WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Авторефераты по темам  >>  Разные специальности - [часть 1]  [часть 2]

Разработка методов и алгоритмов обработки информации и принятия решений в системе управления низковольтной распределительной сетью

Автореферат кандидатской диссертации

 

На правах рукописи

КОЗЛОВ КОНСТАНТИН ГЕННАДЬЕВИЧ

 

 

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ И АЛГОРИТМОВ ОБРАБОТКИ

ИНФОРМАЦИИ И ПРИНЯТИЯ РЕШЕНИЙ

В СИСТЕМЕ УПРАВЛЕНИЯ

НИЗКОВОЛЬТНОЙ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТЬЮ

 

Специальность 05.13.01 – «Системный анализ, управление и обработка

информации (промышленность) по техническим наукам»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

 

 

 

Владикавказ – 2012


         Работа выполнена в ФГБОУ ВПО «Северо-Кавказский горно-металлургичес­кий институт (государственный технологический университет)»

Научный руководитель: 

доктор технических наук, профессор

Хузмиев Измаил Каурбекович

Официальные оппоненты:

Гроппен Виталий Оскарович, д.т.н, проф., заведующий кафедрой "Автоматизированная обработка информации" СКГМИ(ГТУ)

Портнов Игорь Сергеевич, к.т.н., начальник отдела энергосбережения Министерства промышленности, транспорта и энергетики РСО-Алания, г.Владикавказ

Ведущая организация:

ФГБОУ ВПО «Южно-Российский государ­ственный технический университет (Ново­черкасский политехнический институт)», г.Новочеркасск

Защита диссертации состоится «19» июня 2012 г. в 1300 часов на заседании диссертационного совета Д212.246.01 при ФГБОУ ВПО «Северо-Кавказский горно-металлургический институт (государственный технологический университет)» по адресу: 362021, г. Владикавказ, ул. Николаева, 44, СКГМИ (ГТУ). Факс: (8672) 407-203. E-mail: info@skgmi-gtu.ru.

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке СКГМИ (ГТУ).

Автореферат разослан «___»__________ 2012 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

Д 212.246.01 к.т.н., доцент                                                                            А. Ю. Аликов


ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Высокий темп распространения устройств нелинейной нагрузки — вычислительной техники, бытовой электротехники, энергосберегающих ламп с электронным блоком управления и т.п. — в низковольтных сетях общего назначения, питающих бытовых и мелкомоторных промышленных потребителей, привел к негативным изменениям электромагнитной обстановки и появлению дополнительных потерь электроэнергии (ЭЭ), что выражается в виде ухудшения качества электроэнергии (КЭ). В связи с чем существенно возросло значение эффективности и скорости принятия решений в системе управления энергоснабжающей сетью (ЭС). Учитывая то, что  принятие  управленческих решений основывается на мониторинге и анализе большого количества разнородной информации, оптимальное управление должно основываться на применении эффективных информационных систем управления.

В настоящий момент имеется широкий спектр приборов учета, работающих в составе автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИСКУЭ) и регистрирующих значение ПКЭ по различным классам точности. Однако данная система, а также существующие автоматизированные системы дистанционного мониторинга показателей ЭЭ  являются средством сбора данных с удаленных приборов, записи информации в базу данных и формирования отчетов, не осуществляющим анализ полученных данных. Применение рассмотренных систем в условиях распределительной сети масштаба региона или крупного промышленного предприятия, включающих в себя сотни точек контроля,  не обеспечит решение трудоемкой задачи анализа поступающей информации в режиме реального времени.  

Действующая «Энергетическая стратегия России до 2020г.» предусматривает повышение эффективности использования всех топливно-энергетических ресурсов. Решение данной задачи на уровне электроснабжающей организации осуществляется  совершенствованием систем управления распределительными сетями с целью обеспечения полноты сведений о состоянии  элементов на управляемом объекте в реальном масштабе времени, повышения энергоэффективности и, в конечном итоге, снижения технических и коммерческих потерь.

Своевременность и актуальность решаемых в настоящей работе проблем  заключается в необходимости совершенствования методов и алгоритмов обработки информации и поддержки принятия решений в процессе управления современной распределительной сетью.

Целью диссертационной работы является разработка методов и алгоритмов  обработки информации в системе принятия решений для обеспечения эффективности процесса управления низковольтной распределительной сетью общего назначения.

Поставленная цель потребовала решения следующих задач:

  1. Анализ существующих систем мониторинга КЭ и определение проблем обработки информации о КЭ в электрических сетях низкого напряжения.
  2. Разработка комплексного показателя отклонения КЭ, характеризующего отклонение параметров ЭЭ от установленных норм, метода и алгоритма его расчета.
  3. Разработка метода и алгоритма применения комплексного показателя отклонения КЭ, метода ранжирования элементов распределительной сети по признаку целесообразности повышения КЭ.
  4. Разработка структуры, алгоритмов функционирования и программного обеспечения системы принятия решений в управлении низковольтной распределительной сетью.

Объект исследования. Региональная энергетическая система распределительных сетей 0,4 кВ мелкомоторных промышленных и бытовых потребителей.

Предмет исследования. Система управления распределительными сетями 0,4 кВ, а также модели и алгоритмы, обеспечивающие повышение эффективности функционирования этой системы.

Научная новизна работы:

  1. Разработан комплексный показатель отклонения КЭ (En), метод и алгоритмы его расчета и использования, что позволило дать числовую оценку общей степени несоответствия КЭ номинальным значениям по выделенным показателям.
  2. Предложен новый метод повышения эффективности управления низковольтной распределительной сетью, основанный на оценке КЭ на трансформаторных подстанциях (ТП).
  3. Предложены методы обработки информации в системе поддержки принятия решений в процессе управления электроэнергетической сетью, основанные на ранжировании элементов распределительной сети, что позволило определить очередность устранения выявленных нарушений КЭ, а также определить ТП, для которых наиболее актуальны проведение детального обследования и разработка мероприятий управления.
  4. Разработаны структура, метод визуализации и алгоритмическое обеспечения системы поддержки принятия решений в процессе управления низковольтной распределительной сетью, что позволило повысить эффективность управления и снизить трудоемкость процесса мониторинга.

Практическая значимость диссертационной работы:

  1. Предложены методы обработки информации, основанные на преобразовании входящих данных и применении метода анализа иерархий, для выработки управляющих решений при устранении и предупреждении фактов нарушения норм качества электроэнергии.
  2. Разработано программное обеспечение системы поддержки принятия решений в управлении низковольтной распределительной сетью, что позволило автоматизировать обработку поступающих данных и повысить эффективность системы управления.
  3. Полученные результаты диссертационной работы приняты к использованию в разработке и реализации схемы и программы перспективного развития электроэнергетики РСО – Алания, а также в разработке и реализации инвестиционных программ субъектов электроэнергетики РСО–Алания.
  4. Разработаны методические рекомендации по совершенствованию метода анализа качества электроэнергии в электросетевых и промышленных организациях.
  5. Экономический эффект от внедрения в СОф ОАО «МРСК СК» составил 770 тыс. руб. в год по подстанциям региональной распределительной сети РСО–Алания.

Обоснованность и достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждаются полученными теоретическими результатами, их соответствием экспериментальным данным и  внедрением разработанных методов ранжирования трансформаторных подстанций и программного средства в Северо-Осетинском филиале ОАО «МРСК Северного Кавказа».

Апробация диссертационной работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на ежегодных НТК СКГМИ (ГТУ), научных семинарах кафедры информационных систем в экономике СКГМИ (ГТУ) (2008 – 2011 гг.), на семинаре в Северо-Осетинском филиале МРСК Северного Кавказа, а также на следующих международных, всероссийских научно-технических и научно-практических конференциях: Международная научно-практическая конференция «Молодые ученые в решении актуальных проблем науки» г. Владикавказ 2010 г.; VII Международная конференция «Устойчивое развитие горных территорий в условиях глобальных изменений» г. Владикавказ, 2010 г.

Исследования проведены при поддержке гранта Президента Российской Федерации для молодых российских ученых МД – 2194.2010.9, по теме «Исследование и разработка информационных систем управления и регулирования розничного рынка электроэнергии и мощности» 2010–2011 гг., а также в рамках Гранта Российского Фонда Фундаментальных Исследований (РФФИ) по теме «Разработка основ оптимального управления сложной региональной энергетической системой» 2009–2010 гг., проведенного в соответствии с федеральной целевой программой (ФЦП) «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007–2012 годы», утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2006 г. № 17.

Личный вклад автора. Основные научные положения, выводы и рекомендации, содержащиеся в диссертационной работе, получены автором самостоятельно.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ, в т. ч. 3 работы в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, определенных ВАК РФ для публикации основных научных результатов.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованной литературы, включающего 78 наименований, и содержит 126 страниц машинописного текста, 32 рисунка, 16 таблиц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, поставлена цель исследования, сформулированы задачи и использованные методы их решений, раскрыта научная новизна, отмечена практическая значимость, обоснованность и достоверность научных положений, а также приведена  информация об апробации полученных результатов работы.

В первой главе проанализирован текущий уровень КЭ в распределительных сетях РСО-Алания, определены основные причины несоответствия ПКЭ установленным стандартам и предложены способы их устранения. Проведен анализ недостатков организации контроля КЭ в энергосетевых предприятиях, имеющих системный характер.

Рассмотрен использующийся в настоящий момент метод выездного периодического контроля качества электрической энергии в сетевых организациях, описаны его основные недостатки, заключающиеся в низкой скорости реагирования на изменение электромагнитной среды, высоких затратах времени на установку и демонтаж приборов учета КЭ.

Проведен анализ существующих и эксплуатируемых в России систем мониторинга КЭ, предназначенных для сбора информации в распределительных сетях поставщиков и потребителей ЭЭ. Рассмотрены следующие системы: Redpine (ООО “Хайтед”), PQSCADA(ООО «Бизнес Интернэшнл Компани»), АИИС КЭ «Ресурс» (НПП «Энерготехника»), Информационно-Измерительный Комплекс Систем Электроснабжения (ГК «Магистр»), Test-Electro (ООО «НИЦ Тест-Электро»), Ентек (ООО “НПФ “Солис-С”), Прорыв-КЭ (НПП «Прорыв»).

В результате изучения области  применения, технико-экономического и методического обеспечений обозначены основные недостатки перечисленных систем:

1.      Существующие системы мониторинга КЭ направлены на автоматизацию процесса сбора данных, полученные данные не обрабатываются системой, а отображаются на графиках, включаются в протоколы и т.п. Задача анализа целиком ложится на диспетчера;

2.      Рассмотренные системы направлены на выявление фактов нарушения КЭ, не предоставляя эффективного инструмента оценки общего уровня КЭ на объекте;

3.      Данные системы обладают не эргономичным интерфейсом, получение сведений о том или ином элементе распределительной сети требует выбора точки и контролируемых на ней параметров, что допустимо при малом числе пунктов контроля (например, в электросети предприятия), но создает неудобство при мониторинге распределительной сети, включающей сотни ТП.

Выявленные недостатки делают подобные системы малопригодными для применения в распределительных сетях регионального масштаба, а также в любых сетях, требующих централизованного мониторинга нескольких сотен точек контроля.

Исследование текущего состояния системы управления распределительной сетью позволило определить основной недостаток — задача установления факта предоставления ЭЭ, не соответствующей нормам качества, целиком лежит на потребителе ЭЭ. Последний в условиях отсутствия необходимого оборудования и уровня знаний не в состоянии выявить значительное число случаев нарушения КЭ, таких как повышенное напряжение, временные перенапряжения, гармонические токи и подобных им. Отсутствие жалоб потребителей на уровень КЭ позволяет электросетевой компании бездействовать и не принимать мер по улучшению КЭ до момента проведения периодического контроля (как правило, не чаще 2 раз в год) или сертификационных испытаний. Кроме того, отсутствует эффективный механизм оценки целесообразности повышения КЭ.

На основе проведенного исследования сформулирована задача автоматизации процесса анализа информации в информационной системе управления распределительной сетью.

Во второй главе проведен анализ системы управления распределительной сетью и существующих в ней информационных связей, определены ее основные положения и наиболее очевидные недостатки.

Выполнение стратегической  цели достигается решением общей задачи управления  , где D – описание системы распределения электроэнергии в регионе, а F – критерий управления этой системой. В качестве критерия управления F определена функция обеспечения максимального числа потребителей (Np) электроэнергией с минимальным отклонением КЭ (en) от номинального значения в течение всего периода предоставления услуг. Эффективность управления распределительной сетью определяется:

 

(1)

где n= 1..Np,  Np– количество потребителей ЭЭ в зоне деятельности ЭСК;

. ­–установленное отклонение КЭ от номинального уровня у n-гопотребителя за период, %,

d – текущее отклонение показателя КЭ от номинального значения, %;

d min– минимально допустимое отклонение показателя КЭ, %;

d nom– номинальное значение показателя КЭ, %;

d max – максимально допустимое отклонение показателя КЭ, %;

?Кедоп. – допустимые границы отклонения КЭ, %.

Рассматривая проблему уменьшения отклонения КЭ от номинального уровня, необходимо иметь в виду, что эффект от улучшения КЭ прямой выгоды не дает, нопо сути, косвенно влияет на уменьшение технических потерь (за счет обеспечения более эффективных режимов функционирования элементов распределительной сети) и коммерческих (за счет уменьшения претензий со стороны потребителей). 

Достижение цели (1) осуществляется путем разработки и проведения мероприятий по управлению элементами распределительной сети — ТП и отходящими от них фидерами. Выбор конкретных мероприятий требует проведения анализа и затрат рабочего времени специалистов, что не позволяет осуществлять управление в режиме реального времени. В то же время, оценить эффективность того или иного мероприятия до его проведения невозможно. Исходя из этого, перед лицом, принимающим решение, стоит задача ранжирования ТП распределительной сети низкого напряжения на основе оценки эффективности их функционирования. Решение данной задачи позволит определить те ТП, для которых разработка мероприятий наиболее актуальна в текущий момент времени. 

Учитывая невозможность организации наблюдения отклонения КЭ ( ) у каждого потребителя в отдельности, задача управления сужена до обеспечения требуемого уровня КЭ на отходящих соединениях максимального числа трансформаторных подстанций (ТП). В связи с чем потребители ЭЭ сгруппированы по общему признаку — трансформаторной подстанции (ТП), к которой они подключены.

Общее отклонение КЭ в распределительной сети можно определить по формуле:

,                           (2)

где i= 1…Ntp; Ntp– количество ТП в зоне деятельности ЭСК;

— отклонение напряжения на m-ной подстанции, %;

— коэффициент весомости i-ой ТП.

Введение в (2) коэффициента весомости ( ) обусловлено различием  ТП как по числу присоединенных потребителей (Ni), так и  объему проходящей через нее ЭЭ ( ) . Данное обстоятельство вызвано различным и неизвестным составом электроприемников потребителей, что позволило сформулировать предположение —чем больше на ТП потребителей и чем больше их суммарное потребление, тем более значимо поддержание на данной ТП уровня КЭ, близкого к номинальному.

Соответственно этому определен коэффициент весомости ТП (KPi):

,  ,                  (3)

где Npi – количество подключенных к i-ой подстанции потребителей ЭЭ;

– суммарное потребление ЭЭ на i-ой подстанции, МВт·ч;

Npmax — максимальное число потребителей ЭЭ, подключенных к одной подстанции в СЭС;

WEmax– максимальное потребление на одной подстанции в СЭС, МВт·ч.

Чем ближе значение данного коэффициента к 1, тем значительнее элемент в анализируемой группе.

Для определения показателей КЭ, имеющих наиболее существенное значения  для мелкомоторных промышленных и бытовых потребителей ЭЭ, проведен экспертный опрос. Наиболее важными выбраны показатели со средним геометрическим весом, большим средней оценки 3,5. Оценка несколькими методами показала, что в данном экспертном опросе выбор способа обработки мнений экспертов не играет существенной роли, так как во всех случаях получались практически одинаковые значения, дисперсия которых не превышала 0,045. На следующем этапе произведено нормирование среднего геометрического оценок на их сумму по всем факторам, в результате чего сумма коэффициентов веса стала равняться единице. Распределение рангов и расчет критериев веса приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Ранги показателей КЭ по степени важности для мелкомоторных промышленных и бытовых потребителей ЭЭ.

Показатель КЭ

Оценка эксперта

Среднее

геометрическое

Нормированный коэффициент веса, wi

1

2

3

4

5

6

Отклонение напряжения от номинального значения

6

6

6

6

6

6

6,000

0,401

колебания напряжения от номинала

2

1

3

2

3

1

1,817

несинусоидальность напряжения

5

4

5

5

4

5

4,642

0,311

несимметрия напряжений k2u

1

2

1

3

1

2

1,513

несимметрия напряжений k0u

3

3

2

1

2

3

2,182

отклонение частоты от номинального значения

4

5

4

4

5

4

4,309

0,288

 

Разработан метод и алгоритм расчета комплексного показателя отклонения КЭ, позволяющего оценить совокупное значение различных показателей КЭ трансформаторной подстанции на основе данных, полученных из системы мониторинга КЭ.

Для формирования комплексного показателя отклонения КЭ автором предложен учет  субпоказателей (e) и нормализованных параметров (Dnorm), характеризующих несоответствие КЭ номинальному значению:

                           ,(4)

где eii-й субпоказатель КЭ;

– коэффициент веса i-го субпоказателя КЭ;

Djnorm – нормализованный параметр отклонения j-го показателя КЭ от номинального значения;

n – число используемых показателей КЭ;

m – число используемых субпоказателей КЭ.

Все показатели качества ЭЭ имеют определенные границы допустимых значений – предельно допустимое отклонение напряжения задается для каждой подстанции отдельно на основании расчета, в то время как предельно допустимые значения уровня коэффициента несинусоидальности и отклонения частоты  строго заданы ГОСТ 13109-97. Разнородность, различие в масштабе величин и границ отклонения показателей качества, установленных ГОСТ 13109-97, потребовало использования нормализованных параметров.

Нормализованный параметр Dnorm характеризует степень отклонения показателя качества ЭЭ от номинального значения, например, для показателей КЭ, границы отклонения которых заданы коридором, номинальное значение является средним между максимально и минимально допустимыми значениями и при соответствии нормам качества должен принимать значение, равное 0. Нормализация основана на расчете отношения текущего значения показателя к нормализующему его значению – максимально допустимой границе отклонения данного показателя. Нормализованное значение показателя j рассчитывается по следующей формуле:

,                                       ( 5)

где dj  – текущее отклонение j-го параметра, %;

dj min? dj nom ?dj max

.                                          (6)

где dj min – минимально допустимое отклонение показателя КЭ, %;

dj nom– номинальное значение показателя КЭ, %;

dj max – максимально допустимое отклонение показателя КЭ, % .

Следует отметить, что (5) характерно для таких показателей КЭ, как отклонение установившегося напряжения и отклонение частоты, значение отклонения  которых может различаться по знаку. Кроме того, отклонения напряжений имеют индивидуально установленные для каждой ТП предельные границы, рассчитанные на основе схемы низковольтной сети распределения, поэтому абсолютные отклонения имеют значение только в сравнении с установленными границами и в их отсутствие не дают адекватных сведений.

Для показателей КЭ, характеризующихся различными коэффициентами, такими как коэффициент несимметрии, коэффициент несинусоидальности и т.п., номинальное значение равно 0, а показатель и его максимальная граница не может иметь отрицательных значений, в связи с чем (5) будет иметь частный вид:

,                                           (7)

Отклонение КЭ ( ) представлено как комплексный  показатель отклонения КЭ (Е):

,                                          (8)

Величина отклонения показателя характеризует общее отклонение КЭ по разнородным параметрам, что позволяет оценить эффективность работы ТП в распределительной сети.

Приведен пример расчета, а также статистика полученных значений комплексного  показателя КЭ на ТП распределительной сети РСО-Алания.

В третьей главе разработан алгоритм сбора и обработки информации, а также учета полученных результатов при принятия решений в системе управления распределительной сетью.

Получаемые из системы мониторинга исходные данные ( ) для анализа общего уровня КЭ на i-ой ТП заданы  в виде множества характеристик:

(9)

где  i=1..Tp, n=1..Ni , j=1..J, t=0..?t ;

Tp – количество обрабатываемых ТП;

Ni – количество подключенных к i-ой подстанции потребителей ЭЭ;

– суммарное потребление на i-ой ТП за анализируемый период,  МВт·ч;

– установленное значениеj-го показателя КЭ в дискретном значении времени tна i-ой подстанции, %;

,  – заданные значения допустимых для i-ой подстанции отклонений j-го показателя КЭ в значении времени t, %;

– число зафиксированных алармов (сообщений о факте несоответствия КЭ) на i-ой подстанции;

, – периоды времени, в течение которого КЭ соответствует или не соответствует установленным требованиям, мин.

Соответственно полученным во второй главе тождествам, множество характеристик преобразовано в вид:

,                          (10)

где – относительный коэффициент обеспечения потребителей, присоединенных к i-ой ТП, электроэнергией соответствующего качества в течение периода предоставления услуг, рассчитываемый по формуле:

,                                 (11)

– коэффициент обеспечения потребителей i-ой ТП электроэнергией, не соответствующей установленным нормам качества, рассчитываемый согласно формуле:

.                                              (12)

В целях снижения трудоемкости дальнейших операций сравнения и анализа комплексного показателя отклонения КЭ Е, рассчитанного для каждой ТП в распределительной сети, массив значений комплексных показателей отклонений КЭ  в (12) заменяется суммой данных значений, соответственно i-ую подстанцию можно охарактеризовать параметрами, представленными как:

,                          (13)

где ,

t0  –  время начала анализируемого периода,

t0+Dt–  время окончания анализируемого периода.

Разработаны алгоритмы расчета комплексного  показателя отклонения КЭ Е, а также алгоритмы функционирования ИСУРС, реализация которых позволяет системе  обеспечивать анализ показателей для любого числа подстанций, включенных в систему мониторинга, по любому числу и значению заданных оператором параметров, значительно сокращая объем анализируемых диспетчером данных.

На рисунке 1 представлен разработанный алгоритм получения исходных данных и расчета вторичных коэффициентов, необходимых в дальнейшей оценке эффективности функционирования ТП. Перед получением данных с точек контроля определяются временные границы анализируемого периода и формируется список подстанций, для которых необходимо получить данные. После выбора оператора система производит опрос приборов учета КЭ, установленных на указанных ТП. Также проверяется наличие данных о потреблении ЭЭ в текущий период  и, в случае их отсутствия, формируется запрос в систему АИИСКУЭ.

Рисунок 1 – Блок-схема алгоритма сбора и обработки информации из АИИСКУЭ и системы мониторинга КЭ.

На рисунке 2 представлен алгоритм  обработки данных и формирования графиков обслуживания и разработки мероприятий по управлению ТП. Оператор выбирает ТП и анализируемый период, система считывает необходимую информацию из базы данных, производит для каждой ТП расчет коэффициентов эффективности и качества ЭЭ, затем анализируется наличие алармов, т.е. выявленных фактов несоответствия КЭ установленным нормам.

Рисунок 2 – Блок-схема алгоритма применения комплексного  показателя отклонения качества электроэнергии в процессе разработки мероприятий устранения нарушений КЭ и мероприятий повышения КЭ на ТП.

Для ТП, на которых зафиксированы алармы, производится ранжирование на основе их коэффициента веса, числа и длительности выявленных нарушений. Результатом ранжирования является график очередности управления ТП, соблюдение которого позволит минимизировать возможные убытки и ущерб. Затем производится анализ ТПна которых отсутствуют нарушения. Их ранжирование осуществляется на основе коэффициента веса ТП, оценке КЭ и времени  последнего управления. В результате этого формируется график очередности обслуживания, где первую позицию занимает та ТП, для которой актуально проводить детальное исследование с целью разработки мероприятий управления. Полученные графики могут быть скорректированы диспетчером перед их приемом к исполнению. По завершении анализа оператор может выбрать следующую группу подстанций либо завершить работу.

Разработан механизм формирования ранжированных списков ТП в подсистеме принятия решений ИСУРС, основанный на методе анализа иерархий в процессе обработки данных, собранных системой мониторинга. Учтена специфика управления распределительной сетью в сетевых организациях — система обладает значительным числом точек контроля КЭ (более 100 ТП), что делает мониторинг показателей КЭ трудоемкой задачей, кроме того, значительная часть мероприятий повышения КЭ является материалоемкой, что требует грамотного распределения имеющихся ресурсов.

В качестве инструмента системного подхода к сложным проблемам принятия решений в процессе управления КЭ применен метод анализа иерархий (МАИ). Применение МАИ обосновано спецификой данного метода: результатом является не предписание лицу, принимающему решение (ЛПР), какого-либо «правильного» решения, а обеспечение поиска в интерактивном режиме альтернативы, наилучшим образом согласующейся с текущими проблемами и требованиями к ее решению, задание значимости этих факторов, оценка альтернатив. Общая схема иерархии определения очередности устранения нарушений КЭ на ТП содержит две группы сравнения: группа, состоящая из трех критериев, и группа, включающая NАльтернатив (ТП), где Nсоответствует числу ТП, для которых необходимо выработать управляющее решение.

Построение формализованной модели процедуры согласованного принятия решений осуществляется в следующей последовательности:

1) Выделение конечного набора основных критериев для принятия решений.

2) Определение численной шкалы предпочтений по методу анализа иерархий и формирование матрицы парных сравнений выбранных критериев, представленной в таблице 2.

Таблица 2 – Матрица парных сравнений.

Критерий

К1

К2

КN

К1

К11

К12

К1N

КN

КN1

КN2

КNN

Данная матрица автоматически  формируется математическим аппаратом ИСУРС на основе рассчитанных  значений  для каждой ТП. Ввиду того, что формирование матрицы попарных сравнений происходит на основе числовых значений, данная процедура не требует участия человека. В отличие от оригинального метода, полученная матрица содержит значения, лишенные субъективности суждений лица, принимающего решения (ЛПР). Структура матрица парных сравнений по показателю суммы  приведена в таблице 3.

Таблица 3 – Матрица парных сравнений по критерию «Сумма показателя отклонения КЭ ».

Сумма показателя отклонения КЭ

/

/

/

/

/

/

Следующим шагом является расчет главного собственного вектора, для чего элементы каждого столбца делятся на сумму элементов этого столбца  

,                                               (14)

элементы каждой полученной  строки складываются, и полученная сумма делится на число элементов строки

.                                              (15)

В результате главный собственный вектор представляет собой вектор-столбец следующего вида:

y1

y2

y3

yn

Для получения вектора приоритетов нормализуем главный собственный вектор и добавляем его в качестве столбца в таблицу 2. В итоге получим таблицу 4.

Таблица 4 – Матрица парных сравнений со столбцом главного собственного вектора.

Критерий

К1

К2

КN

Главный собственный вектор

К1

К11

К12

К1N

y1 norm

К2

К21

К22

К2N

y2 norm

 

КN

КN1

КN2

КNN

yn norm

Аналогично составляются матрицы для всех остальных критериев. В результате формируется сводная таблица 5, содержащая взвешенные оценки каждой ТП и оценки альтернатив выбора ТП, полученные применением линейной свертки (14, 15).

Таблица 5 – Сводная матрица весов критериев.

Оценки альтернатив

ТП 1

y1 norm( )

y1 norm( )

y1 norm( )

y1 norm

ТП 2

y2 norm( )

y2 norm( )

y2 norm( )

y2 norm

ТП N

yn norm( )

yn norm( )

yn norm( )

yn norm

Затем производится анализ полученных оценок альтернатив. Приоритетной  считается альтернатива, для которой полученная оценка максимальна.

В таблице 6 приведены сведения по подстанциям фидера низковольтной распределительной сети, функционирующей в селении, на которых зафиксированы факты нарушений норм КЭ. Подстанции, не питающие бытовых и мелкомоторных промышленных потребителей, а также ТП, не находящиеся на балансе СОф МРСК СК, в экспериментальных расчетах не присутствуют.

Таблица 6 – Данные по ТП с выявленными фактами нарушения КЭ и рассчитанная аналитическая оценка.

ТП

Число потреби-телей

Потребление

за неделю, кВтч

Число зафиксированных нарушений КЭ (Na)

Общая длительность нарушений КЭ (T-), мин.

Комплексная оценка КЭ (EiS)

Аналитическая

оценка ТП

5-2

384

17619,69

37

1512

3321,25

0,7417

5-5

246

11287,62

4

34

2639,16

0,1409

5-7

423

19409,19

1

64

2317,87

0,1174

Проведенный расчет позволил дифференцировать ТП  по уровню КЭ, где наивысшая аналитическая оценка соответствует наименее эффективной ТП, то есть той, на которой отклонение КЭ от номинального уровня достаточно велико. В данном случае таблица 6 задает порядок устранения выявленных нарушений КЭ, соблюдение которого  позволит минимизировать потенциальные потери. В таблице 7 приведены сведения по ТП того же фидера, на которых не выявлено нарушений КЭ.

Таблица 7 – Данные по ТП без нарушений ПКЭ и рассчитанная аналитическая оценка.

ТП

Число потреби-телей

Потребление

за неделю, кВтч

Недель с последнего управления , нед.(окр.)

Комплексная оценка отклонения КЭ (EiS)

Аналитическая оценка ТП

5-1

501

22988,19

16

2485,55

0,1943

5-3

351

16105,50

14

2497,18

0,1454

5-4

39

1789,50

18

835,18

0,0817

5-6

483

24162,12

11

2294,92

0,1737

5-9

102

4680,23

6

1287,71

0,0532

5-10

468

21474,00

3

1149,74

0,1086

5-13

288

13214,77

13

1552,15

0,1074

5-14

228

10461,69

12

1862,57

0,1006

5-17

120

5506,15

3

886,94

0,0351

В данной таблице следует отметить ТП №5-1 с наивысшим рангом (0,1943). Отчет об измерении КЭ на данной ТП прошел детальное изучение специалистами СОф МРСК СК, в результате чего разработаны мероприятия повышения КЭ за счет изменения коэффициента трансформации и снижения выходного напряжения. На рисунке 3 приведены графики медиан минутных значений комплексного показателя отклонения КЭ Е на ТП 5-1 до проведения мероприятий повышения КЭ (испытание 1) и после (испытание 2).

Исп. 2

Исп. 1

Рисунок 3 – График изменения комплексного показателя отклонения КЭ Е на ТП 5-1 при различных испытаниях.

Результаты, полученные при втором испытании, свидетельствуют об уменьшении отклонения КЭ от номинального значения, что привело к изменению аналитической оценки ТП 5-1 со значения 0,1943 на 0,1277.

Разработанный метод ранжирования ТП предложен в качестве рекомендации сетевым компаниям, что позволило добиться снижения трудоемкости и повышения эффективности анализа показаний качества электроэнергии на трансформаторных подстанциях низкого напряжения 0,4 кВ с присоединенными мелкомоторными промышленными и бытовыми потребителями. Использование разработанных методов обработки информации в СОф МРСК СК повысило результативность предупреждения фактов нарушения качества электроэнергии подстанции  и обеспечило экономический эффект в размере 770 тыс. руб. по региональной распределительной сети РСО-Алания.

В четвертой главе разработана структура построения информационной системы управления распределительной сетью (ИСУРС) – распределенная система поддержки принятия решений в процессе управления качеством ЭЭ на основе технологий, предоставляющих единый интерфейс для управления объектами автоматизации и технологическими процессами «OLE for Process Control» ОРС. Данная система предназначена  для реализации функций управления КЭ в низковольтных распределительных сетях региона  с использованием унифицированного диспетчерского интерфейса на автоматизированных рабочих местах различных уровней.

Общая схема ИСУРС приведена на рисунке 4, в нее входят подсистемы:

    • сбора данных, куда входят сервера, все устройства (приборы учета, приборы дистанционного управления, коммутационные узлы) и каналы связи, занятые сбором и передачей данных и управляющих воздействий;
    • управления, включающая в себя автоматизированные рабочие места (АРМ) администраторов системы и АРМ диспетчеров, средства формирования запросов в базу данных и визуализации полученных данных;
    • принятия решений, куда входят средства обработки и анализа информации, система поддержки принятия решений и формирования графиков обслуживания ТП.

    В качестве приборов учета применяются счетчики электроэнергии с возможностью контроля КЭ, передающие сигнал на коммутационный узел посредством интерфейса RS485/RS232. Коммутационный узел «на месте» производит первичную обработку данных, автоматически выдает команды на приборы управления в экстренной ситуации, принимает и инициирует соединения с сервером по отведенному каналу связи.

    Рисунок 4 – Общая схема информационной системы управления.

    В качестве канала связи в условиях горных территорий используется один из способов передачи данных, обладающий достаточной для данной точки контроля пропускной способностью, например PLC (передача данных по силовым линиям), Wi-Fi, Ethernet, GSM-модем и т.п. С коммутационного узла данные считываются сервером сбора данных как автоматически, так и по запросу диспетчера,  записываются в базу данных, и их дальнейшая обработка производится модулями системы управления.

    Система спроектирована с учетом современных требований к алгоритмическому и программному обеспечению, возможностей дальнейшего развития, интеграции с офисными приложениями для облегчения процедуры ввода данных и вывода отчетных данных. Автором предложено разбиение ИСУРС на несколько отдельных подсистем (модулей):

    1. Система управления
    2. Подсистема сбора данных
    3. Подсистема принятия решений
    4. Единая база данных

    На рисунке 5 представлен способ визуализации полученных весовых оценок ТП на схеме распределительной сети  в графическом интерфейсе ИСУРС.

    Рисунок 5 – Главное окно ИСУРС.

    На представленной схеме ТП показаны различными значками, обозначающими тип подстанции (закрытая, на стойке и т.п.) соответственно принятой в МРСК СК легенде. Чем больше весовая оценка ТП, тем целесообразнее разрабатывать и реализовать на них мероприятия повышения КЭ. Таким образом, в настоящем исследовании осуществлена попытка выразить значимость ТП в процессе управления КЭ в численном виде.

    Заключение

    Проведенные в данной диссертационной работе исследования  посвящены разработке метода и алгоритмов формирования комплексного  показателя отклонения КЭ на основе данных системы мониторинга, обеспечивающего эффективный анализ информации, поступающий из распределительной сети регионального масштаба, а также разработке алгоритмов функционирования ИСУРС и подсистемы поддержки принятия решений. Основные научные и практические результаты данной работы можно сформулировать в виде следующих выводов:

    1. Рассмотрены средства и методики контроля КЭ, выявлено наличие в них недостатков, определены основные причины неэффективного управления КЭ.

    2. Проведен анализ существующих систем мониторинга КЭ, определены их основные особенности и общие недостатки, делающие рассмотренные системы малопригодными для применения в распределительных сетях регионального масштаба ввиду отсутствия автоматизации процесса анализа поступающих данных.

    3. Предложен новый подход к повышению эффективности системы управления низковольтной распределительной сетью, заключающийся в обработке информации, формировании очереди устранения нарушений и ранжировании подстанций по степени целесообразности проведения мероприятий повышения КЭ.

    4. Проанализированы и выбраны критерии, необходимые для оценки общего уровня КЭ в низковольтных распределительных сетях мелкомоторных промышленных и бытовых потребителей.

    5. Разработаны методы и алгоритмы  расчета комплексного показателя отклонения КЭ, анализа полученных значений и  построения ранжированного списка подстанций для проведения мероприятий по повышению КЭ.

    6. Разработано алгоритмическое и программное обеспечение системы принятия решений в управлении низковольтной распределительной сетью, реализующее предложенные методы и алгоритмы обработки информации, ранжирования ТП и визуализации.

    ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

    Публикации в ведущих рецензируемых научных журналах,

    включенных в перечень ВАК:

    1. Козлов К.Г., Дубинин В.Н.  Оценка качества электроэнергии в распределительных сетях РСО-Алания // Научные труды Вольного экономического общества России. Специальный выпуск в честь 250-летия со дня рождения Екатерины и 230-летия присоединения Осетии к России.  2009, с 184-188.
    2. Козлов К.Г.,  Хузмиев И.К. Информационно-управляющая система электрораспределительной сети на основе мониторинга показателей качества электроэнергии // Известия высших учебных заведений. Северо-Кавказский регион. Технические науки. 2010, №5, c.50-53.
    3. Козлов К.Г., Джиоева И.А., Кумаритов А.М. Разработка информационно-управляющей системы мониторинга для решения задачи повышения качества электроэнергии в распределительных сетях 0,4 кВ РСО-Алания // Аудит и финансовый анализ. 2011, №5,  с. 453-457.

    Публикации в других изданиях:

    1. Кумаритов А.М., Козлов К.Г. Анализ качества электроэнергии на центрах питания удаленных районов РСО-Алания» // Международная научно-практическая конференция «Молодые ученые в решении актуальных проблем науки», Владикавказ, 2010, с.22-25.
    2. Козлов К.Г. Разработка эффективной системы мониторинга и расчета значений качества электрической энергии в распределительных сетях // VII Международная научная конференция «Устойчивое развитие горных территорий в условиях глобальных изменений».  [Электронный ресурс], Владикавказ, 14-16 сентября, 2010. 1 опт. диск (CD-R).
    3. Козлов К.Г. Анализ качества электроэнергии удаленных районов РСО-Алания // VII Международная научная конференция «Устойчивое развитие горных территорий в условиях глобальных изменений». [Электронный ресурс], Владикавказ, 14-16 сентября, 2010. 1 опт. диск (CD-R).
    4. Козлов К.Г. Принцип построения, задачи и алгоритмы работы информационно-управляющей системы мониторинга качества электроэнергии в низковольтных сетях РСО-Алания // Труды Северо-Кавказского горно-металлургического института (ГТУ) «Выпуск восемнадцатый», Владикавказ. 2011, c.37-41

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    Подписано в печать 16.05.2012. Формат 60х84 1/16. Бумага офсетная. Гарнитура «Таймс». Печать на ризографе. Усл. п.л. 1,0. Тираж 100 экз. Заказ №  100.

    ГОФУ "Северо-Кавказский горно-металлургический институт (государственный технологический университет)". Издательство «Терек».

    Отпечатано в отделе оперативной полиграфии СКГМИ (ГТУ).

    362021, г. Владикавказ, ул. Николаева, 44.

     
    Авторефераты по темам  >>  Разные специальности - [часть 1]  [часть 2]



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.