Номера

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

Главная / №3 (21) Май-Июнь 2008 / Тема номера

Некоторые практические вопросы интеллектуализации компонентов АСУ ТП электроэнергетических объектов

Наполнение рынка микропроцессорных систем и информационных технологий все более совершенными и разнообразными средствами получения, передачи и обработки информации, а также их бoльшая доступность в аспекте возможности широкого практического применения давно создали необходимые предпосылки для решения актуальных задач модернизации эксплуатируемых систем контроля и управления технологическими процессами (АСУ ТП) различных электроэнергетических объектов (ЭО), среди которых, учитывая структуру генерирующих мощностей энергосистемы Украины, особая роль принадлежит тепловым электрическим станциям (ТЭС). Потребность в решении указанных задач не только давно «созрела», но и «перезрела», если рассматривать их через призму физического и морального старения большинства таких систем, находящихся в эксплуатации на электростанциях Украины [5]. Следует заметить, что задачи модернизации АСУ ТП ТЭС актуальны не только для Украины, но, в силу общей истории развития электроэнергетики, и для многих стран постсоветского пространства, включая Россию, что подтверждается и многими публикациями, например [7]. Причем указанный пример публикации, касающийся модернизации АСУ ТП Самарской ТЭЦ, весьма характерен в аспекте используемых средств и подходов к модернизации АСУ ТП ЭО: 

  1. компоненты, используемые для модернизации подсистем АСУ ТП, как и сами исполнители проектов, не ограничены национальными (государственными) рамками;
  2. в качестве технических и программных компонентов зачастую используются (подбираются) средства различных фирм-изготовителей, но при этом обеспечивается возможность интеграции таких средств в функциональные подсистемы АСУ ТП, прежде всего, благодаря модульности их построения и стандартизации интерфейсов и протоколов обмена данными;
  3. часть программных средств адаптируется к требованиям, обусловливаемым спецификой решаемых задач, часть же разрабатывается специально для ЭО определенных типов.

Однако, несмотря на новые технические возможности, имеющиеся опыт и результаты ранее выполненных исследований и разработок такого рода систем, при модернизации и развитии АСУ ТП ТЭС по-прежнему нет надлежащего представления функций, ориентированных на усиление интеллектуальной составляющей деятельности оперативного персонала ТЭС (прежде всего, начальника смены электроцеха, начальника смены ТЭС). Большинство таких систем ограничивается функциями получения, предварительной обработки и визуализации информации, то есть исключительно информационными, а обобщающие оценки возникающих ситуаций и принятие решений, выражающихся в конечном итоге в определении соответствующих планов дальнейших действий, по-прежнему остаются уделом оперативного персонала (ОП). Следует заметить, что установка на ТЭС новых информационных систем и отсутствие систем интеллектуальной поддержки ОП нельзя считать только особенностью модернизации АСУ ТП ТЭС стран постсоветского пространства, как можно было бы сделать вывод на основании большинства публикаций. Один из авторов данной статьи имел возможность познакомиться с подобными системами, разработанными зарубежными фирмами и установленными в результате модернизации АСУ ТП на ТЭЦ-4 Лодзинской энергокомпании (Польша). Эти системы обеспечивают контроль режимных параметров и предоставляют ОП информацию о состоянии и режиме работы различных групп оборудования. Однако наряду с большими объемами контролируемой информации, удобством и разнообразием форм ее представления ОП, последний ощущает потребность в интеллектуальной поддержке со стороны автоматизированных систем, если требуются комплексный анализ и оценка возникающих ситуаций, обусловливающих необходимость оперативных действий персонала.

Подобное положение дел характерно и для развития АСУ ТП электрических подстанций, что подтверждается и результатами анализа тенденций развития указанных АСУ, приводимыми в [9]: если условно представить современную АСУ подстанции в виде трех компонентов (современных аппаратных и программных средств), то первый и второй обеспечивают решение, в сущности, традиционных задач уровня подстанции, хотя и с новым качеством получения решений, третий же компонент, согласно [9], — это специализированное программное обеспечение для решения комплекса задач АСУ на уровне подстанции (аналитических задач оперативного управления). Однако «существующая практика автоматизации подстанций зачастую ограничивается внедрением первых двух компонентов с некоторыми элементами третьего, хотя третий и является «изюминкой» АСУ» [9].

Объяснение существующего положения дел, характеризующегося практическим отсутствием в существующих АСУ ТП компонентов, обеспечивающих решение аналитических задач (не говоря уже об интеллектуальных задачах), достаточно очевидно, поскольку реализация, например, функций поддержки принятия решений ОП ЭО требует от разработчиков АСУ ТП не только знаний своей предметной области, но также и знаний об особенностях технологических процессов ЭО (ТЭС, электрических подстанций) и управлении ими, то есть знаний, относящихся к иной предметной области. Ведь куда проще (и экономически выгодней) для разработчиков информационных систем ограничиться созданием унифицированной информационной системы (семейства таких систем) типа SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition System), широко представленных на рынке и предназначенных для мониторинга технологических процессов в различных приложениях, например [8, 11] (в равной мере это касается и систем цифровой регистрации процессов (сигналов) на ЭО — СЦРС). Выбор конкретной модели из семейства таких систем и требуемая информационная емкость определяются, прежде всего, потребностью обеспечения определенной степени «наблюдаемости» конкретного объекта. При этом все вопросы, касающиеся оперативного решения более сложных задач, выходящих за рамки традиционной обработки информации, остаются вне «поля зрения» таких систем. Следовательно, оперативный персонал, используя предоставляемую ему информацию, будет действовать по-старин-ке при оценке ситуаций и принятии решений, то есть без интеллектуальной поддержки со стороны этих систем. В противном случае указанные задачи должны решаться с помощью других (новых) компонентов указанных систем.

Если ориентироваться на последний вариант, несомненно, рациональный и современный в аспекте создания интегрированных систем контроля и управления, то априори должно выполняться и очевидное требование открытости эксплуатируемых информационных систем (использования стандартных интерфейсов, протоколов обмена данными и наличия механизмов использования информации для других приложений) для возможности использования новых функциональных компонентов. Но практически это требование далеко не всегда выполняется в наших, украинских условиях, поскольку обязательность его выполнения определяется не требованиями соблюдения стандартов, а зависит, прежде всего, от условий конкретных договоров на установку таких систем. При подготовке таких условий заказчик далеко не всегда предусматривает потенциальную возможность создания интегрированной системы и использования информации другими приложениями (компонентами, системами). Разработчик же информационной системы (как и системы цифровой регистрации сигналов), как правило, априори не заинтересован в том, чтобы потенциальные разработчики других приложений (компонентов интегрированной системы) пользовались информацией «его» системы («закрытой» для них), а если уж и «откроет» информацию, то только при соответствующей оплате этой «информационной услуги». Указанное обстоятельство, на первый взгляд, не заслуживающее внимания, во многих случаях препятствует процессу развития эксплуатируемых АСУ ТП ЭО и интеграции на информационной основе новых компонентов, обеспечивающих реализацию дополнительных функций, в том числе и функций интеллектуальной поддержки оперативного персонала.

Поскольку тенденции развития подсистем АСУ ТП ТЭС (электрической части) и АСУ ТП электрических подстанций практически идентичны, а ряд функций совпадает, то в качестве таких новых компонентов, интегрируемых в АСУ ТП указанных ЭО, целесообразно использовать системы поддержки оперативного персонала в принятии решений (СПОППР), которые могут быть легко адаптируемы к особенностям конкретных ЭО, если только будет обеспечиваться требование открытости уже эксплуатируемых на ЭО информационных систем, включая СЦРС.

Опыт разработки первых версий СПОППР для оперативного персонала электроцеха ТЭС [2, 3] позволил уточнить базовый состав подсистем СПОППР и соответствующие наборы функций, исходя из условия, что в качестве источника информации о состоянии и режиме работы оборудования электрической части ТЭС и соответствующих устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) должна использоваться СЦРС.

Указанные СПОППР ориентируются на двухуровневую организацию системы контроля и управления технологическими процессами электрической части ТЭЦ. Средства СПОППР функционируют на базе локальной вычислительной сети (ЛВС) верхнего уровня, а связь с нижним уровнем, который образуют средства СЦРС, осуществляется через сервер распределенной СЦРС средствами соответствующего интерфейса подсистемы мониторинга СПОППР. В состав ЛВС верхнего уровня входит SQL-сервер и рабочие станции, на которых организуются автоматизированные рабочие места персонала. Учитывая варианты развития подсистемы мониторинга СПОППР, в качестве операционной системы используется Windows на основе технологии NT [6].

В состав СПОППР входят следующие базовые подсистемы: информационно-справочная подсистема, подсистема интерфейса и визуализации, подсистема мониторинга, подсистема анализа и ситуационного управления.

Структурированные база данных и база знаний (БЗ) содержат информацию, касающуюся: электротехнического оборудования ТЭС (его текущего состояния, параметров, характеристик; эксплуатационных ограничений и др.); устройств РЗА (их текущего состояния, уставок, зон защиты и др.); текущих значений контролируемых режимных параметров; действий оперативного персонала в различных ситуациях, правил, касающихся выполнения оперативных переключений, синхронизации и др. 

В состав СПОППР входят также инструментальные средства адаптации и настройки СПОППР к ЭО, которые используются вне контура on-line функционирования подсистем СПОППР (графический редактор формирования схем ЭО и устройств РЗА, средства формирования комплексной модели ЭО, средства формирования БЗ в виде систем продукций и др.), а также подсистема «Имитатор», используемая в off-line режиме функционирования СПОППР (при отсутствии связи с сервером СЦРС). С помощью средств этой подсистемы обеспечивается возможность имитации появления аварийных сигналов и анормальных значений контролируемых параметров, что позволяет использовать СПОППР для тренажа оперативного персонала.

Основным «интеллектуальным» ядром СПОППР является подсистема анализа и ситуационного управления. Решаемые СПОППР задачи существенно отличаются используемыми средствами. Например, если в результате анализа текущих параметров и сигналов установлено, что требуются определенные действия со стороны оперативного персонала, то подсистема выдает ему (на экран монитора) соответствующее предписание-инструкцию. В тоже время решение более сложной задачи, такой, например, как определение оптимальной последовательности оперативных переключений в конкретных

схемно-режимных условиях, требуемых для перевода оборудования и устройств РЗА ЭО из одного состояния в другое, реализуется как процедура поиска в пространстве состояний (оборудования) с использованием формализованных знаний БЗ и учетом существующих ограничений [1, 4, 10].

В подсистеме анализа и ситуационного управления разработанных версий СПОППР используется механизм логического вывода, характерный для логических экспертных систем (ЭкС). Однако для оценивания состояния отдельных элементов и систем ЭО («локальных объектов») состав средств указанной подсистемы может расширяться также и за счет использования искусственных нейронных сетей (ИНС). Для каждого такого «локального объекта» формируется математическая модель, используемая для получения информации, необходимой для предварительного обучения ИНС. Ограниченная верификация математической модели осуществляется на базе реальной зарегистрированной информации (не всегда «представляющей» все режимы работы «локального объекта») и сводится, в сущности, к задаче параметрической идентификации.

Современные системы информационно-интеллектуальной поддержки оперативного персонала — это интегрированные системы, преимущественно гибридные, функционирующие на базе ЛВС. К ним относятся СПОППР и системы диагностики, реализованные с использованием средств искусственного интеллекта (Экс, ИНС). Поскольку СПОППР несут основную «интеллектуальную нагрузку» по решению задач и подготовке информации для принятия решений оперативным персоналом ЭО, необходимо, чтобы они имели доступ ко всей оперативной информации, включая результаты функционирования систем диагностики и СЦРС.

Литература

  1. Буткевич  А. Ф., Кириленко  А. В., Парус  Е. В. Алгоритмизация оперативных переключений средствами системы поддержки оперативного персонала электроэнергетических объектов в принятии решений // Техн. електродинаміка. Темат. вип. «Силова електроніка та енергоефективність». Ч. 1. — 2004. — С. 101-106.
  2. Буткевич  О. Ф., Вороновський  Г. К., Кириленко  О. В. Системи інформаційно-інтелектуальноï підтримки оперативного персоналу тепловоï електростанціï // Техн. електродинаміка. Темат. випуск: «Силова електроніка та енергоефективність». Ч. 1. — 2005. — С. 106 -110.
  3. Буткевич  О. Ф., Вороновський  Г. К., Рибіна О. Б. Деякі питання формалізаціï знань та розробки інтелектуальних компонентів АСУ ТП ТЕС // Техн. електродинаміка. Темат. вип. «Проблеми сучасноï електротехніки». Ч. 8. — 2006. — С. 121-126.
  4. Буткевич  О. Ф. Системи інформаційно-інтелектуальноï підтримки оперативного персоналу в електроенергетиці // Праці Ін-ту електродинаміки НАН Украïни, 2007, №1 (16), Ч. 1. — С. 40-43.
  5. Горелик  А. Х. Состояние, реконструкция и развитие систем управления энергоблоками ТЭС и АЭС // Энергетика и электрификация. — 2002. — №1. — С.48-51.
  6. Калядин  А. Windows NT для встроенных систем // Мир компьютерной автоматизации. — 1999. — №2. — С. 21-23.
  7. Михлевский  А. А., Зозуля  Г. В., Радзиевский  В. И. и др. Система контроля и управления технологического оборудования ТЭС // Мир компьютерной автоматизации. — 1999. — №4. — С. 75-79.
  8. Сидоров  А. А., Дмитриев  А. Г. , Перцев  А. С. SIMATIC WinCC — модульная и открытая SCADA-система для мониторинга технологических процессов // Мир компьютерной автоматизации. — 1999. — №3. — С. 84-87.
  9. Стогний  Б. С., Гримуд  Г. И., Мольков  А. Н., Сопель  М. Ф., Павловский  В. В. Некоторые тенденции развития АСУ технологическими процессами на подстанциях энергосистем // Техн. електроди-наміка. — 2003. — №5. — С. 44-49.
  10. Butkevych  O. F. , Kyrylenko  О. V. , Parus  E. V. Hybrid system for electrical power network dispatcher assistance // Artificial Intelligence in Control and Management (АIСМ'04). — Poland, Lodz, September 14, 2004. — Poland, Lodz: TERCJA. — P. 23-36.
  11. Butkevych  O. F. , Kyrylenko  O. V., Runkovych  V. V. Present-day development of SCADA/EMS in Ukrainian Power Companies // Праці ІЕД НАНУ, 2006, №2 (4). — С. 33-36.

А. Ф. БУТКЕВИЧ, главный научный сотрудник
Института электродинамики НАН Украины
Л. Н. ЛУКЬЯНЕНКО, младший научный сотрудник
Института электродинамики НАН Украины
Е. В. ПАРУС, младший научный сотрудник
Института электродинамики НАН Украины.