспективы применения результатов работы и дальнейшее развитие идеологии ИЭС ААС 8. Заключение

3 Введение ЕЭС России, созданная более 60 лет назад, является уникальным организационно-техническим объектом. Однако централизованная система организации и управления ЕЭС в условиях современной постреформенной России нуждается в коренной модернизации. В последние десятилетия приходится говорить о неудовлетворительном состоянии технологического потенциала российской электроэнергетики. Для решения существующих проблем необходим переход отечественной электроэнергетики на новое качество управления путем формирования целостной многоуровневой системы управления с увеличением объемов автоматизации и повышением надежности всей системы, включая самые слабые и уязвимые звенья.

4 В последнее десятилетие в передовых странах мира развивается технология Smart Grid (интеллектуальная сеть). Существуют уже десятки пилотных проектов, где применение «умных счетчиков», «умных лифтов», «умных домов», использование солнечной и ветровой энергии в сочетании с «умными домами» дает существенный выигрыш потребителю в оплате услуг энергетических организаций. Введение Электроснабжающие организации получают положительный эффект благодаря сглаживанию графика пиковой нагрузки и уменьшению потерь электроэнергии.

5 Введение По аналогии с концепцией Smart Grid, переход российской электроэнергетики на интеллектуальный уровень предусматривает создание новой технологической платформы ЕЭС России интеллектуальной энергосистемы с активноадаптивной сетью (ИЭС ААС). В 2010 году концепция ИЭС ААС была разработана ОАО «НТЦ Электроэнергетики» и одобрена ОАО «ФСК ЕЭС». ИЭС ААС представляет клиенто ориентированную ЭЭС нового поколения, которая должна обеспечить доступность использования ресурса, надежное, качественное и эффективное обслуживание потребителей электроэнергии за счет гибкого взаимодействия всех ее субъектов (всех видов генерации, электрических сетей и потребителей) на основе современных технологических средств и единой интеллектуальной иерархической системы управления.

6 Переход к интеллектуальной энергосистеме с активноадаптивной сетью Основные функции ЕЭС России Генерация Передача и распределение электроэнергии Потребление Существуюшая ЕЭС России Приоритет крупной генерации (управление активное по заданию) Пассивная система передачи (управление генерацией, потреблением, управление за счѐт коммутаций) Свободное использование электроэнергии потребителем с учѐтом внешних ограничений ИЭС ААС Переход к качественно новой интеллектуальной энергосистеме Любая генерация, в т.ч. нетрадиционная и распределѐнная. Активное управление при общей координации ИЭС ААС Активно-адаптивная система передачи с управлением в режиме реального времени Рисунок. 1. Гибкое эффективное использование электроэнергии с адаптацией к системной ситуации

7 Технологическая инфраструктура ИЭС ААС Возобновляемые и невозобновляемые источники энергии Возобновляемые и невозобновляемые источники энергии Системы регулирования параметров: - перетоки мощности - напряжения - частота и т.д. Традиционная генерация Единая национальная электрическая сеть Распределѐнные сети Активные потребители Интеллектуальные системы электроснабжения Интеллектуальные системы электроснабжения Адаптивная система регулирования потребления Устройства измеряющие: - электрическая нагрузка - модули напряжения - фазу напряжения - сопротивления сети Накопители энергии Превентивные системы мониторинга и управления Адаптивная система управления Интеллектуальная энергосистема (Smart Grid) Основные признаки Smart Grid: - развитые системы учѐта и измерений - адаптивная система регулирования потребления (АСР) - системы саморегулирования местных источников (включая невозобновляемые и возобновляемые источники энергии) - координация из общей системы управления Рисунок. 2.

8 Определение ИЭС ААС ИЭС ААС представляет собой клиенто-ориентированную ЭЭС нового поколения, которая должна обеспечить доступность использования ресурса, надежное, качественное и эффективное обслуживание потребителей электроэнергии за счет гибкого взаимодействия всех ее субъектов (всех видов генерации, электрических сетей и потребителей) на основе современных технологических средств и единой интеллектуальной иерархической системы управления. Клиенто-ориентированность ИЭС ААС это новый уровень отношений между энергетическими компаниями и потребителями электроэнергии с формализацией отношений в части надежности и качества электроснабжения.

9 Новые свойства энергосистемы в рамках концепции ИЭС ААС Для реализации концепции ИЭС ААС необходимо обеспечить энергосистеме новые свойства, в том числе: взаимодействие сети с любыми видами генерации, включая малые и альтернативные источники энергии; взаимодействие сети с потребителями на основе эффективного использования электроэнергии за счет ситуационного регулирования нагрузки с максимальным учетом требований потребителей; создание новой сетевой топологии электроэнергетики с иерархической территориальной и технологической сегментацией и гибкими активно-адаптивными межсегментными связями, обеспечивающими обмены и регулирование базовой, полупиковой и пиковой мощностей с помощью соответствующей системы автоматического регулирования;

10 Новые свойства энергосистемы в рамках концепции ИЭС ААС реализацию адаптивной реакции энергосистемы и электрической сети на текущую ситуацию на основе сочетания централизованного и местного управления в нормальных и аварийных режимах; освоение новых информационных ресурсов и технологий для оценки ситуаций, выработки и принятия оперативных и долговременных решений для реализации эффективного управления; обеспечение расширения рыночных возможностей инфраструктуры путем взаимного оказания широкого спектра услуг субъектами рынка и инфраструктурой.

11 Генерация в ИЭС ААС

12 Сетевые компоненты ИЭС ААС

13 Концепция активного потребителя Концепция ИЭС ААС нацелена на реализацию активной стратегии потребителя, под которой понимается обеспечение возможности самостоятельного изменения потребителями объема и функциональных свойств получаемой электроэнергии на основании баланса своих потребностей и возможностей энергосистемы. Другими словами, она стимулирует потребителей к участию в регулировании нагрузки. В интеллектуальной системе электроснабжения конечный потребитель электроэнергии рассматривается в качестве партнера субъектов электроэнергетики в части обеспечения надежной работы энергосистемы и приобретает статус «активного».

14 Концепция активного потребителя «Активный потребитель» вправе выбирать: режим своего электропотребления в соответствии с необходимостью выполнения производственных планов по выпуску продукции или обеспечению энергией домохозяйства, оптимизируя затраты на покупку электроэнергии с внешних рынков; степень своего участия в предоставлении дополнительных услуг управляемых активных и реактивных нагрузок (мощностей) для управления со стороны Системного оператора; условия загрузки собственной мощностью (при ее наличии) для формирования заявки на участие в покупке/продаже электроэнергии на оптовом и розничном рынках.

15 Базовые субъекты ИЭС ААС Базовые субъекты Потребители Рынки Поставщики услуг Эксплуатация и развитие Оптовая генерация Передача Распределение Объекты субъекта Конечные пользователи э/энергии: промышленность, транспорт, строительство, деловой и коммерческий сектор, домохозяйства Участники рынка и Операторы Организации, предоставляющие услуги субъектам оптового и розничных рынков Генерирующие компании, электросетевые организации Генерирующие компании Электросетевые организации Электросетевые организации и потребители электроэнергии Факторы, подлежащие учету Способность управлять использованием э/энергии, включая возможность ее генерации и сохранения Возможность организовать торговлю электроэнергией Наличие структур и технологий, обеспечивающих предоставление услуг Способность обеспечить управление функционированием и развитием энергосистемы Таблица 1 Возможность генерации электроэнергии, включая ее хранение для дальнейшего распределения Передача больших количеств э/энергии на большие расстояния, включая, при необходимости, хранение и генерацию э/энергии Распределение э/энергии между потребителями и от потребителей, включая, при необходимости, хранение и генерацию э/энергии

16 Иерархическое адаптивное управление режимами ИЭС ААС: Функциональная структура управления Центры управления ИЭС ААС Центры оперативнодиспетчерского управления Системы программного обеспечения, формирующего управляющую среду Прикладные программные комплексы (off-line, on-line) Инструментальные программные средства Центры оперативнотехнологического управления Системы выдачи управляющих воздействий Системы сбора, обработки и передачи информации Центры сбора и обработки данных информация Системы отработки управляющих воздействий Системы первичных измерений Системы коммерческого учѐта Системы технического учѐта управление Энергообъекты ААС («цифровая подстанция») Рисунок 3

17 Уровни управления ИЭС ААС Стандартный интерфейс 1-ый уровень Стандартный интерфейс АС диспетчерского управления АС технологического управления АС управления технологическими процессами Управление режимами Регулировка качества, учѐт электроэнергии Измерения, контроль, диагностика Иерархическая система диспетчерского управления ГЕНЕРАЦИЯ (энергетические, тепловые и другие установки) Приборы и оборудование электроустановок СЕТИ (передающие и распределительн ые, подстанции, распредпункты) Приборы и оборудование сетей и подстанций 2-ой уровень ПОТРЕБИТЕЛИ (установки и сети) 3-ий уровень Приборы и оборудование потребителей Рисунок 4

18 Иерархия уровней («качества») управления в ИЭС ААС 6. Интеллектуальное управление система управления со встроенными функциями искусственного интеллекта, осуществляющими функции целеполагания. 5. Интеллектное управление - система управления со встроенными функциями искусственного интеллекта без функции целеполагания. 4. Адаптивное управление изменения параметров регулятора или структуры регулятора в зависимости от изменения параметров объекта управления или внешних возмущений, действующих на объект управления. СРЕДА 3. Робастное управление устойчивое управление при существующих изменениях параметров объекта управления или внешних возмущение, действующих на объект управления 2. Позиционное управление управление заданным состоянием объекта управления 1. Программное управление управление заданной траекторией движения объекта Объект управления Рисунок 5

19 Структура иерархического координированного адаптивного управления режимами ИЭС ААС ЕДИНЫЙ ЦЕНТР УПРАВЛЕНИЯ Ситуационный центр ЕЭС России Иерархическая распределѐнная информационнотехнологическая структура диспетчерских и управляющих центров энергетики 1-ый уровень диспетчерские центры Системного Оператора (ЦДУ, ОДУ, РДУ), ФСК ЕЭС (ЦУС ЕНЭС, территориальные ЦУС) 2-ой уровень центры управления МРСК (ЦУС РСК,ЦУС ПЭС) 3-ий уровень АСУ ТП подстанций ФСК ЕЭС, АСУТП электростанций, центры управления распредсетей Информационно-транспортная сеть на базе Единой Цифровой Сети Связи Электроэнергетики (ЕЦССЭ) Иерархический комплекс электрооборудования аппаратов и исполнительных устройств Пункты оперативно-технологического управления потребителей Рисунок 6

20 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.

21 Требования к системе управления ИЭС ААС 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. Защита систем управления и информационного пространства от целенаправленных электромагнитных воздействий и кибератак.

22 Технологии интеллектуального управления в ИЭС ААС 1. 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. 2. 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). 3. Технологии адаптивного векторного управления гибкими системами переменного тока - первичное и вторичное автоматическое управление напряжением и реактивной мощностью, дооптимизации режимов по реактивной мощности в границах графика нагрузки, установленного СО. 4. 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.

23 Технологии интеллектуального управления в ИЭС ААС 5. Технологии проектирования, создания и поддержания в работоспособном состоянии крупномасштабных систем передачи информации в ИЭС ААС системный анализ, верификация и валидация системы, моделирование и мониторинг параметров информационной сети для своевременного определения проблемных участков в информационной структуре ИЭС ААС. 6. Технологии адаптивного автоматического управления для возобновляемых источников энергии (ВИЭ), в том числе ветровых, приливных, солнечных, в т.ч. в перспективе космических солнечных электростанций. 7. 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».

24 Информационное обеспечение управления ИЭС ААС: Временная диаграмма мониторинга, прогнозирования и управления Момент времени для оценивания состояния Текущий момент времени Момент времени для мониторинга состояния Момент времени для автоматических УВ Момент времени для диспетчерских УВ t Интервал для сбора данных Интервал для оценивания состояния и прогнозирования Интервал для реализации автоматических УВ Рисунок 7 Интервал для реализации диспетчерских УВ

25 Задачи блока мониторинга, прогнозирования и управления в ИЭС ААС В состав блоков мониторинга и прогнозирования нормальных, предаварийных и послеаварийных режимов ЭЭС для целей управления входят следующие задачи: оценивание состояния (ОС) системы; прогнозирование параметров предстоящего режима - ОС дает только текущую оценку режима с определенным запаздыванием, но для задач мониторинга и управления ИЭС ААС требуется некоторое упреждение оценки состояния системы («управлять значит предвидеть»); оценка слабых мест в системе в предстоящем режиме; оценка пропускных способностей связей в предстоящем режиме - необходима для эффективного использования запасов при оперативном и автоматическом управлении за счет соответствующих управляющих воздействий; визуализация предстоящего режима; определение показателей и критериев перехода из нормального в предаварийный режим и обратно, а также из послеаварийного режима в нормальный.

26 Задача оценивания состояния в ИЭС ААС В ИСЭМ СО РАН были сформулированы основные направления развития методов оценивания состояния (ОС) для получения наиболее полной картины текущего состояния ИЭС ААС: 1. Декомпозиция задачи ОС при расчете интеллектуальных энергосистем с многоуровневой иерархической структурой на базе современных сетевых технологий и мультиагентных подходов. 2. Использование синхронизированных измерений комплексных электрических величин (данных PMU) для повышения эффективности алгоритмов ОС ЭЭС и алгоритмов декомпозиции задачи ОС. 3. Повышение эффективности алгоритмов достоверизации телеинформации (ТИ и ТС). Разработка методов проверки достоверности PMU-измерений на базе априорных методов достоверизации ТИ. 4. Использование робастных критериев ОС; 5. Применение методов искусственного интеллекта (нейросетевые и мультиагентные технологии, генетические алгоритмы, имитационного отжига) в алгоритмах ОС 6. Использование динамических алгоритмов для достоверизации измерительной информации, расчета текущего режима (оценивания состояния) и прогнозирования режимов ИЭС ААС.

27 Интеллектуальное прогнозирование в ИЭС ААС Существенные изменения в мировой и российской энергетики последних лет, такие как: усложнение топологии энергосистем, увеличение доли возобновляемых источников энергии, развития конкурентного рынка электроэнергии, приводят к тому, что изменения основных параметров режима и различных характеристик ЭЭС приобретают непредсказуемый, резкоизменчивый характер, что что вынуждает инженеров и исследователей обращаться к новым, более сложным моделям прогнозирования. В таких условиях традиционные статистические и регрессионные подходы не позволяют достичь необходимой точности прогноза, которая крайне важна в современных электроэнергетических расчѐтах. Поэтому разработки последних лет, сосредоточены на разработке прогнозных подходов на базе алгоритмов и методов искусственного интеллекта: нейросетевые технологии, экспертные системы, модели машинного обучения, нечѐткие вычисления, идеология «добычи данных», коммитетные методы

28 Интеллектуальное прогнозирование в ИЭС ААС Несмотря на достоинства интеллектуальных алгоритмов прогнозирования, отмеченных в целом ряде статей последних лет, многие исследователи полагают, что вопрос о высокой эффективности, к примеру, нейронных сетей (ИНС) или нечѐтких систем, в решении задачи прогнозирования всѐ ещѐ остаѐтся открытым. Интеллектуальным решением отмеченных выше случаев, представляется использования гибридных подходов и моделей, когда комбинирования различных интеллектуальных и традиционных моделей, позволяет получить наиболее эффективные решения, прежде всего гарантируемую точность прогноза. К перспективным гибридным моделям на данном этапе можно отнести следующие сочетания: АРПСС и ИНС, нечѐтких систем и ИНС, экспертных систем и ИНС, преобразования Гильберта- Хунга с моделями ИНС и машин опорных векторов и т.д.

29 Гибридная модель ПГХ+ИНС+МОВ для краткосрочного прогнозирования Исходные данные (от системы SCADA, датчиков PMU. Телеметрии) Параметры режима ЭЭС Преобразование Гильберта- Хуанга Разложение на эмпирические моды Преобразование Гуанга Моды, частоты, амплиту ды Выделение признаков и отбор данных Генетические алгоритмы Бустинг деревьев решений Алгоритм «Случайный лес» Готовая обучаю щая выборка Выбор оптимальной прогнозной модели Искусственные нейронные сети Машины опорных векторов Тестовая выборка Тестирование прогнозных моделей Рис. 8 Общая диаграмма гибридного подхода для создания прогнозных моделей Рис. 9. Разложение исходной реализации на эмпирические моды (преобразование задачи прогнозирования временного ряда в задачу регрессии)

30 Средня ощибка прогноза, MAPE, % Средня ощибка прогноза, MAPE, % Применение гибридной модели ПГХ-ИНС-МОВ для краткосрочного прогноза перетока мощности и цены на электроэнергию active power flow, MVt real active power flow HHT-GA-ANN model forecast HHT-GA-SVM forecast time (minute) Экспон. сглаживание АРПСС ИНС Гибридная ПГХ-МОВ Рис. 10. Результаты прогнозирования перетока мощности «1 минут вперѐд» Гибридная ПГХ-ИНС 7 6 фактическая скорость ветра прогноз на базе гибридной модели Скорость ветра Время (часы) ИНС Гибридная ПГХ- МОВ Рис. 11. Результаты прогнозирования скорости ветра на«24 часа вперѐд» Гибридная ПГХ- ИНС

31 Интеллектуальный мониторинг режимов работы ИЭС ААС Концепция интеллектуального мониторинга включает следующие действия: сбор данных - эти данные подаются в системы предварительной обработки данных, которая определяет наиболее важные и критические данные, оказывающие влияние на развития режима. классификация (кластеризация) состояний ЭЭС - цель этой процедуры заключается в том, чтобы определить насколько опасно то или иное состояние системы. интерпретация полученных кластеров (состояний) состояния для того чтобы оператор смог выработать превентивные меры

32 Интеллектуальная система мониторинга и оценки безопасности режима работы ЭЭС для раннего выявления аварийных режимов Основная идея использования нейросетевого классификатора Кохонена заключается в создании модели, которая обучается классифицировать различные состояния ЭЭС, выявлять и предсказывать аварийные ситуации (рис. 12) для предупреждения оператора и запуска систему превентивного управления. Автономный процесс формирует кластерную модель оценки безопасности состояния ЭЭС для непосредственного использования в режиме онлайн. Кластерная система обучается на базе набора обучающих примеров, которые случайным образом генерируют случайные ситуации в ЭЭС. В онлайн режиме, используются измерения в реальном времени, которые поступают в обученную модель от системы SCADA. Он-лайн режим 1. Формирование выборки Сбор данных с датчиков Предобработка данных (нормализация) Электроэнергетическая сеть SCADA 1. Выборка измерений Отбор данных Предобработка данных 2. Схема кластеризации 2. Оценка безопасности Модель кластеризации для оценки безопасности Состояние безопасности вероятность прогнозного состояния в % Офф-лайн режим Рис. 12. Основная блок-схема предложенного подхода для оценивания и классификации со-стояния системы

33 Примеры интеллектуальных моделей и систем для ИЭС ААС Таблица 2 Интеллектуальные модели и системы Программные интеллектуальные агенты и многоагентные системы в сетевых информационно-управляющих системах Интеллектуальные нечеткие системы с виртуальными моделями ассоциативного поиска Системы управления с распределенными прогнозирующими моделями Нейросетевые интеллектуальные системы распознавания аварийных режимов и прогнозирования предстоящего режима Обучающие экспертные системы Экспертные системы помощники диспетчера Назначение Автоматическое решение комплекса задач управления нормальными, ситуационными, и аварийными режимами электростанций, электрических сетей, системы управления Обнаружение и локализация предаварийных режимов, оценка динамики участия генерирующих объектов глобальной энергосистемы Управление нормальными, ситуационными, и аварийными режимами электростанций, электрических сетей, системы управления Обнаружение и локализация предаварийных режимов, прогнозирования параметров предстоящего режима работы Обучение операторов- диспетчеров управлению ЭЭС в ситуационных режимах Мониторинг степени статической устойчивости ЭЭС

34 Оперативно-диспетчерское управление режимами ИЭС ААС Новые средства измерения параметров режима энергосистем (PMU, цифровые измерительные устройства) и управления ими (FACTS, накопители энергии и др.), радикально повышающие наблюдаемость и управляемость энергосистем, современные средства коммуникаций, новые информационные технологии и методы искусственного интеллекта, высокоэффективные компьютерные средства, принципиально изменяющие процессы сбора, обработки, передачи, представления (визуализации) и использования информации, позволяют на новой основе существенно повысить эффективность оперативного-диспетчерского управления режимами ИЭС ААС. Развитие методов оперативно-диспетчерского управления связано с совершенствованием информационного обеспечения, автоматизацией подготовки вариантов оперативных решений, автоматизации управления, увеличения доли автоматического управления в задачах регулирования и ограничения параметров режима, автоматизации расчетов оптимальных режимов и их реализации и др. при сохранении контроля со стороны оперативно диспетчерского персонала в необходимом объеме.

35 Cистемы мониторинга предельных режимов в рамках ИЭС ААС На блок-схеме (рис. 13) показано место ИНС, которая применяется для подготовки расчетной информации, и место ОС предельного режима в процессе управления ИЭС ААС. С помощью SCADA и WAMS собирается информация об ЭЭС. Полученные данные после блока достоверизации поступает на вход ИНС. Ответом обученной ИНС являются значения весовых коэффициентов ПИ для данного режима. Эти значения дополняют расчетные данные. Далее выполняется ОС предельного режима, и результаты поступают в пункт управления ЭЭС. On-line информация Достоверизация Распознавание режима с помощью ИНС ОС максимально допустимого режима ИЭС ААС Ответ ИНС: значения весовых коэффициентов ПИ Расчетная информация ЭЭС Рисунок 13

36 Противоаварийное управление в ИЭС ААС: Эшелоны системы противоаварийного управления Рисунок 14

37 Структура системы противоаварийного управления На рисунке 15 представлена структура системы ПАУ показана, которая состоит из следующих основных блоков: системы телеизмерения, базы знаний, блока расчета управляющих воздействий модуля расчета установившегося режима. Пополняемая база знаний содержит информацию о коэффициентах влияния нагрузок и устройств FACTS при различных опасных аварийных отключениях, параметрах регулировочных характеристик FACTS, значениях ущерба, наносимого потребителям аварийными отключениями, пределах передаваемой мощности по ЛЭП, технических и прочих ограничениях и т.п. Рисунок 15

38 Мультиагентная система противоаварийного управления ИЭС ААС Перспективным подход в противоаварийном управлении ИЭС ААС являются разработка мультиагентные систем протиаварийного управления (МАС ПАУ), которые обеспечивают возможность реализации иерархического интеллектуального управления. Такая система основана на децентрализованной структуры, которая обеспечивает быструю и надежную реакции как в нормальных и аварийных условиях. Сама мультиагентная система это распределенная сеть связанных саморегулируемых аппаратных агентов, которые работают совместно ради достижения некоторой общей цели. В этом подходе, предполагается, было все последовательные устройства энергосистемы таких как: генераторы, линии электропередачи, трансформаторы и контроллеры потока мощности оснащены агентами. Агент определяется как аппаратные средства или программное обеспечение операционной лица в виртуальной или реальной среде. Агенты могут работать в конкурентных или совместный режимы в зависимости от состояния системы безопасности. Оба типа агенты имеют две цели: локальные местного - заключается в поддержании локальных параметров режима и характеристик работы локального оборудования в допустимых пределах, и глобальные - предотвращение крупной аварии. Агенты внутри МАС ПАУ координируют свою работу путем обмена сообщениями друг с другом.

39 Проект интеллектуальной системы предупреждения и ликвидации аварийных режимов на базе мультиагентной автоматики и карт Кохонена Для управления мультиагентной автоматикой необходимо отслеживать и выявлять предаварийные состояния ЭЭС. Для этого используется сеть Кохонена, которая обучается в автономном режиме и используется в дальнейшем в режиме онлайн для мониторинга, сигнализации и перевода агентов МАС ПАУ в режим сотрудничества. Данные SCADA Система оценки безопасности на базе сети Кохонена (запускающая система) Сообщения о состоянии ЭЭС SCADA Мультиагентная автоматика System A Параметры режима ЭЭС Советчик (агент высшего уровня) System N System B Агент среднего уровня A Агент среднего уровня B... Агент среднего уровня N Агент низшего уровня A1 Агент низшего уровня A2 Агент Агент Агент Агент Агент Агент... низшего низшего низшего... низшего низшего низшего... уровня уровня уровня уровня уровня уровня Ak B2 B3 Bk N1 N2 Агент низшего уровня Nk System C Управляющие воздействия Управляющие воздействия Управляющие воздействия Управляющие воздействия Рисунок 16

40 Анализ надѐжности системы с применением интеллектуальной системы МАС ПАУ + Кохонен и с использованием обычной противоаварийной автоматики U U401 U U402 U U403 U209 U U206 U U210 U U207 U407 Load Primary and Secondary Voltages, p.u Рис.17 Изменения напряжения на шинах без применения интеллектуальной системы U205 U401 U204 U402 U208 U403 U209 U404 U206 U405 U210 U406 U207 U407 Load Primary and Secondary Voltages, p.u Рис.18 Изменения напряжения на шинах с применением интеллектуальной системы Отсутствие координации между локальными устройствами ПА вызвало лавину напряжения, которая привела к полному погашению рассматриваемой подсистемы с последующим развитием каскадной аварии на близлежащие районы После реализации УВ от МАС ПАУ, подсистема смогла сохранить устойчивость только лишь за счет осуществления координации источников реактивной мощности. При этом не потребовалась отключение нагрузки.

41 Проект нейросетевой системы противоаварийного управления режимами в ИЭС ААС На рис. 19 показана структура системы ПАУ, которая состоит из двух ИНС. Первая ИНС используется для оценивания возможных перегрузок, вызванных аварийными отключениями элементов электрической сети. Обучение ИНС производится в автономном режиме при помощи серии расчетов режимов ЭЭС для различных схемнорежимных ситуаций. Вторая ИНС служит для адаптации коэффициентов влияния. На вход ИНС подается информация по послеаварийному режиму Рисунок 19

42 Автоматическое управление в нормальных режима в ИЭС ААС: «Иммунная» интеллектуальная система ИЭС ААС На рис. 20 представлены два варианта архитектуры глобальной «иммунной» системы в ИЭС ААС. Основная цель создаваемой системы раннее обнаружение угрозы нарушения устойчивости в энергосистеме и своевременная выдача рекомендаций диспетчеру по превентивному управлению режимов с целью восстановления нормального режима. В первом варианте (слева) указанная модель восстанавливается посредством обработки данных СМПР о состоянии ЭЭС, то есть путем идентификации параметров модели. Во втором варианте (справа) модель «конструируется» в режиме реального времени в цифровой моделирующей платформе реального времени на основе обработки массивов ТИ и ТС. Рисунок 14

43 Дальнейшее развитие и совершенствование задач управления ИЭС ААС 1. Развитие задач оперативного управления ИЭС ААС на базе новых регулирования частоты и перетоков мощности (мультиагентные системы, FACTS, PFC и т.д.) 2. Разработка интеллектуальных алгоритмов и моделей для систем оперативного управления ИЭС ААС (интеллектуальные анализ данных, Data Mining, коммитетные методы анализа, нейросетевые и мультиагентные технологии и т.п.) 3. Развитие и совершенствование противоаварийного управления ИЭС ААС на базе новых программных подходов (экспертные системы, нейросетевые и мультиагентные системы управления) и новых аппаратных средств (FACTS, WAMS, PMU И Т.Д.) 4. Развитие автоматической системы управления режимами ИЭС ААС создание новых информационных комплексов, системы интеллектуального мониторинга переходных процессв, «иммунные» системы раннего обнаружения потери устойчивости и т.п.

44 Заключение - Что сделано для создания новой энергосистемы России? ОАО «ФСК ЕЭС» выступила инициатором и спонсором работ по созданию ИЭС ААС, в том числе: Разработана и согласована с Системным оператором Концепция создания ИЭС ААС. Разработаны общие требования к ИЭС ААС. Выполнены и выполняются НИОКР, определяющие основные технологии и системы, направленные на создание элементов ИЭС ААС. Разработаны технические требования к созданию полигона программно технического комплекса ИЭС ААС. В составе НТЦ ФСК ЕЭС создан Центр системных исследований и разработок ИЭС ААС для управления реализацией пилотного проекта энергосистемы Востока.

45 СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!

Комплексный подход к построению эффективных интеллектуальных энергосистем в России. Ф.Веселов, В.Дорофеев Институт энергетических исследований РАН «Федеральные инициативы в сфере интеллектуальной энергетики»

Основные параметры Программы инновационного развития ОАО «СО ЕЭС» на 2012 2016 годы и на период до 2020 года 1. Наименование Программа инновационного развития ОАО «СО ЕЭС» на 2012 2016 годы и на период

Активные потребители как важный фактор активного развития интеллектуальной энергетики в России. Веселов Ф. В. Институт энергетических исследований Российская Академия Наук ММЭФ-2012. Международная конференция

Эффекты и эффективность создания интеллектуальной энергосистемы и роль активных потребителей в их достижении Институт энергетических исследований Российская Академия Наук Открытый семинар «Российские и

СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ КЛЮЧЕВЫЕ ДЕЛОВЫЕ ПРОЦЕССЫ Сокращения АОП автоматическое ограничение перетоков АРВ автоматическое регулирование возбуждения АРЧМ автоматическое регулирование

Анализ режимной надежности при планировании развития энергосистем для обоснования затрат на реконструкцию РЗА А.Б. Осак, Д.А. Панасецкий, Е.Я. Бузина ИСЭМ СО РАН, г. Иркутск [email protected] 1 Балансовая

Внедрение Smart Grid в России Кулиныч Сергей Анатольевич Директор департамента «Городская инфраструктура» Smart Grid. Содержание идеи. Концепция Smart Grids описывает электрическую сеть, которая интегрирует

ЗАО ИНЖЕНЕРНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ФИРМА «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ» Передовые решения по автоматизации для предприятий ТЭК Докладчик: Ледин Сергей СОДЕРЖАНИЕ 1. Зарубежные тренды развития электроэнергетики (на примере

Актуальные аспекты взаимодействия собственников распределенной генерации с филиалами ОАО «СО ЕЭС» Заместитель главного диспетчера по режимам Филиала ОАО «СО ЕЭС» Московское РДУ Пушкарский Дмитрий Александрович

Документ предоставлен КонсультантПлюс ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПОСТАНОВЛЕНИЕ от 17 октября 2009 г. N 823 О СХЕМАХ И ПРОГРАММАХ ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ Список изменяющих документов

"УТВЕРЖДАЮ" Заместитель Председателя Правления ОАО "СО ЦДУ ЕЭС" Н.Г. Шульгинов 18 декабря 2007 г. Методика назначения 2007 Содержание 1.Введение 1.1.Используемые сокращения 1.2.Область применения 1.3.Нормативные

Система Оптимизации и Управления Электроэнергетикой Предприятия СОУЭП Система Оптимизации и Управления Электроэнергетикой Предприятия (СОУЭП) это комплекс программных приложений для управления производством

Институт систем энергетики им.л.а.мелентьева СО РАН, г.иркутск Тенденции и перспективы развития релейной защиты и автоматики в электроэнергетических системах России Н.И.Воропай Санкт-Петербург, 25 28 апреля

НЕКОММЕРЧЕСКОЕ ПАРТНЕРСТВО «НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ СОВЕТ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ» «УТВЕРЖДАЮ» Президент НП «НТС ЕЭС», д.т.н., профессор ПРОТОКОЛ совместного заседания секции «Проблемы надежности и эффективности

Мультиагентные технологии: новые возможности для российской электроэнергетики з а м е с т и т е л ь М и н и с т р а э н е р г е т и к и Р о с с и й с к о й Ф е д е р а ц и и Андрей Владимирович Черезов

Приложение к приказу ОАО «СО ЕЭС» от ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ» СТО 59012820.27010.005-2013 (обозначение) 19.12.2013 (дата введения) СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

Модель зрелости как инструмент управления проектами и интеграции интересов вовлеченных сторон в электроэнергетике России Алина Федосова Национальный исследовательский университет Высшая школа экономики

Технологическое присоединение объектов распределенной генерации к электрическим сетям: вопросы и пути их решения Ивановский Дмитрий Александрович секретарь Подкомитета С6 РНК СИГРЭ, главный специалист

Комплекс RTDS современный уровень разработки и тестирования устройств, создаваемых и серийно выпускаемых предприятием! Общие сведения о Лаборатории Экспериментальной цифровой базой «Лаборатории моделирования

«Интеллектуальная энергетическая система России» Алексей Конев, директор по инновациям Российского энергетического агентства Москва 2012 г. 1 СО-ИНИЦИАТОРЫ ФГБУ «Российское энергетическое агентство» Минэнерго

Архитектура локальной интеллектуальной сети с большим количеством объектов малой энергетики Нетреба Кирилл Иванович Компоненты архитектуры BM Компонент Локальный агент Локальный рынок электроэнергии Описание

Информационно-аналитические системы оценки технического состояния в задачах управления производственными активами электросетевых компаний Дмитриев Степан Александрович канд. техн. наук, доцент Кафедра

Программа составлена на основе федерального государственного образовательного стандарта высшего образования (уровень подготовки кадров высшей квалификации) по направлению подготовки 13.06.01, Электро-

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ» СТО 59012820.27010.003-2011 (обозначение) 18.05.2011 (дата введения) СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ Правила перехода на работу в вынужденном

АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ» Подходы к организации информационного обмена между ВЭС, СЭС и ДЦ и дистанционного (теле-) управления оборудованием ВЭС, СЭС. М.Н.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ МОСКОВСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ

Отчетная конференция по итогам 46-й сессии СИГРЭ 21.03.2017, АО «НТЦ ФСК ЕЭС» АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ» Мировые тенденции развития техники и технологий электроэнергетики

ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ» Анализ соответствия современного состояния Московской энергосистемы требованиям по надежности проекта Технологических правил работы электроэнергетических систем и оценка

УТВЕРЖДЕНА Решением Электроэнергетического Совета СНГ Протокол 30 от 13 октября 2006 года Основные технические требования к параллельно работающим энергосистемам стран СНГ и Балтии МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Методика назначения и присвоения статуса режимных генераторов Москва 2015 Содержание 1 Используемые сокращения 3 2 Область применения 3 3 Регламентирующие документы 4 4 Назначение и присвоение статуса

Активный потребитель: реалии и прогнозы Заместитель директора Института проблем ценообразования и регулирования естественных монополий, д.э.н., профессор Волкова Ирина Олеговна. Москва, 24 сентября 2014

Шанцев Виктор Викторович Shantsev Victor ФГБОУ ВПО «Брянский государственный технический университет» SMART GRID: перспективы развития и проблемы Внедрения Среди главных государственных стратегических

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ на выполнение работы по разработке Схемы и программы развития энергосистемы Курганской области на 2014-2018 годы 1. Основания для разработки 1.1. Постановление Правительства Российской

ЛИТЕРАТУРА: 1. И. М. Ахметов, Разработка релейной защиты фазоповоротного устройства с тиристорным коммутатором для ЛЭП 220 кв; ОАО «Энергетический институт им. Г. М. Кржижановского». Москва: Диссертация

РАСПРЕДЕЛЕННАЯ СИСТЕМА КООРДИНАЦИИ РЕЖИМОВ И УПРАВЛЕНИЯ ИМИ В КОНЦЕПЦИИ Smart Grid ООО «ИНТЕР РАО Инжиниринг» ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» КЛЮЧЕВЫЕ ЗАДАЧИ Smart Grid Создание недискриминационных стимулов для развития

СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ А.В. Ильенко, Директор по управлению развитием ЕЭС ОАО «СО ЕЭС» Май, 2010 Актуальность создания системы планирования и управления развитием электроэнергетики

«Город Будущего» Умные Сети любимому Городу. Выгоды от внедрения Интеллектуальных (Умных) сетей Сокращение выбросов при производстве энергии за счет снижения уровня потерь при ее передаче и распределении

ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРОТЕХНИКИ Образовательная программа «Системный инженер интеллектуальных энергосетей» В Указе Президента Республики Казахстан 636 15.02.2018 «Об утверждении Стратегического плана

Приложение к приказу ОАО «СО ЕЭС» от 29.05.2015 146 ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ» СТО 59012820.27.100.001-2015 Регистрационный номер (обозначение) 29.05.2015

Интеллектуальная электроэнергетика д.т.н. Бушуев В.В. (ИЭС, ОИВТ РАН) Москва, 16.04.2018 Постулаты проблемных решений в электроэнергетике Знания Целеполагание Идея Оценка состояния (повышенная аварийность)

ЦЕНТР НТИ ТЕХНОЛОГИИ ТРАНСПОРТИРОВКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И РАСПРЕДЕЛЕННЫХ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМ Зав. Каф. РЗиАЭ НИУ «МЭИ», к.т.н. Волошин А.А. КРАТКО О НИУ «МЭИ» Координатор направления «Энергетика»

Приложение к приказу ОАО «СО ЕЭС» от 03.12.2015 399 ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ» СТО 59012820.27.010.002-2015 (обозначение) 03.12.2015 (дата введения)

Mats Larsson (ABB Switzerland), Luis-Fabiano Santos (ABB Switzerland), Galina Antonova (ABB Canada) Мониторинг и управление низкочастотными колебаниями в энергосистемах с FACTS/HVDCна основе синхронизированных

ПРОФЕССИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ 1 Работники по осуществлению функций диспетчера в сфере оперативно - диспетчерского управления в электроэнергетике (наименование) I. Общие сведения Регистрационный номер Оперативно

Приложение к приказу АО «СО ЕЭС» от АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ» СТО 59012820.27.100.005-2016 (регистрационный номер стандарта) (дата введения в действие) СТАНДАРТ

Концепция создания АСТУ распределительных сетей. Основные направления Заместитель начальника управления автоматизированных технологических систем и связи С.С. Кужеков 25 июня 2015 Цели Концепции 2 Формирование

1 АННОТАЦИЯ Тема: «ПРИМЕНЕНИЕ ПРОГРАММНО-ТЕХНИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА S-2000 ДЛЯ ТРЕНИРОВКИ ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА» Ф.И.О.: Филипас Станислав Дмитриевич Место работы: АО «Гидроремонт-ВКК» Дата рождения: 13 мая

Автоматика беспилотных объектов электрических сетей с малой синхронной генерацией (OOO МС Торнадо, НГТУ) Общее описание автоматики Назначение Автоматика предназначена для осуществления полностью автоматического

ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ П О С Т А Н О В Л Е Н И Е от 13 августа 2018 г. 937 МОСКВА Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений

УТВЕРЖДЕНЫ Решением Электроэнергетического Совета СНГ Протокол 34 от 24 октября 2008 года ОСНОВНЫЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИЗМЕРЕНИЯМ ПЕРЕТОКОВ МОЩНОСТИ СОГЛАСОВАНЫ решением КОТК Протокол 7-з от 1 июля 2008 года

Программнотехнические решения «ИЦ ЭАК» по созданию систем комплексной автоматизации объектов электрических сетей Нестеров И.М. Директор Департамента разработки и внедрения ПО 01.07.2015 Динамика развития

О принципах построения цифровой ПС филиал ПАО «МРСК Северо- Запада» «Архэнерго» Докладчик: Подганин В.Г. Заместитель главного инженера по оперативнотехнологическому и ситуационному управлению - начальник

УТВЕРЖДАЮ Первый заместитель Председателя Правления Н.Г. Шульгинов 26 февраля 2010 г. Методика назначения и присвоения статуса режимных генераторов Москва 2010 Содержание 1 2 3 4 5 Используемые сокращения

ТИПОВОЕ СОГЛАШЕНИЕ о технологическом взаимодействии между ОАО «СО ЕЭС» и потребителем электрической энергии, владеющим объектами электросетевого хозяйства, технологически присоединенными к электрическим

Разработка эталонной архитектуры интеллектуальной энергосистемы (ИЭС ААС) Назначение программы Цель программы: Выработать архитектуру (концептуальную модель) будущей электроэнергетики России, в соответствии

ТИПОВОЕ СОГЛАШЕНИЕ о технологическом взаимодействии между ОАО «СО ЕЭС» и межрегиональной распределительной сетевой компанией (МРСК) или иной территориальной сетевой организацией в целях обеспечения надежности

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ на выполнение работы по разработке Схемы и программы развития электроэнергетики Курганской области на 2015-2019 годы 1. Основания для разработки 1.1. Постановление Правительства Российской

Особенности сопряжения возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в контексте развития интеллектуальной энергетической системы России Р.В. Колосов, В.В. Титов, В.Г.Титов Нижегородский государственный технический

Территории с низкой плотностью населения: поиск новых решений для развития инфраструктуры и качества жизни ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «МЕЖРЕГИОНАЛЬНАЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНАЯ СЕТЕВАЯ КОМПАНИЯ ЦЕНТРА» Условия

Перспективные технологии IIoT в электроэнергетике Март 2019 Роль и место цифровой энергетики в цифровой экономике Цифровая энергетика в цифровой экономике «Цифровая экономика это хозяйственная деятельность,

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ» СТО 59012820.. -2015 (обозначение)..2015 (дата введения) Стандарт организации ПОРЯДОК ПОДГОТОВКИ ЗАКЛЮЧЕНИЙ О ВОЗМОЖНОСТИ

СОЗДАНИЕ АДАПТИВНЫХ МИКРОСЕТЕЙ С АКТИВНЫМИ ПОТРЕБИТЕЛЯМИ В СОСТАВЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО СЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА. ООО «Трансмашэнерго», ОАО «Первая розничная генерирующая компания», ООО «Вяртсиля Восток». ПРИМЕР

Предлагаем Вашему вниманию полное описание контрольной панели драйвера. Обращаем ваше внимание на то, что некоторые настройки доступны только при определенных типах применяемого оборудования. В данном обзоре мы постарались отразить все возможные настройки.

Главное окно панели

Главное окно представлено на иллюстрации:

Панель переходов находится слева и позволяет перемещаться по нужным пунктам настройки одним кликом. Меню Вид позволяет включить расширенный вид, который дает наиболее полный доступ ко всем возможностям настроек драйвера или настроить пользовательский вид панели, оставив только те пункты, которыми вы предполагаете пользоваться. Так же, в нижней левой части панели, предоставлен доступ к справочной системе контрольной панели (ссылка «Информация о системе»):

из которой вы сможете узнать о версиях файлов, установленных драйверов и другого программного обеспечения NVIDIA, а также характеристиках видеокарты.

Категория «Параметры 3D»

Регулировка изображений с просмотром

Доступны следующие настройки:

• Настройки согласно 3D приложению — данная опция позволяет управлять качеством и скоростью отображения средствами 3D приложений. Однако, включенные по умолчанию оптимизация трилинейной фильтрации и оптимизация выборки при анизотропии сохраняется при любых настройках приложения.
• Расширенные настройки 3D изображений — используются расширенные настройки драйвера, установленные самими пользователями. Ссылка «Перейти» открывает доступ к вкладке «Управление параметрами 3D». Именно управление дополнительными опциями драйвера позволяет добиться максимального качества изображения.
• Пользовательские установки с упором на… : — наиболее интересная опция, позволяющая упрощенное управление дополнительными опциями драйвера для начинающих пользователей:

Значение Производительность соответствует максимальной скорости работы и включает в себя настройки: вертикальная синхронизация выключена, все оптимизации (оптимизация трилинейной фильтрации, оптимизация мип-фильтра при анизотропии, оптимизация выборки при анизотропии) включены, отрицательный уровень детализации: запрет отрицательного уровня — включен, фильтрация текстур — «качество», управление анизотропной фильтрацией и сглаживанием осуществляется приложениями.

Значение Баланс имеет следующие настройки: сглаживание — 2х, анизотропная фильтрация — 4х, все оптимизации (оптимизация трилинейной фильтрации, оптимизация мип-фильтра при анизотропии, оптимизация выборки при анизотропии) включены, отрицательный уровень детализации — включен, фильтрация текстур — «качество», вертикальная синхронизация — управляется приложениями.

Значение Качество имеет следующие настройки: оптимизация трилинейной фильтрации — включена, сглаживание — 4х, анизотропная фильтрация — 8х, отрицательный уровень детализации — разрешен, фильтрация текстур — «качество», вертикальная синхронизация — управляется приложениями.

Все режимы снабжены подробными пояснениями к их применению, а вращающийся логотип компании демонстрирует применение тех или иных настроек.

Для более детальной настройки используется окно Управление параметрами 3D .

Управление параметрами 3D

Глобальные параметры

Возможные настройки закладки Глобальные параметры :

Анизотропная фильтрация. Возможные значения — «Выкл.», «Управление от приложения», «2х—16х» (зависит от модели видеоадаптера). Анизотропная фильтрация на сегодня является самой продвинутой техникой компенсирующей искажение пикселей, а в сочетании с трилинейной фильтрацией дает наилучшее качество фильтрации. Активация любого значения кроме «Управление от приложения» позволяет игнорировать настройки приложений. Но не следует забывать, что это очень ресурсоемкая настройка, существенно снижающая производительность.

Вертикальный синхроимпульс. Возможные значения — «Вкл.» и «Выкл», «Использовать настройку 3D приложения». Под вертикальной синхронизацией (совершенно непонятно, зачем NVIDIA отошла от этого термина) понимают синхронизацию вывода изображения с частотой развертки монитора. Включение вертикальной синхронизации позволяет добиться максимально плавного изображения картинки на экране, выключение позволяет получить максимальное кол-во кадров в секунду, нередко приводя к срыву (смещению) изображения из-за того, что видеоадаптер начал прорисовку следующего кадра, тогда как еще не закончен вывод предыдущего. В силу использования двойной буферизации, включение вертикальной синхронизации может вызывать падение количества кадров в секунду и ниже частоты развертки монитора в некоторых приложениях.

Включение масштабируемых текстур. Возможные значения — «Нет» и «Билинейная», «Трилинейная». Нет — не включать масштабируемые текстуры в приложениях, которые их не поддерживают. Билинейная — лучшая производительность за счет падения качества. Трилинейная — хорошее качество изображения с более низкой производительностью. Использовать данную опцию в режиме принудительной билинейной фильтрации крайне не рекомендуется, поскольку качество изображения, получаемое при форсировании опции, просто удручающее.

Затенение фонового освещения. Включение технологии имитации глобального освещения (затенения) Ambient Occlusion. Традиционная модель освещения в 3D графике вычисляет вид поверхности исключительно по её характеристикам и характеристикам источников света. Объекты на пути света отбрасывают тени, но они не влияют на освещение других объектов сцены. Модель глобального освещения увеличивает реалистичность изображения, вычисляя интенсивность света, доходящего до поверхности, причем значение яркости каждой точки поверхности зависит от взаимного расположения других объектов сцены. К сожалению, честный объемный расчет затенения, вызванного объектами, расположенными на пути лучей света, все еще остается за пределами возможностей современного «железа». Поэтому была разработана технология ambient occlusion, позволяющая с помощью шейдеров рассчитывать взаимозатенение объектов в плоскости «виртуальной камеры» при сохранении приемлемой производительности, впервые использованная в игре Crysis. Данная опция позволяет применить эту технологию для изображения игр, не имеющих встроенной поддержки ambient occlusion. Каждая игра требует отдельной адаптации алгоритма, поэтому само включение опции осуществляется в профилях драйвера, а опция панели лишь разрешает использование технологии в целом. Со списком поддерживаемых игр можно ознакомиться на сайте NVIDIA . Поддерживается для графических процессоров G80 (GeForce 8X00) и новее начиная с драйвера 185.81 в Windows Vista и Windows 7. Может снизить производительность на 20-50 %. Возможные значения — «Вкл.» и «Выкл.».

Максимальное количество заранее подготовленных кадров — позволяет ограничить управлять максимальным числом подготовленных центральным процессором кадров при отлюченном. В случае возникновения проблем с замедленной реакцией мыши или джойстика, необходимо уменьшить значение по-умолчанию (3). Увеличение значения может помочь достижению более плавной картинки при низкой частоте кадров.

Ограничение расширения. Возможные значения — «Включено» и «Выключено». Применяется для решения проблем совместимости со старыми OpenGL приложениями из-за переполнения памяти, отведенной в них для хранения сведений о возможностях видеокарты. В случае аварийного завершения приложений, попробуйте включить ограничение расширения.

Потоковая оптимизация — позволяет управлять количеством, используемых приложениями GPU , в большинстве случаев изменения значения по-умолчанию (Авто) не требует. Однако, некоторые старые игры могут некорректно работать в таких конфигурациях. Поэтому и дана возможность управлять этой опцией.

Режим управления электропитанием . Возможные значения — «Адаптивный» (по-умолчанию) и «Максимальная производительность». С видеокартами GeForce 9X00 и более новыми, имеющими разделение на режимы производительности, для создающих небольшую нагрузку на графический процессор игр и программ драйвер не переводит видеокарту в режим производительности 3D. Это поведение можно изменить, выбрав режим «Максимальная производительность», тогда при любом использовании 3D видеокарта будет переходить в 3D режим. Эти функции доступны лишь при иcпользовании драйвера 190.38 и выше в Windows Vista и Windows 7.

Сглаживание — гамма-коррекция. Возможные значения «Вкл.» и «Выкл.». Позволяет выполнять гамма-коррекцию пикселов при сглаживании. Доступна на видеоадаптерах, основанных на графическом процессоре G70 (GeForce 7X00) и новее. Улучшает цветовую гамму приложений.

Сглаживание — прозрачность. Возможные значения — «Выкл.», «Множественная выборка», «Избыточная выборка». Управляет улучшенной технологией сглаживания, позволяющей уменьшить эффект «лесенки» на краях прозрачных текстур. Обращаем ваше внимание на то, что под словосочетанием «Множественная выборка», скрывается более привычный термин «Мультисэмплинг», а под «Избыточная выборка» — «Суперсемплинг». Последний метод имеет наиболее серьезное влияние на производительность видеоадаптера. Опция работоспособна на видеокартах семейства GeForce 6x00 и новее, при использовании драйверов версии 91.45 и выше.

Сглаживание — параметры. Пункт активен только если пункт «Сглаживание — режим» установлен в значение «Увеличение настройки приложения» или «Замещение настроек приложения». Возможные значения — «Управление от приложения» (что равнозначно значению «Управление от приложения» пункта «Сглаживание — режим»), и от 2х до 16х, включая «фирменные» Q/S режимы (зависит от возможностей видеокарты). Данная установка серьезно влияет на производительность. Для слабых карт рекомендуется использование минимальных режимов. Следует отметить, что для режима «Увеличение настройки приложения» эффект будут иметь только варианты 8x, 16x и 16xQ.

Сглаживание — режим . Включение полноэкранного сглаживания изображения (FSAA). Сглаживание используется для минимизации эффекта «ступенчатости», возникающего на границах трехмерных объектов. Возможные значения:

• «Управление от приложения» (значение по-умолчанию) — сглаживание работет, только если приложение/игра прямо его запросит;
• «Нет» — полностью запретить использование полноэкранного сглаживания;
• «Замещение настроек приложений» — принудительно применить к изображению сглаживание, заданное в пункте «Сглаживание - параметры», независимо от использования или неиспользования сглаживания приложением. «Замещение настроек приложений» не будет иметь эффекта на игры, использующие технологию Deferred shading , и приложения DirectX 10 и выше. Оно также может приводить к искажениям изображения в некоторых играх;
• «Увеличение настройки приложения» (доступно лишь для видеокарт GeForce 8X00 и более новых) — позволяет улучшить сглаживание, запрашиваемое приложениями, в проблемных местах при меньших, чем при использовании «Замещения настроек приложений» затратах производительности.

Сообщения об ошибках. Определяет, могут ли приложения проверять наличие ошибок рендеринга. Значение по-умолчанию «Выкл.», т.к. многие OpenGL приложения довольно часто проводят такую проверку, что снижает общую производительность.

Соответствующая привязка текстуры. Возможные значения — «Выкл.» , «Используются аппаратные средства», «Используется спецификация OpenGL ». Под «привязкой текстуры» понимают привязку координат текстуры, выходящих за ее пределы. Они могут быть привязаны к краям изображения или внутри него. Вы можете отключить привязку в случае появления дефектов текстур в некоторых приложениях. В большинстве случаев изменение данной опции не требуется.

Тройная буферизация. Возможные значения — «Вкл.» и «Выкл.». Включение тройной буферизации позволяет поднять производительность при использовании вертикальной синхронизации. Однако следует помнить, что не все приложения позволяют форсировать тройную буферизацию, и повышается нагрузка на видеопамять. Работает только для приложений OpenGL .

Ускорение нескольких дисплеев. Возможные значения — «Режим однодисплейной производительности», «Режим многодисплейной производительности» и «Режим совместимости». Настройка определяет дополнительные параметры OpenGL при использовании нескольких видеокарт и нескольких дисплеев. Панель управления назначает параметр по умолчанию. В случае проблем с работой приложений OpenGL в конфигурациях с несколькими видеокартами и дисплеями, попробуйте изменить настройку на режим совместимости.

Фильтрация текстур — анизотропная оптимизация фильтрации. Возможные значения — «Вкл.» и «Выкл.». При её включении драйвер форсирует использование точечного мип-фильтра на всех стадиях, кроме основной. Включение опции несколько ухудшает качество картинки и немного увеличивает производительность.

Фильтрация текстур. Возможные значения — «Высокое качество», «Качество», «Производительность», «Высокая производительность». Позволяет управлять технологией Intellisample. Параметр оказывает существенное влияние на качество изображения и скорость:

• «Высокая производительность» — предлагает максимально возможную частоту кадров, что дает лучшую производительность.
• «Производительность» — настройка оптимальной производительности приложений с хорошим качеством изображения. Дает оптимальную производительность и хорошее качество изображения.
• «Качество» — стандартная установка, которая дает оптимальное качество изображения.
• «Высокое качество» — дает наилучшее качество изображения. Применяется для получения изображений без использования программных оптимизаций фильтрации текстур.

Фильтрация текстур — о трицательное отклонение УД (уровня детализации). Возможные значения — «Разрешить» и «Привязка». Для более контрастной фильтрации текстуры в приложениях иногда используется отрицательное значение уровня детализации (LOD). Это повышает контрастность неподвижного изображения, но на движущихся объектах появляется эффект «шума». Для получения более качественного изображения при использовании анизотропной фильтрации желательно настроить опцию на «привязку», чтобы запретить отрицательного отклонение УД.

Фильтрация текстур — т рилинейная оптимизация. Возможные значения — «Вкл.» и «Выкл.». Включение данной опции позволяет драйверу снижать качество трилинейной фильтрации для повышения производительности, в зависимости от выбранного режима Intellisample.

Программные настройки

Закладка имеет два поля:

Выберите программу для настройки.

В этом поле вы можете видеть возможные профили приложений, служащих для замещения глобальных параметров настройки драйвера. При запуске соответствующего исполняемого файла, автоматически активируются настройки для конкретного приложения. Некоторые профили могут содержать настройки, недоступные для изменения пользователями. Как правило, это адаптация драйвера под конкретное приложение или устранение проблем с совместимостью. По умолчанию отображаются только те приложения, которые установлены в системе.

Укажите настройки для этой программы.

В этом поле вы можете изменить настройки для конкретного профиля приложения. Перечень доступных настроек полностью идентичен глобальным параметрам. Кнопка «Добавить» служит для добавления собственных профилей приложений. При её нажатии открывается окно проводника Windows, с помощью которого вы выбираете исполняемый файл приложения. После этого, в поле «Укажите настройки для этой программы» вы сможете выставить персональные настройки для приложения. Кнопка «Удалить» служит для удаления профилей пользовательских приложений. Обращаем ваше внимание, что удалить/изменить изначально присутствующие профили приложений средствами драйвера нельзя, для этого придется воспользоваться сторонними утилитами, такими как nHancer.

Установка конфигурации PhysX

Позволяет включить или отключить обработку физических эффектов с использованием технологии NVIDIA PhysX средствами видеокарты, при условии что она основана на графическом процессоре G80 (GeForce 8X00) или более новом. Поддержка включена по-умолчанию, отключение может потребоваться при решении проблем с приложениями, некорректно использующими PhysX (например, игрой Mirror`s Edge без патчей). При наличии более одного графического процессора NVIDIA в системе, пользователю предоставляется возможность выбора GPU , на котором будет происходить обработка физических эффектов, если только не используется режим SLI . Более подробно о особенностях применения NVIDIA PhysX , вы сможете ознакомиться в специальном разделе FAQ нашего сайта.

Дополнительно, начиная с версии драйвера 195.62, можно включить отображение индикатора ускорения PhysX в играх. Для этого в верхнем меню «Параметры 3D» отметьте «Показать визуальный индикатор PhysX ». Статус ускорения выводится в левом верхнем углу изображения.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

В данной выпускной квалификационной работе рассмотрено аппаратное и программное обеспечение комплекса полунатурного моделирования локальной активно-адаптивной сети, а также основные концепции создания и изучения активно-адаптивных сетей.

Рассмотрена история создания активно-адаптивных сетей, опыт внедрения их в различных странах. Изучены основные принципы создания моделей сетей Smart Grid , а также уже существующие комплексы моделирования.

Работа носит учебно-исследовательский характер и основана на комплексе полунатурного моделирования локальной активно-адаптивной сети, установленном на кафедре МСА.

Приведены функциональная структура, аппаратное и программное обеспечение, основные характеристики и режимы работы комплекса моделирования.

Разработаны инструкции по установке, настройке и запуску программного обеспечения для работы с комплексом.

В рамках раздела безопасности работы с комплексом рассмотрены вопросы охраны труда при эксплуатации комплекса. Произведён расчёт экономической эффективности разработки комплекса моделирования.

моделирование активная адаптивная сеть

• Содержание
• Перечень используемых условных обозначений, сокращений, терминов

Введение

• 1. Исследование концепции моделирования активно-адаптивных сетей
• 1.1 Краткое описание активно-адаптивных сетей
• 1.2 Современное состояние ААС
• 1.3 Аналитический обзор существующих решений по созданию и исследованию компонентов Smart Grid
• 1.4 Аналитический обзор стендов для исследования сетей Smart Grid
• 1.4.1 Всережимный моделирующий комплекс реального времени электроэнергетических систем
• 1.4.2 Программно-технический комплекс RTDS
• 1.4.3 Тренажеры для электроэнергетических систем сетевых компаний
• 1.5 Обзор архитектуры комплекса полунатурного моделирования локальной активно-адаптивной сети
• 1.5.2 Программное обеспечение комплекса
• 1.5.3 Сетевое обеспечение комплекса
• 1.5.4 Математическое обеспечение комплекса
• 1.6 Система диспетчеризации комплекса полунатурного моделирования локальной активно-адаптивной сети
• 1.6.1 Сервер сбора данных
• 1.6.2 База данных
• 1.6.3 Система управления базой данных Citadel
• 1.6.4 Система управления базой данных MS SQL
• 1.6.5 Автоматизированное рабочее место
• 1.6.6 Архитектура сети диспетчеризации
• 1.7 Алгоритм работы комплекса
• 1.8 Вывод по разделу 1
• 2. Инструкция по запуску аппаратного комплекса полунатурного моделирования локальной активно-адаптивной сети (МиниЭЭС)
• 2.1 Запуск сервера диспетчеризации
• 2.2 Запуск сервера системы имитации MicroGrid
• 2.2.1 Запуск проекта системы имитации MicroGrid
• 2.3 Запуск контроллеров ААС
• 2.4 Запуск проекта системы имитации генераторов и потребителей MicroGrid
• 2.5 Запуск автоматизированных рабочих мест MicroGrid
• 2.5.1 Запуск проекта системы диспетчеризации MicroGrid
• 2.6 Возможные проблемы и их решения
• 2.7 Вывод по разделу 2
• 3. Моделирование МиниЭЭС
• 3.1 Запуск моделей
• 3.2 Просмотр состояния сети на АРМ
• 3.3 Вывод по разделу 3
• 4. Технико-экономическое обоснование проекта
• 4.1 Ожидаемые эффекты от разработки данного проекта
• 4.2 Расчёт капитальных затрат на создание данного проекта
• 4.3 Расчет эксплуатационных затрат
• 4.4 Расчет доходной части за год пользования комплексом
• 4.5 Расчет срока окупаемости проекта
• 4.6 Вывод по разделу 4
• 5. Обеспечение безопасности при работе со стендом моделирования
• 5.1 Анализ опасных и вредных факторов
• 5.1.1 Характеристика помещения
• 5.1.2 Характеристика рабочего места
• 5.1.3 Анализ параметров микроклимата и шумового воздействия
• 5.1.4 Анализ электрической системы стенда
• 5.1.5 Анализ воздействия электромагнитных полей на организм человека
• 5.2. Мероприятия по обеспечению безопасности при проведении лабораторных работ
• 5.2.1 Мероприятия по созданию оптимального микроклимата
• 5.2.2 Мероприятия по обеспечению требований к освещению
• 5.2.3 Мероприятия по обеспечению требований электро- и пожарной безопасности
• 5.2.4 Инструкция по охране труда
• 5.2.5 Инструкция по противопожарной безопасности
• 5.2.6 Действия в случае возникновения пожара
• 5.3 Расчет освещения
• 5.4 Вывод по разделу 5

Заключение

• Список использованных источников
• Список приложений
• Перечень используемых условных обозначений, сокращений, терминов
• ААС - активно-адаптивная сеть
• АРМ - автоматизированное рабочее место
• ЭЭС - Электроэнергетическая система
• SMART - Self Monitoring Analysis and Reporting Technology
• DNP3 - Distributed Network Protocol
• OPC - OLE for Process Control
• RMC - Rack-Mount Controllers
• LAN - Local Area Network
• DDE - Dynamic Data Exchange
• AI - Analog Input
• DO - Discreet Output
• SCADA -- Supervisory Control And Data Acquisition
• DSC - Datalogging and Supervisory Control
• API - application programming interface
• NI - National Instruments
• LabVIEW - Lab oratory V irtual I nstrumentation E ngineering W orkbench
• СУБД - система управления базами данных
• FPGA - field programmable gate array
• VHDCI - Very High Density Cable Interconnect
• OWS - Operator WorkStation
• RTU -- Remote Terminal Unit
• AC - Alternative Current
• DC - Discreet Current
• ТЭО - технико-экономическое обоснование
• ПЭВМ - Персональная Электронно-Вычислительная Машина
• ЧДД - чистый дисконтированный доход
• ВНД - внутренняя норма доходности

Введение

• Электроэнергетика является основной отраслью промышленности всех государств в мире. Развитие страны невозможно без развития данной отрасли. Концепция экстенсивного развития электроэнергетики преимущественно за счет наращивания генерирующих мощностей и расширения количества энергетического оборудования изжила себя.
• Изначально электрическая сеть строилась как система односторонней передачи. Она состояла из одной или нескольких очень мощных генерирующих станций, связанных с потребителями энергии. Переход к возобновляемым источникам энергии и появление новых интеллектуальных устройств требуют иного подхода - строительства интеллектуальной одноранговой сети. К примеру, сегодня на крышах домов часто устанавливаются солнечные батареи, а многие домовладельцы пользуются собственными небольшими генераторами. Это значит, что энергия и информация должна идти не только к потребителям, но и в обратном направлении. Таким образом изменяются способы производства, транспортировки, распределения и потребления энергии.
• За рубежом Smart Grid рассматривается как концепция инновационного развития электроэнергетики. В переводе на русский язык Smart Grid означает «интеллектуальные сети», а точнее - «интеллектуальные энергосистемы».
• Институт инженеров электротехники и электроники дает определение Smart Grid как полностью интегрированной, саморегулирующейся и самовосстанавливающейся электроэнергетической системы, имеющей сетевую топологию и включающей в себя все генерирующие источники, магистральные и распределительные сети и все виды потребителей электрической энергии, управляемые единой сетью информационно-управляющих устройств и систем в режиме реального времени.
• Концепция активно-адаптивной сети заключается в объединении энергетической сети, потребителей и производителей энергии в единую автоматизированную систему, которая в реальном времени позволяет отслеживать и контролировать каждого из компонентов сети. Реализация концепции активно-адаптивных сетей позволит повысить надёжность и безопасность систем передачи и распределения электроэнергии. Организация активно-адаптивной сети является масштабной технической задачей, связанной с последовательным внедрением ряда технологий:

· системы сбора данных, которые осуществляют мониторинг качества электрической энергии, и качества релейной зашиты на всех электроустановках электрической сети;

· системы эффективной передачи данных по проводным и беспроводным каналам связи, объединение нескольких систем сбора данных в единую сеть;

· системы синхронизации измерений на удаленных объектах энергетической сети для формирования единой контрольно-измерительной системы.

Внедрение современных технологий позволяет комплексно решить следующие задачи:

· задачи мониторинга качества электроэнергии, включая диагностику нелинейных искажений тока, мониторинга значения коэффициента мощности и управления компенсирующими устройствами;

· задачи мониторинга качества релейной защиты;

· задачи синхронизированных фазорных (векторных) измерений;

· задачи передачи данных и синхронизации с высокой скоростью и по беспроводным каналам.

Для моделирования процессов в сетях Smart Grid был разработан аппаратный комплекс полунатурного моделирования локальной активно-адаптивной сети.

1. Исследование концепции моделирования активно-адаптивных сетей

1.1 Краткое описание активно-адаптивных сетей

Активно-адаптивной сетью называется совокупность подключенных к генерирующим источникам и потребителям электрической энергии линий электропередачи, устройств электромагнитного преобразования электроэнергии, коммутационных аппаратов, устройств защиты и автоматики, информационно-технологических и управляющих систем. Данный комплекс, являющийся ядром технологической инфраструктуры электроэнергетики, обеспечит сочетанием централизованного и распределенного автоматизированного управления всей энергосистемой адаптивную реакцию (в том числе в реальном режиме времени) на различные виды возмущений и отклонений от заданных параметров. Управляющие воздействия, вырабатываемые по данным информационно-измерительной системы ЭСААС, обеспечат надежную и экономичную параллельную работу всех объектов электроэнергетической системы. Ее отличия от обычной сети обусловлены:

· насыщенностью сети (как в ее узлах, так и территориально распределенными) активными элементами, позволяющими изменять топологические параметры сети;

· достаточно большим количеством датчиков, измеряющих текущие режимные параметры для текущей оценки состояния сети в нормальных, предаварийных, аварийных и послеаварийных режимах энергосистемы;

· системой сбора, передачи и обработки информации (включая программное обеспечение) и программами адаптивного управления с возможностью воздействия в реальном масштабе времени на активные элементы сети и электроустановки (токоприемники) потребителей;

· наличием необходимых исполнительных органов и механизмов, позволяющих в реальном масштабе времени изменять топологические параметры сети, а также воздействовать на смежные энергетические объекты (генерацию и потребление);

· системой управления в реальном масштабе времени, обеспечивающей взаимодействие сети с генерирующими установками и позволяющей адекватно реагировать на изменения режимной ситуации в энергосистеме;

· возможностью автоматической (программными средствами) оценки текущей и прогнозирования будущей ситуации в энергосистеме и ее отдельных частях, а также воздействия на энергетические объекты и оборудование для предотвращения нарушений электроснабжения, их локализации в случае возникновения и послеаварийного восстановления системы;

· высоким быстродействием управляющей системы и информационного обмена с целью управления, организация циклического контроля состояния системы, ее частей и элементов с разными временными циклами на разных уровнях управления .

В основу построения активно-адаптивной сети и принципов управления энергосистемой закладывается приоритетность системных факторов и условий: надежность и экономичность системы в целом. Признак собственности (принадлежность) сетевых элементов не может быть существенным фактором при выборе средств управления сетью, поскольку различия интересов собственников не дадут возможность сформировать эффективно работающую активно-адаптивную сеть. Средства и принципы управления должны быть общими для всей единой электроэнергетической системы с активно-адаптивной сетью и определяться нормативными документами (сетевым кодексом), принимаемыми на уровне законов и постановлений правительства, что обуславливает обязательность их исполнения всеми собственниками сети.

Моделирование процессов генерации, передачи электроэнергии очень сложная и ресурсоемкая задача. Для её выполнения необходимы следующие положения:

1. С целью оперативности и адекватности моделирования ЭЭС:

для всех видов элементов ЭЭС (генераторов, потребителей, ЛЭП) синтезируются математические модели, которые полно и достоверно воспроизводят процессы в этом оборудовании при нормальных и аварийных режимах его работы;

имеется возможность ручного, автоматизированного и автоматического управления параметрами и коэффициентами математических моделей;

для максимальной близости к реальной ЭЭС по линиям связи между элементами сети передается синусоидальное напряжение, которое, при необходимости обработки, преобразуется в цифровой сигнал, и обратно в аналоговый - для последующей передачи.

2. В соответствии с естественной структурностью ЭЭС математическое моделирование каждого элемента ЭЭС локализуется, а их естественное трехфазное взаимодействие в схеме ЭЭС осуществляется путем преобразования входных-выходных математических переменных в соответствующие им модельные физические токи, напряжения и организации посредством трехфазных коммутаций, согласно топологии моделируемой ЭЭС, трехфазных модельных физических узлов. Такое моделирование элементов и ЭЭС исключает взаимокоммуникацию математических переменных между элементами ЭЭС, которая возникает в случае решения узловых уравнений, обеспечивает полное автономное и системное физическое подобие всех элементов ЭЭС, высокоадекватное воспроизведение всевозможных продольных и поперечных трехфазных коммутаций, возможность естественного и практически неограниченного наращивания размерности моделируемой ЭЭС, а также подключения, в случае необходимости, модельных физических элементов и через несложные преобразовательно-масштабирующие звенья реальных устройств релейной защиты (РЗ), противоаварийной автоматики (ПА), автоматики регулирования возбуждения (АРВ) и др.

3. Все автоматизированные и автоматические информационно-управляющие возможности, в том числе потенциально необходимые, всережимного моделирования в реальном времени ЭЭС осуществляются программно-цифровым путем посредством организации информационного взаимодействия между моделируемыми элементами ЭЭС и центральной ЭЦВМ (ЦЭЦВМ) - сервером, реализуемого с помощью необходимых для этого информационных цифровых магистралей, интерфейсных средств, ПЭВМ и специализированного программного обеспечения (СПО).

1.2 Современное состояние ААС

Ещё с 70-х годов ХХ века в Советском Союзе, США и Европе проводились эксперименты по созданию «умных» сетей, которые сегодня носят название Smart Grid . Технология - технология самодиагностики, анализа и отчета - была создана для повышения надежности работы оборудования, возможности контролировать его на расстоянии. Однако концепция ААС была разработана относительно недавно, а термин Smart Grid был впервые использован в 2005 году в статье «На пути к Smart Grid » Масуда Амина и Брюса Волленберга. И это не случайно. В настоящее время страны всё больше задумываются о снижении потерь, потребления невозобновляемых природных ресурсов и повышении качества передаваемой электроэнергии.

Ежегодно при передаче теряется огромное количество электроэнергии. В Японии 5% от общего объема, в Западной Европе - 4-9%, США - 7-9%. Больше всего электричества пропадает в нашей стране: 13-14%, что в среднем составляет 133577 гВт·ч.

Использование «умных» сетей позволяет не только значительно сократить потери, но и:

· более эффективно использовать имеющуюся энергию;

· интегрировать и распределять энергию из альтернативных источников;

· в автоматическом режиме диагностировать и устранять возникающие проблемы;

· поставлять электричество в необходимом количестве;

· сократить затраты энергоресурсов (например, в США при введении Smart Grid потребление нефти может уменьшиться на 6.2 барреля в сутки);

· сократить выбросы в атмосферу углекислого газа .

Главным преимуществом новой системы является двусторонняя связь с потребителем электроэнергии. Технология Smart Grid действует через систему «интеллектуальных» счетчиков, установленных на предприятиях, в квартирах и т. д. Они передают информацию о потреблении энергии, что позволяет скорректировать использование электроприборов во времени; распределить электричество в зависимости от потребности. В свою очередь все это позволит потребителю значительно снизить расходы на электроэнергию.

Но это в перспективе, пока же внедрение «умных» сетей носит фрагментарный и по большей части экспериментальный характер.

1.3 Аналитический обзор существующих решений по созданию и исследованию компонентов Smart Grid

В некоторых штатах США проводились исследования по вводу «интеллектуальных» сетей. В результате снизились пиковые нагрузки на электросеть, в среднем на 10% уменьшились счета за электричество (при этом его стоимость увеличилась на 15%). С 2007 года создание системы Smart Grid - один из национальный приоритетов Соединенных Штатов. В 2010 году Барак Обама выделил 4.4 миллиарда долларов на модернизацию электрических сетей. По некоторым оценкам использование системы Smart Grid к 2020 году позволит США сэкономить около 1.8 триллионов долларов за счет снижения потребления энергии и повышения надежности.

В Европе предусмотрено финансирование программ по распространению «умных» сетей в размере 750 миллиардов долларов в течение 30 лет.

На сегодняшний день наиболее активно и полномасштабно технология Smart Grid развивается и распространяется в Дании. В большей степени это связано с тем, что именно в этой стране значительное количество энергии поступает из альтернативных источников (20% от общего объема энергии поступает от ветряных электростанций).

Проект «FENIX » (Flexible Electricity Networks to Integrate the expected Energy Evolution) . Проект построения гибкой электрической сети, основными целями которого являются: отработка механизмов функционирования общеевропейской энергосистемы, в частности, разработка концепции виртуальных электростанций (VPP ); отработка алгоритмов включения в общую систему распределённых источников генерации (DER ) и возобновляемых источников энергоресурсов (RES ); разработка новых программно-аппаратных платформ для претворения в жизнь концепции VPP ; технико-экономическое обоснование применения VPP ; демонстрация разработок на полигонах в Испании и Великобритании. Данный проект объединил ведущих игроков европейского энергетического рынка, таких как Iberdrola, ElectricitйdeFrance, EDF EnergyNetworks, RedElйctricadeEspaсa, National GridTransco, Siemens PSE, Areva T&D и др.

Проект «ADDRESS » (Active Distribution network with full integration of Demand and distributed energy RESourceS). Данный проект является составной частью европейской концепции сетей будущего Smart Grids European Technology Platform и объединяет работу 25 компаний из 11 стран Европы, включая EDF, ABB, Enel, Kema, Philips и др. Проект стартовал в 2008 году планируется к завершению в 2013.

Проекты построения MicroGrid - отдельных энергосетевых структур, расположенных на небольшой территории, обладающих собственными генерирующими источниками и способными взаимодействовать с центральной сетью для решения задач покрытия максимума пиковых нагрузок. Проекты успешно реализуются в Европе (консорциум 14 компаний из 7 стран во главе с Национальным технологическим университетом Афин (NTUA )), США (проекты реализуемые консорциумом CERTS , компанией GE ), Канаде, Японии.

Проект построения интеллектуальной энергетической инфраструктуры (распределённая генерация, возобновляемые источники энергии, средства аккумулирования энергии, центры диспетчерского управления) в трёх префектурах Японии, реализуемый компанией Mitsubishi Electric .

На рынке «интеллектуальных» сетей доминирует компания Cisco . Она была основана в 1984 году и первоначально ее деятельность заключалась в разработке и продаже маршрутизаторов, затем сфера интересов компании расширилась и несколько лет назад ею была предложена система Smart Grid . На сегодняшний день Cisco принадлежит более 20% рынка телекоммуникации, а оборот составляет 39.12 млрд. долл. С 1995 года Cisco действует на рынке стран СНГ. В Москве и Санкт-Петербурге, Украине, Казахстане, Азербайджане, Узбекистане существуют ее представительства.

В России наиболее значимые проекты в сфере интеллектуальных систем учета реализуются ОАО «Холдинг МРСК». Одним из самых масштабных и интересных является федеральный проект Комиссии по модернизации и технологическому развитию экономики России «Считай, Экономь, Плати».

По многим причинам российские проекты пока не столь продвинуты, как их зарубежные аналоги, в частности, пока слабо реализуется потенциал собственно управления спросом. Однако, как представляется, это вопрос времени, тем более, что тематике «умных измерений» придается все возрастающее значение как корпоративным сектором, так и федеральными и региональными властями.

Для распределительного электросетевого комплекса применение технологии умных сетей является одной из важнейших задач. В настоящее время активно реализуются проекты внедрения умных приборов учёта электроэнергии, создаются центры управления сетями, повышается наблюдаемость ПС. Первоочередной задачей в «интеллектуализации» распределительной сети является умный учёт. При этом очевидной становится проблема разнородности применяемых приборов учёта по функционалу и используемому коммуникационному интерфейсу. Предстоит большая работа по созданию единого информационного ландшафта системы учёта, подразумевающей применение открытых, гибких многофункциональных компонентов (в частности, приборов учёта), работающих по принципу «plug and play ». В этом случае опыт западных коллег был бы весьма полезен .

1.4 Аналитический обзор стендов для исследования сетей Smart Grid

1.4.1 Всережимный моделирующий комплекс реального времени электроэнергетических систем

Всережимный моделирующий комплекс реального времени электроэнергетических систем предназначен для непрерывного и высокоточного моделирования в реальном времени и на неограниченном интервале единого спектра всевозможных нормальных и аварийных режимов и процессов, включая трехфазные по мгновенным значениям, в оборудовании и электроэнергетических системах в целом. Представляет собой многопроцессорную программно-техническую систему гибридного типа. Может работать автономно и информационно взаимодействовать с различными внешними программами. Для пользователей является современным многофункциональным автоматизированным рабочим местом. Был разработан в Томском политехническом университете .

Рисунок 1.1 - Архитектура всережимного моделирующего комплекса реального времени электроэнергетических систем

Из плюсов данного стенда можно отметить компактность (основные элементы расположены в шкафу), а также расширяемость комплекса с помощью подключения дополнительных адаптеров.

1.4.2 Программно-технический комплекс RTDS

RTDS (Real - Time Digital Simulation ) это платформа моделирования энергосистемы в режиме реального времени для точного моделирования и анализа переходных процессов фирмы RTDS Technologies Inc . (Канада). Этот комплекс предназначен для изучения стационарных режимов и электромагнитных переходных процессов в электроэнергетической системе (ЭС) в реальном масштабе времени. Исследования ЭС высокого напряжения переменного и постоянного тока выполняются путем цифрового моделирования процессов с использованием алгоритмов, аналогичных тем, что используются в программах типа EMTP (Electromagnetic Transients Program).

RTDS позволяет решать следующие задачи:

· полный цикл проверки релейной защиты, единой защиты и схем управления;

· полный цикл проверки систем управления для сетей постоянного и переменного тока, высокого и низкого напряжения, синхронных машин;

· изучение работы систем переменного тока, включая режим генерации и передачи электрической энергии;

· исследование взаимодействия оборудования для энергетики;

· изучение взаимодействия между объединенными AC/DC системами;

· обучение и тренировка инженерно-технического персонала объектов электроэнергетики.

Рисунок 1.2 - Архитектура программно технического комплекса RDTS

Через устройства ввода-вывода к RTDS подключается различное внешнее оборудование, такое как измерительные устройства, релейная защита и контроллеры, например, устройства управления регулируемых электроприводов или управляемых компенсаторов реактивной мощности. При этом условия функционирования подключенного оборудования соответствуют реальным условиям. Это позволяет тестировать функционирование устройств без их включения в реальную энергосистему .

К положительным моментам ПТК RDTS можно отнести дружественный графический интерфейс, возможность расширения путем добавления моделей с помощью программного комплекса PSS/E .

1.4.3 Тренажеры для электроэнергетических систем сетевых компаний

РЕТРЕН (сокращение от слов Режимный тренажер) разработан сотрудниками ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС», как интегрированная многофункциональная система, решающая ряд часто встречающихся задач оперативно-диспетчерского управления ЭЭС и энергообъединениями по анализу и оперативному ведению режима. Комплекс РЕТРЕН включает в себя интерактивную динамическую модель ЭЭС, на базе которой функционируют системы анализа текущего режима, многофункциональный тренажер-советчик диспетчера ЭЭС и автоматизированная система обучения.

В тренажерном комплексе РЕТРЕН, реализованном на базе системы конструкторов КАСКАД, функционирует динамическая интерактивная модель энергообъединения реального времени, и вся система отображения привязана к информации этой модели. Модель динамики ЭС учитывает электромеханические и длительные переходные процессы, системы вторичного регулирования и противоаварийной автоматики.

Комплекс РЕТРЕН позволяет решать широкий круг задач от расчета установившихся и переходных режимов в ЭС и энергообъединениях до задач обучения и тренировки оперативно-диспетчерского персонала. Оценка параметров ЭС как объектов управления, вычисление потерь в сетях и затрат по управлению нормальными, утяжеленными и послеаварийными режимами - все эти задачи могут быть решены комплексом РЕТРЕН.

Комплекс внедрен в Мосэнерго, СО-ЦДУ и ФСК ЕЭС. На комплексе РЕТРЕН впервые в России проведена совместная международная межсистемная тренировка оперативно - диспетчерского персонала в Санкт-Петербурге в 1996 г. .

Преимуществами данного комплекса являются:

1. Открытость программной среды с поддержкой COM -технологий;

2. Поддержка аппаратных платформ INTEL и ALPHA .

3. Возможно взаимодействие с базами данных с SQL доступом (MS SQL, ORACLE и т.п.) и базами данных реального времени типа СК-2000, ДИСПЕТЧЕР, КИО-3, Мосэнерго.

1.5 Обзор архитектуры комплекса полунатурного моделирования локальной активно-адаптивной сети

В данной системе используется принцип полунатурного моделирования. Это означает, что модель генератора является аналогом реального генератора, вырабатывающего электроэнергию напряжением 220 В с частотой 50 Гц. Однако оборудование и линии передачи не предназначены для передачи напряжения такой величины. Поэтому значения масштабируются, и реально генерируется и передается напряжение величиной до 10 В.

Архитектура лабораторного комплекса полунатурного моделирования ААС представлена в графической части ВКР на листе 1.

Архитектура комплекса полунатурного моделирования представляет собой двухуровневую систему:

1. Физический уровень - это уровень имитации активно-адаптивной сети. Он построен на контроллерах, которые содержат модели генераторов, потребителей, моделируют потери в линиях электропередач. Оборудование, используемое на этом уровне, является высокопроизводительным и позволяет выполнять сложные вычисления, а среда передачи имеет большую пропускную способность. В целом это дает возможность моделирования такой сложной системы. Физический уровень состоит из трех подсистем:

· система имитации генераторов и потребителей;

· контроллеры активно-адаптивной сети;

· система имитации MicroGrid .

Система имитации генераторов и потребителей представляет собой контроллеры с установленными математическими моделями. Генераторы сети - вырабатывают электрическую энергию, которая передается через систему имитации MicroGrid . Эта система моделирует линию электропередачи с существующими в ней потерями. Контроллеры активно-адаптивной сети позволяют производить замеры основных показателей генераторов и потребителей (токи в каждой фазе, напряжения, потребляемая или генерируемая мощность и т.д.) и передают эти данные в следующий уровень - информационный, на центральный сервер.

2. Информационный уровень системы обеспечивает диспетчеризацию. Его составляющие:

· центральный сервер;

· автоматизированные рабочие места.

Центральный сервер необходим для сбора и хранения информации о внештатных ситуациях в системе, учета количества и качества вырабатываемой и потребляемой электроэнергии моделями потребителей и генераторов. Автоматизированные рабочие места лабораторного комплекса идентичны реальным АРМ, используемым на промышленных предприятиях.

Более подробно аппаратное обеспечение комплекса полунатурного моделирования локальной активно-адаптивной сети рассмотрено в приложении А данной ВКР.

1.5.2 Программное обеспечение комплекса

Работу комплекса обеспечивают программы, написанные на LabVIEW - инструментарии программирования фирмы National Instruments . Все модели, интерфейсы АРМ созданы с помощью этого инструментария.

Программное обеспечение MicroGrid состоит из следующих проектов:

· NES (network emulation system ) - LabVIEW проект для сервера системы имитации MicroGrid ;

· CES (component emulation system ) - LabVIEW проект для системы имитации генераторов и потребителей;

· RTU (remote terminal unit ) - LabVIEW проект для контроллеров локальной ААС;

· MCS (main communication server ) - LabVIEW проект для сервера сбора данных;

· OWS (operation work station ) - LabVIEW проект для автоматизированных рабочих мест;

1.5.3 Сетевое обеспечение комплекса

Все элементы комплекса объединены в сеть, состоящую, как говорилось ранее, из генераторов, потребителей, контроллеров и сервера имитации. Схема подключения оборудования показана в графической части диплома, на листе 2.

Имитация линий электропередачи осуществляется при помощи математической модели, исполняемой на контроллере PXI , и физически расположена между модулями №1 и №2.

Связь между объектам ААС (генераторами, потребителями и контроллерами) осуществляется с помощью аппаратного имитационного интерфейса. Для передачи сигналов используется кабель NI SHC 68-68-RMIO . Это высокопроизводительный экранированный кабель, разработанный специально для R -серии многофункциональных устройств. Подключение осуществляется к 68-контактным клеммам. Имеется индивидуальное экранирование аналоговых входов/ выходов и цифровых линии ввода / вывода.

1.5.3.1 Протоколы передачи информации

В данной системе существует 2 протокола передачи информации TCP /IP и DNP 3.

TCP /IP - набор сетевых протоколов передачи данных, используемых в компьютерных сетях. Название происходит из двух наиболее важных протоколов семейства -- Transmission Control Protocol (TCP) и Internet Protocol (IP), которые были разработаны и описаны первыми в данном стандарте. Протоколы работают друг с другом в стеке -- это означает, что протокол, располагающийся на уровне выше, работает «поверх» нижнего, используя механизмы инкапсуляции. Например, протокол TCP работает поверх протокола IP . Используется для передачи информации по Ethernet от сервера к АРМ.

Скручивание проводников между собой производится с целью повышения степени связи между собой проводников одной пары (электромагнитные помехи одинаково влияют на оба провода пары) и последующего уменьшения электромагнитных помех от внешних источников, а также взаимных наводок при передаче дифференциальных сигналов. Для снижения связи отдельных пар кабеля (периодического сближения проводников различных пар) в кабелях UTP категории 5 и выше провода пары свиваются с различным шагом.

1.5.4 Математическое обеспечение комплекса

В системе поддерживает аппаратную имитацию следующих объектов: турбогенератор, батарея солнечных элементов, ветряной генератор, батарея топливных элементов.

1.5.4.1 Турбогенератор

Система имитирует работу турбогенератора - скорость вращения, вращающий момент, ток возбуждения холостого хода, КПД, переключатель и предохранитель.

С помощью переключателя уже синхронизированный генератор подключается к сети. После синхронизации и подключения генератор начинает вырабатывать электроэнергию. Так как генератор уже подключен к сети в не зависимости от изменения имитирующих параметров, напряжение генератора больше не меняется.

Модель содержит предохранитель для максимального вращающего момента. Предохранитель реализован в среде графического программирования LabVIEW . Он задает максимальный лимит для элемента управления вращающего момента (пользователь не сможет задать значение вращающего момента больше чем значение предохранителя).

Входные параметры модели (вращающий момент, ток возбуждения холостого хода, КПД) вводятся пользователем.

1.5.4.2 Батарея солнечных элементов

Система имитирует работу солнечных элементов - интенсивность солнца, область элементов, КПД, инвертор, переключатель и предохранитель.

С помощью инвертора модель определяет параметры выходного напряжения генератора. Параметры системы можно задавать с помощью элементов на лицевой панели. Патеры инвертора игнорируются (выходная мощность инвертора равна входящей). Переключатель в этой модели также реализует подключение её в сеть.

Модель содержит предохранитель для установки максимальной интенсивности солнца. Предохранитель реализован в среде графического программирования LabVIEW . Он задает максимальный лимит для элемента управления интенсивности солнца (пользователь не сможет задать значение интенсивности солнца больше чем значение предохранителя).

Как и в модели турбогенератора, входные параметры модели солнечных элементов (интенсивность солнца, область элементов, КПД) вводятся пользователем.

1.5.4.3 Ветряной генератор

Система имитирует работу ветряного генератора - скорость ветра, плотность воздуха, диаметр ротора, инвертор, переключатель и предохранитель.

С помощью инвертора модель определяет параметры выходного напряжения генератора. Параметры системы можно задавать с помощью элементов на лицевой панели. Потери инвертора игнорируются (выходная мощность инвертора равна входящей).

Переключатель, как и в описанных выше моделях, позволяет уже синхронизированный генератор подключить к сети. После синхронизации и подключения генератор начинает вырабатывать электроэнергию. Так как генератор уже подключен к сети в не зависимости от изменения имитирующих параметров, напряжение генератора больше не меняется.

Входные параметры модели (скорость ветра, плотность воздуха, диаметр ротора, параметры выходного напряжения инвертора) вводятся пользователем.

1.5.4.4 Батарея топливных элементов

Система имитирует работу батареи топливных элементов - заряд, напряжение элемента, количество элементов. Входные параметры модели (заряд, напряжение элемента, количество элементов) вводятся пользователем .

1.6 Система диспетчеризации комплекса полунатурного моделирования локальной активно-адаптивной сети

Система диспетчеризации комплекса позволяет осуществлять диспетчерское управление всей системой, просматривать текущее состояние и исторические события, анализировать работу комплекса.

1.6.1 Сервер сбора данных

Сервер сбора данных находится в серверном шкафу. Состоит из сервера и монитора.

Сервер выполняет следующие функции:

1. Объединение интеллектуальных контроллеров и АРМ. На сервере установлено программное обеспечение, осуществляющее сбор данных с контроллеров. АРМ имеет свое программное обеспечение, позволяющее считать данные, хранящиеся на сервере.

2. Ведения базы данных SCADA -системы. На сервере имеется база данных, называемая HIL _ MicroGrid . Эта база данных содержит все параметры, считываемые с моделей генераторов и потребителей (сила тока в каждой фазе, напряжение, потребляемая или генерируемая мощность и т.д.)

3. Генерация и хранение отчетов. В базе данных, помимо параметров генераторов и потребителей, имеются и данные об авариях и других внештатных ситуациях.

4. Обработка тревог и событий. Отдельная СУБД - MS SQL позволяет генерировать тревоги и события в сети, на которые система должна адекватно реагировать.

5. OPC , DNP 3 коммуникация. Сервер сбора данных для чтения параметров с контроллеров использует специализированное программное обеспечение - OPC -сервер KEPServerEX . OPC -сервер считывает эти параметры и передает их по сети Ethernet по протоколу DNP 3.

6. Обработка и хранение конфигураций системы. Сервер хранит конфигурацию сети, параметры, которые необходимо считывать с контроллеров, а также позволяет редактировать модель сети: например добавлять генераторы или потребители.

Сервер размещается в одной стойке вместе с сервером системы имитации MicroGrid . Название сервера MGMCS _ Server .

1.6.2 База данных

Для управления базой данных используется СУБД «Citadel 5 Universe » производства фирмы «National Instruments ». База данных носит название HIL _ MicroGrid .

MGMCS _ Server содержит:

· информацию об аутентификации (имя пользователя, пароль);

· текущие параметры шести потребителей и четырех генераторов: токи в каждой фазе, напряжение, активная и реактивная мощность и т.д.;

· аварии в системе и другие диагностические события.

Можно реализовать конвертацию данных через инструментарии LabVIEW с помощью Distributed System Manager. Distributed System Manager - программное обеспечение, которое позволяет просматривать все переменные, которые содержатся в базах данных.

1.6.2.1 Сбор информации в базу данных

Сбор данных: сила тока, напряжение в каждой фазе, активная и реактивная мощность и т.д. происходит посредством сервера опроса KEPServerEX . KEPServerEX -- это OPC -сервер, который обеспечивает связь с контроллерами активно-адаптивной сети. Сигналы с контроллеров передаются с помощью протокола DNP 3 на OPC -сервер KEPServerEX . Эти данные далее определяются как переменные «shared variable », которые записываются в базу данных HIL _ MicroGrid .

На рисунке 1.3 показано главное окно конфигурации OPC сервера KEPServerEX . В нем настроены каналы и устройства - потребители и генераторы. Каждый потребитель или генератор имеет набор тегов AI (Analog Input - аналоговый вход) и DO (Discreet Output - дискретный выход).

AI - набор входных аналоговых данных: напряжение, ток, частота и т.д.

DO - набор выходных дискретных сигналов: сигналы на включение, выключение перезагрузку генератора, включение генератора в втоматический или ручной режим работы, перезагрузку потребителя. Эти сигналы поступают от диспетчера через АРМ, или включаются автоматически с помощью ПО системы моделирования.

Рисунок 1.3. OPC сервер KEPServerEX

1.6.3 Система управления базой данных Citadel

СУБД Citadel является неотъемлемым компонентом многих программных продуктов National Instruments . В качестве общего механизма хранения данных, Citadel позволяет этим программным продуктам обмениваться результатами производственного мониторинга и измерений.

Чтобы просмотреть данные, хранящиеся в любой базе данных Citadel можно использовать «Historical data viewer ». Выберите «My system » - «Historical Data » в дереве NI Measurement & Automation Explorer, чтобы просмотреть исторические данные. Здесь вы увидите локальную базу данных HIL _ MicroGrid и её содержимое.

Рисунок 1.4. База данных HIL_MicroGrid в окне Measurement & Automation Explorer

СУБД Citadel хранит базу данных в виде группы файлов на жестком диске. База данных Citadel обычно находится в отдельной папке. Nati onal Instruments не рекомендует размещать в папке файлы, которые не имеют отношения к базе данных. Типичная база данных состоит из набора файлов, похожих на те, что изображены на рисунке 1.5 .

Рисунок 1.5. Типичный набор файлов базы данных Citadel

Количество файлов *.c dpg и файлов *.cdib варьируется в зависимости от количества данных в базе. n odetree .* , p id .cdih , и stridm .cdin файлы содержат важную информацию о структуре базы данных. Файлы СУБД MS SQL содержат историческую информацию аварий. Citadel создает MS SQL файлы сразу после первого срабатывания сигнализации.

1.6.4 Система управления базой данных MS SQL

Для хранения наименований элементов сети, параметров, информации об авариях или других внештатных ситуациях используется СУБД MS SQL .

С помощью СУБД Citadel информация записывается в базу данных MS SQL . Таким образом, Citadel хранит только текущие параметры электроэнергии, а исторические данные записываются в MS SQL .

На рисунке 1.6 представлено окно MS SQL со списком таблиц.

Рисунок 1.6. СУБД MS SQL

Генерация тревог происходит по следующим таблицам:

· dbo .table _ set - таблица генерации тревог (в ней же содержатся переменные «shared variable »);

· dbo .table _ ack - таблица обнаруженных системой тревог;

· dbo .table _ clear - таблица обработанных тревог.

Эти три таблицы объединены по первичному ключу «aeKEY ».

Модель базы данных изображена в графической части ВКР на листе 5.

1.6.5 Автоматизированное рабочее место

Фотография автоматизированных рабочих мест комплекса представлена на рисунке 1.7.

Рисунок 1.7. Автоматизированные рабочие места

Имеется два автоматизированных рабочих места, представляющих собой каждый: два монитора, две настенные ЖК-панели, клавиатуру и мышь. Программное обеспечение для АРМ - проект в LabVIEW , который называется OWS . Этот проект одинаков для обоих АРМ, однако, у каждого АРМ своя конфигурация:

1 АРМ позволяет просматривать параметры сети, генераторов и потребителей. Также управление сетью и генераторами, а именно: перевод режима генератора авто/ручной; вкл./выкл. сеть; вкл./выкл. генератор;

2 АРМ позволяет просматривать параметры сети, генераторов и потребителей.

Программное обеспечение для АРМ состоит из следующих разделов:

1. Главное окно. Здесь представлена моделируемая МиниЭЭС. В данном разделе возможна навигация по трём отдельным ветвям, а также наблюдении параметров электроэнергии в восемнадцати точках наблюдения: Р1, Р2 и т.д. Схема МиниЭЭС, которую можно наблюдать на экране АРМ оператора, изображена в графической части ВКР, на листе 3. Там же имеется пример пробы текущих параметров в точке Р3.

Если указать на какой либо элемент МиниЭЭС, то произойдет переход к ветви, содержащей данный элемент. Например: указали на генератор G 1 - перешли к первой ветви. Здесь представлены только элементы данной ветви и суммарные активные и реактивные мощности, коэффициенты мощностей генераторов и потребителей.

Рисунок 1.8. Первая ветвь МиниЭЭС

Мониторинг в реальном времени. В данном разделе отображаются измеряемые данные в реальном времени, а также статусы генераторов (синхронизация с сетью, автономный режим, подключение к нагрузке). На рисунке 1.9 показано окно мониторинга состояния генератора G 1.

Рисунок 1.9. Генератор G 1. Мониторинг в реальном времени

2. Контроль и управление. В данном разделе пользователь может отправить команду для того, чтобы подключить/отключить генератор или потребитель от сети. Здесь представлено изображение генератора, его вид (турбогенератор, батарея солнечных элементов или ветряной генератор), осциллограмма напряжений и токов, а также режим работы генератора (автоматический или ручной).

Рисунок 1.10. Генератор G 1. Контроль и управление

3. Мониторинг тревог и событий. Данный раздел позволяет просматривать различные внештатные ситуации в работе оборудования. На рисунке 1.11 показано окно тревог и событий. События выделяются цветами:

1) Красные - самые значимые (нет связи с сервером, системой имитации и т.д.). Тёмно красные - очищенные, неподтвержденные тревоги. Красные - неочищенные, неподтвержденные тревоги.

2) Желтые - события, например - изменения в конфигурации сети (подключение или отключение генератора).

3) Зеленые - неочищенные, подтвержденные тревоги.

4) Серые - очищенные, подтвержденные тревоги.

Оператору необходимо подтверждать обнаружение аварий и принимать меры к их устранению. Таким образом, программное обеспечение автоматизированных рабочих мест моделируемой сети соответствует реальному АРМ, используемому на предприятиях.

Рисунок 1.11. Экран АРМ оператора. Тревоги и события

1.6.6 Архитектура сети диспетчеризации

Архитектура сети диспетчеризации представлена в графической части ВКР, на листе 4. Как видно из рисунка, контроллеры, сервер и автоматизированные рабочие места связаны посредством сети Gigabit Ethernet . Все элементы подсоединены к сетевому коммутатору и через него имеют выход в локальную сеть глобальную сеть Internet

1.7 Алгоритм работы комплекса

На рисунке 1.12 представлена блок-схема алгоритма работы локальной ААС.

Рисунок 1.12. Блок-схема алгоритма работы локальной ААС

Блок 1. Задание структуры МиниЭЭС. Алгоритмический блок обеспечивает ввод структуры МиниЭЭС.

Блок 2. Задание начальных условий МиниЭЭС (КПД, скорости вращения генераторов, состояние потребителей и т.д.). Алгоритмический блок обеспечивает ввод начальных условий, определяющих текущее состояние МиниЭЭС.

Подобные документы

Проект автоматизации системы энергосбережения на базе концепции Smart Grid. Анализ объекта управления, выбор оборудования. Реализация человеко-машинного интерфейса: центральный сервер, автоматизированные рабочие места, контроллеры активно-адаптивной сети.

курсовая работа , добавлен 02.10.2013


Понятие и теоретические основы построения локальных сетей, оценка их преимуществ и недостатков, обзор необходимого оборудования. Сравнительная характеристика типов построения сетей. Экономический эффект от использования разработанной локальной сети.

дипломная работа , добавлен 17.07.2010


Возможности программ моделирования нейронных сетей. Виды нейросетей: персептроны, сети Кохонена, сети радиальных базисных функций. Генетический алгоритм, его применение для оптимизации нейросетей. Система моделирования нейронных сетей Trajan 2.0.

дипломная работа , добавлен 13.10.2015


Структура локальной компьютерной сети организации. Расчет стоимости построения локальной сети. Локальная сеть организации, спроектированная по технологии. Построение локальной сети Ethernet организации. Схема локальной сети 10Base-T.

курсовая работа , добавлен 30.06.2007


Cisco Packet Tracer как сетевая программа моделирования, преимущества и недостатки, режимы и функциональные особенности. Установка программного обеспечения. Расширение сети посредством ввода дополнительного коммутатора. Создание второй локальной сети.

отчет по практике , добавлен 12.05.2013


Концепция построения, назначение и типы компьютерных сетей. Архитектура локальной сети Ethernet. Обзор и анализ сетевого оборудования и операционных систем. Обоснование выбора аппаратно-программной платформы. Принципы и методы проектирования ЛВС Ethernet.

дипломная работа , добавлен 24.06.2010


Причины распространения локальных вычислительных сетей (ЛВС). Принципы работы отдельных элементов ЛВС. Классификация сетей по признаку территориального размещения. Обзор программного обеспечения для удаленного управления с помощью сети Интернет.

курсовая работа , добавлен 12.10.2011


Особенности проектирования и анализ современных информационных локальных и глобальных вычислительных сетей. Проведение настройки виртуальной локальной вычислительной сети (VLAN), HTTP и DNS серверов, сетевых протоколов OSPF, RIP, STP, технологий NAT.

курсовая работа , добавлен 16.01.2014


Современные методики диагностирования соединения в сети. Интерфейс для отображения графической информации о структуре сетей. Инструменты получения маршрутов между узлами сети. Разработка модулей администрирования локальной вычислительной сетью.

отчет по практике , добавлен 28.03.2011


Основные характеристики и алгоритмы настройки виртуальной локальной вычислительной сети VLAN, протоколов маршрутизации, системы доменных имен и трансляции сетевых адресов с целью разработки корпоративной сети в среде имитационного моделирования.

Для решения существующих проблем в российской электроэнергетической отрасли необходим ее переход на новый качественный уровень путем формирования целостной многоуровневой системы управления с увеличением объемов автоматизации и повышением надежности всей системы. Этому способствует интеллектуальная энергетическая система с активно-адаптивной сетью, разработка которой за рубежом называется созданием SMART GRID.

Валерия Лакшевич,

руководитель пресс-службы ЗАО «Интелика» (Москва)

Активно-адаптивная сеть

«SMART GRID» – термин, обозначающий интеллектуальную сеть, которая расширяет при помощи цифровых технологий распределительную и транспортную системы для оптимизации текущих операций и открытия новых рынков для альтернативной энергетики.

Реализация концепции «интеллектуальная сеть» (smart grid, в России больше распространен термин «активно-адаптивная сеть») позволит в режиме online отслеживать и контролировать работу всех участников процесса выработки, передачи и потребления электроэнергии, в автоматическом режиме оперативно реагировать на изменения различных параметров в энергосистеме и осуществлять электроснабжение с максимальной надежностью и экономической эффективностью.

Существует множество определений понятия «smart grid», среди которых можно выделить следующие, наиболее точно отражающие ее функциональные возможности:

• сеть, доставляющая электроэнергию от производителей к потребителям, используя двунаправленные цифровые коммуникации, и контролирующая устройства у потребителя для сохранения энергии, сокращения стоимости ее потребления и повышения надежности и прозрачности (Wikipedia);
• самобалансирующая, самонаблюдаемая сеть, работающая со всеми видами генерации (газ, уголь, солнце, ветер) и доставляющая конечным потребителям все виды энергии (тепло, свет, горячая вода) при минимальном участии человека (Siemens);
• интеллектуальная сеть расширяет при помощи цифровых технологий распределительную и транспортную сеть для оптимизации текущих операций и открытия новых рынков для альтернативной энергетики (IEEE *).

Среди целей создания интеллектуальной сети выделим следующие:

• увеличение использования цифровых и контролирующих технологий для обеспечения надежности, безопасности и эффективности электрической сети;
• динамическая оптимизация операций в сети с обеспечением полной информационной защищенности;
• развитие и интеграция распределенной генерации, включая возобновляемые источники энергии;
• управление спросом. Повышение энергоэффективности потребителей;
• использование интеллектуальных технологий для мониторинга состояния сети и управления сетью;
• интеграция «умных» приборов учета и устройств потребителя;
• развертывание и интеграция технологий хранения электроэнергии и снятия пиков нагрузки;
• предоставление потребителям своевременной информации и возможностей управления;
• разработка стандартов взаимодействия «умных» приборов и оборудования, подключенного к сети, включая инфраструктуру управления сетью (Plug&Play);
• идентификация и снижение неразумных и излишних барьеров, препятствующих развитию технологий, практик и услуг в области интеллектуальных сетей.

Отношение к концепции энергосбережения

Концепция «smart grid» чрезвычайно популярна во многих странах мира и рассчитана не только на собственно сетевые компании, но и на потребителя, генерацию и сбытовые компании. При этом интеллектуальный учет (smart metering) представляет собой необходимое условие реализации задачи повышения эффективности ЕЭС России и первый шаг на пути к построению интеллектуальной энергосистемы.

Конечно, в России уже сейчас есть лидеры в вопросах энергосбережения, достигшие реальных результатов в экономии топливно-энергетических ресурсов. Как правило, это коммерческие промышленные предприятия, которые, безусловно, заинтересованы в снижении энергоемкости производства, так как это повышает их конкурентоспособность и прибыль. Они системно подходят к вопросу и уже давно реализуют комплексные программы, включающие в себя как модернизацию основного производственного оборудования, так и повышение энергоэффективности зданий и сооружений.

Дела обстоят хуже в государственных организациях, поскольку, не встав перед необходимостью конкурировать на рынке, они пассивно выполняют задачи вышестоящих инстанций. Принимая во внимание колоссальный имущественный комплекс, принадлежащий государству, имеет смысл сделать акцент на развитии энергосервисных контрактов именно в этом секторе и на привлечении частных компаний для снижения энергозатрат.

Что касается населения, то оно очень пассивно, поскольку люди просто не могут увидеть, как затраты на электроэнергию связаны с их поведением. Необходимо внедрять интеллектуальные технологии учета электроэнергии и других ресурсов, предоставляющие возможность частному потребителю сформировать свой профиль потребления. Имея возможность выбора гибкого тарифа, потребитель сможет экономить, практически только изменяя свои привычки.

Применение «умных» приборов учета

Остановимся более подробно на использовании «умных» приборов учета для реализации масштабной задачи построения интеллектуальной сети. Если в России такие проекты только набирают обороты, учитывая определенные Федеральным законом №261-ФЗ об энергосбережении сроки обязательной установки приборов учета, то в мире процесс уже давно запущен и подобные инициативы исчисляются десятками и сотнями.

К примеру, правительство Канады приняло в 2006 году закон (Energy Conservation Responsibility Act), подразумевающий установку «умных» приборов учета в каждом доме и офисе к 2010 году и успешно движется к этой цели. Государственная сетевая и распределительная компания Hydro One, снабжающая электричеством Онтарио, разработала и реализует масштабную инициативу по внедрению системы «умных» приборов учета. К концу 2010 года этой инициативой будет охвачено около 1,3 млн. клиентов на территории обслуживания компании. Этот проект получил награду «Лучшая AMR-инициатива в Северной Америке».

Страны Евросоюза ставят перед собой задачу к 2020 году снизить объем энергопотребления на 20% и реализуют для этого необходимые проекты. К примеру, еще в 2006 году Enel, крупнейшая итальянская энергетическая компания, завершила проект по оснащению 32 млн. собственных потребителей «умными» приборами учета. Энергокомпании Швеции уже снабдили подобными приборами 100% потребителей электроэнергии.

В России сегодня существует реальная проблема, заключающаяся в том, что жилые и коммерческие здания тратят большой объем электроэнергии впустую, а организации, занимающиеся эксплуатацией таких зданий, не знают, сколько электричества потребляется в каждый момент времени. Это происходит потому, что существующие сети не оснащены системой обратной связи и цифровыми контроллерами, которые смогли бы помочь с распределением энергии и ее экономией.

Данная проблема рождает необходимость оснащения существующих распределительных сетей на границах с потребителями устройствами учета, соединенными в единую информационную сеть и позволяющими оптимально расходовать энергоресурсы.

Возможным решением могло бы стать использование, к примеру, приборов учета с авансовой системой оплаты за энергоресурсы.

У классической схемы расчетов за потребляемые энергоресурсы есть множество отрицательных моментов. На наш взгляд, ключевая проблема – разрастающиеся операционные расходы, которые включаются в тариф, что приводит к увеличению стоимости 1 кВт·ч для конечного потребителя. Повышение стоимости 1 кВт·ч приводит к увеличению среднего счета, что, в свою очередь, сказывается на платежеспособности малообеспеченных слоев населения. Это, безусловно, влечет за собой увеличение дебиторской задолженности, а также удорожание превентивных мер по борьбе с ней (продажа долгов коллекторам, дополнительное информирование потребителей посредством обзвона, печать писем-напоминаний, долговых квитанций и так далее). Помимо таких неизбежных операционных расходов, как аренда помещений, ФОТ и налоги, есть группа затрат, которая может быть существенна сокращена:

• стоимость обслуживания кредитов, предназначенных для покрытия кассовых разрывов;
• регулярные расходы на печать, конвертование и доставку счетов;
• содержание штата контролеров/обходчиков, осуществляющих контрольные обходы и вручную снимающих показания приборов учета;
• расходы, связанные с взысканием дебиторской задолженности и ведением претензионно-исковой работы в случае невозможности взыскания долгов собственными силами.

Выходом из ситуации может стать внедрение решений, основанных на принципе авансовых платежей с использованием смарт-карт, таких как, например, Intelica Meter-To-Cash. Процесс взаимодействия между сбытовой компанией и абонентом предельно упрощается и строится по следующему алгоритму:

• абонент вносит денежные средства на смарт-карту с помощью терминала самообслуживания/банкомата или оператора энергосбытовой компании;
• возвращаясь домой, абонент вставляет карту на 2 сек. в прибор учета. При этом данные об оплате и тарифе записываются в память прибора;
• по мере потребления электроэнергии прибор учета осуществляет списание денежных средств в соответствии с тарифом абонента;
• при достижении определенного уровня денежных средств (может устанавливаться индивидуально для каждого абонента) прибор учета автоматически информирует абонента звуковыми сигналами о необходимости пополнения баланса;
• если денежные средства на счете потребителя закончились, возможен отпуск электроэнергии в кредит. Размер кредита также может устанавливаться индивидуально для каждого абонента. Когда кредит исчерпан, прибор осуществляет автоматическое отключение до внесения денежных средств;
• после пополнения баланса прибор возвращается в режим штатного функционирования.

Помимо автоматического отключения существует режим ограничения по мощности. При активации данного режима прибор будет производить кратковременные отключения при превышении установленного порогового значения мощности.

Преимущества интеллектуальной сети

Реализация такой системы позволяет потребителю увидеть, как его поведение влияет на стоимость электроэнергии. Подобные интеллектуальные технологии учета электроэнергии предоставляют возможность частному потребителю сформировать свой профиль потребления. Это, в свою очередь, усиливает «энергосознательность» потребителя, который, преследуя собственные цели экономии, постепенно становится активным звеном энергосистемы. Сбытовые компании, в свою очередь, полностью решают проблему неплатежей в бытовом секторе.

Планка, заданная новой государственной программой энергосбережения и повышения энергоэффективности, принятой в октябре 2010 года и предполагающей снижение энергоемкости ВВП не менее чем на 13,5% к 2020 году, весьма высока. Для выполнения такой сложной задачи требуется комплексный подход, охватывающий всех субъектов рынка электроэнергетики: производителей (генераторов), сети, сбытовые компании и, конечно же, потребителей, и использующий такие технологии и процессы, при которых адекватно учитываются их интересы.

________________________________________________________________________

* Institute of Electrical and Electronics Engineers – Институт инженеров по электротехнике и электронике, международная некоммерческая ассоциация специалистов в области техники.