автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Автоматизированная система анализа топологии схем электрической сети для диспетчерского управления электроэнергетической системой

Открытое акционерное общество Научно-исследовательский институт электроэнергетики ОАО «ВНИИЭ»

На правах рукописи УДК 621.311: 658.284

Гикинская Александра Евгеньевна

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА

АНАЛИЗА ТОПОЛОГИИ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ ДЛЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМОЙ.

Специальность 05.14.02. - «Электростанции и

электроэнергетические системы»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Работа выполнена в ОАО «Научно-исследовательский институт электроэнергетики» (ОАО «ВНИИЭ»), г. Москва.

Научный руководитель -

доктор технических наук Любарский Юрий Яковлевич

Официальные оппоненты -

доктор технических наук Кучеров Юрий Николаевич

кандидат технических наук Рабинович Марк Аркадьевич

Ведущая организация

филиал ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» ОДУ Урала г. Екатеринбург

Защита состоится 21 декабря 2004 г. в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д 512.002.01 при ОАО «Научно-исследовательский институт электроэнергетики» (ОАО «ВНИИЭ») по адресу: г. Москва, Каширское шоссе, д.22, корп.З.

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять на имя ученого секретаря Диссертационного Совета Д512.002.01 по адресу 115201, г. Москва, Каширское шоссе, д.22, корп.З, ОАО «ВНИИЭ».

С диссертационной работой можно ознакомиться в библиотеке ОАО «ВНИИЭ».

Автореферат разослан « » ноября 2004 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 512.002.01 доктор технических наук, профессор

В.Э. Воротницкий

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Одним из основных средств контроля и управления единой энергетической системой России, обеспечивающих ее устойчивость и надежность, является автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ). Диспетчерский персонал на разных уровнях диспетчерского управления, руководствуясь данными АСДУ, принимает решения по управлению магистральной электрической сетью, распределительными электрическими сетями и энергетическими режимами. Поэтому информация, на которую опирается диспетчерский персонал в своей работе, должна быть максимально полной, достоверной и актуальной, от чего зависит своевременность и качество принимаемых диспетчером решений по управлению как отдельными энергообъектами электроэнергетических систем (ЭЭС), так и объединенными электроэнергетическими системами (ОЭС) в целом.

Передача информации о состоянии электрической сети, в том числе о положениях коммутационных аппаратов, осуществляется от устройств телемеханики в центральные приемопередающие станции или системы сбора информации и телеуправления SCADA, где она обрабатывается и подается на мониторы и щиты управления в виде схем, таблиц и графиков. Такие системы предназначены для решения основного объема информационных задач оперативного информационно-управляющего комплекса (ОИУК).

Для систем SCADA должно выполняться условие полноты информации, за счет избыточности оперативной информации о положении коммутационных аппаратов - телесигнализации, поступающей от объекта управления. В отечественных ЭЭС не везде технически выполняется это условие, так как практически отсутствует телесигнализация положений разъединителей и части выключателей. Вследствие этого ОИУК в отечественных условиях не полностью обеспечивает персонал диспетчерского управления:

-необходимой наблюдаемостью состояния электрической сети (не отображает достоверных схем электрической сети);

-автоматической диагностикой аварийных ситуаций; -возможностью выполнения технологических задач (расчет потокораспределения, устойчивости и пр.), функционирующих в режиме on-line и помогающих диспетчеру обеспечивать надежную и экономичную работу ОЭС.

Используемые в существующих системах SCADA математические (имитационные) модели способны решить ту задачу, которая достаточно хорошо формализована и обеспечена необходимой информацией. Математические методы и алгоритмы, моделирующие псевдотелесигналы, являются ограниченными и не позволяют обнаруживать такие важные для диспетчера состояния сети как отделение районов, разделение схем объектов, размыкание транзитов. Ручной ввод недостающей информации приемлем только для плановых и а для выполнения

технологических задач, on-line, этот метод

_ Л .. t

о*„я им t з

практически невозможен, так как значительно увеличивает время доставки данных и нагрузку оперативного персонала, что позволяет сделать вывод о нерациональном использовании традиционных систем компьютерной поддержки оперативно-диспетчерского персонала в отечественных условиях.

Такое состояние проблемы определило актуальность проведенных в последние годы ряда исследований и разработок, направленных на совершенствование АСДУ для поддержки оперативного персонала в условиях недостаточности информации.

Проблемам особенности рассуждений человека (в нашем случае диспетчера, принимающего решения по управлению ЭЭС), важным в теории ситуационного управления, посвящены работы Д.А. Поспелова, где описываются иерархические графы, как наиболее удобный способ представления таксономии знаний. Моделирование ЭЭС рассмотрено в работах Кучерова Ю.Н. при решении задач надежности электрических сетей в программно-вычислительном комплексе АНАРЭС. Любарский Ю.Я. изложил методику построения интеллектуальных информационных систем, позволяющих решать многие практически важные задачи, используя декларативное представление знаний о проблемной области и процедурное представление умений решения задач из этой области, обеспечивая взаимодействие с различными группами пользователей на ограниченном естественном языке (ОЕЯ) малой информационной модели интеллектуальных решений в управлении семантическими сетями.

Эти работы способствовали решению проблемы в целом, но нынешнее ее состояние свидетельствует о необходимости принципиально нового научного подхода к совершенствованию решения одной из важных задач АСДУ электроэнергетическими системами.

Цель работы. Целью диссертации является разработка и создание новой автоматизированной системы анализа топологии схем электрической сети для диспетчерского управления ЭЭС - одной из сложно решаемых задач АСДУ при неполном информационном обеспечении.

Задачи. Для достижения поставленных целей решались задачи: -представления разных видов первичных электрических схем в виде информационной топологической модели (ТМ);

-автоматического преобразования ТМ подробных электрических схем в ТМ оперативной электрической схемы, ТМ оперативной электрической схемы в ТМ структурной и эквивалентной электрической схемы;

-компенсации недостающей информации о положениях нетелесигнализируемых коммутационных аппаратов и достоверизации передающихся телесигналов.

Научная новизна. Научная новизна работы заключается в учете специфики отечественных энергосистем (в части недостаточности оперативной информации о состоянии объекта управления) и использовании организационно-технологических процессов, характерных для отечественных

ЭЭС, в качестве дополнительного источника информации.

Использование в данной работе технологии интеллектуальных информационных систем (экспертных систем) для организации прикладных систем, осуществляющих сложные логические выводы, способствует решению слабо формализуемых задач с помощью эвристических методов для создания модели текущего состояния электроэнергетической системы, отражающую топологию сети, т.е. состав узлов и связей, которые соответствуют положениям ' коммутационных аппаратов на текущий момент времени.

Объект исследования. Объектом исследования является комплекс теоретических и практических проблем АСДУ, характеризуемый ограниченностью возможностей систем сбора информации и телеуправления, вследствие того, что отечественная телеинформационная сеть распространена не на все коммутационные аппараты, входящие в состав электрической сети и содержит значительное количество устаревших устройств телемеханики и низкоскоростных каналов связи, ограничивающих объем передаваемой телеинформации и увеличивающих время запаздывания данных. Вследствие этого возникает неполнота отображения оперативной информации о состоянии ЭЭС на пунктах и щитах диспетчерского управления всех уровней.

Предмет исследования. Предметом исследования являются:

-топологические модели подробных электрических схем подстанций, оперативных, структурных и эквивалентных электрических схем ЭЭС;

-данные оперативной телесигнализации, передаваемой по каналам телемеханики в ОИУК АСДУ;

-информация по ремонтным заявкам автоматизированной системы «Заявка», существующей на всех уровнях диспетчерского управления.

Методология и методы исследования. Автоматизированная система анализа топологии электрической сети создана на основе технологии экспертных систем, предназначенной для решения неформализованных задач, на основе формализма семантических сетей, как наиболее удобного способа представления топологии электрической сети в электронном виде. В базу знаний заложен опыт и знания эксперта-технолога (диспетчера) по управлению ЭЭС в виде технологических правил.

Этапы разработки автоматизированной системы анализа топологии электрической сети соответствуют этапам разработки прикладных экспертных систем (в дальнейшем автоматизированная система анализа топологии схем электрической сети может называться экспертной системой):

- концептуального проектирования; настройки базы знаний;

- разработки экспертной системы;

- программирования процедур логического вывода;

- отладки программ-рассуждений.

На этапе концептуального проектирования разработан проект концептуальной структуры базы знаний и определен состав и функции

программрассуждений. В результате проведения этапа настройки базызнаний сформирована вопросно-ответная система с диалогом на ОЕЯ пользователя. С помощью вопросов диалогового режима отобраны процедуры логического вывода, которые на последующем этапе разработки экспертной системы были переведены в программу-рассуждение. Программирование процедур логического вывода выполнено на языке программирования малой информационной модели интеллектуальных решений, доступном для использования в С++ программах.

Для построения топологических моделей электрических сетей использован «индуктивный» и «дедуктивный» метод. Так как модель оперативной схемы является обобщением моделей подробных схем, то метод коррекции топологической модели оперативной схемы, на основе связанных с ремонтными заявками изменений в модели подробной схемы, условно был назван «индуктивным». В «дедуктивном» методе из обобщенной информации о топологии оперативной схемы и оперативной информации о ремонтных заявках делаются выводы о соответствующих изменениях в топологической модели оперативной схемы.

Применен метод «фиксации состояний и событий электрической сети», имеющий существенные преимущества перед методом «задания обобщенных телесигналов».

Практическая значимость исследования. Практическая значимость исследования в области АСДУ и создания автоматизированной системы анализа топологии схем электрической сети состоит в возможности формировать массивы данных о событиях и состояниях сети, в режиме on-line и выводить диспетчеру на экран информацию вида:

-присоединение/отсоединение линий электропередач (далее просто ВЛ) к энергообъектам (подстанциям);

-включение/отключение силовых трансформаторов (для каждого из уровней напряжения);

-включение/отключение реакторов;

-подача/снятие напряжения с элементов оборудования (ВЛ, системы шин (далее просто СШ));

-разделение/прекращение разделения схемы энергообъекта (подстанции) на наивысшем для этого объекта уровне напряжения;

-отделение/прекращение отделения объекта (подстанции) от ЕЭС; -отделение/прекращение отделения района (группы объектов) от ЕЭС; -отделение/прекращение отделения элементов оборудования от ЕЭС. Эта информация актуальна при разделении схемы энергообъекта;

-замыкание/размыкание «транзитов» (эквивалентных связей); Данные о событиях электрической сети формируются и могут выводиться на экран в виде:

-архива событий, содержащего информацию о событиях за определенный период времени;

-ведомости событий, содержащей информацию об определенном числе последних по времени формирований событий;

-журнала событий, содержащего информационную структуру, позволяющую отображать в текстовом виде всю или отсортированную информацию из архива событий;

-таблиц признаков состояния элементов оборудования и объектов -«признаков присоединений», которые используются программами ситуационного отображения и являются информационной основой для формирования динамической информации о топологии электрической сети, отображаемой на ситуационном щите управления.

Автоматизированная система анализа топологии схем электрической сети для диспетчерского управления электроэнергетическими системами внедрена в ОДУ Средней Волги, внедряется в ОАО «ФСК ЕЭС», ОДУ Урала, и в ряде других ЭЭС и ОЭС.

В ОДУ Средней Волги система анализа топологии управляет отображением топологической информации на ситуационном диспетчерском щите, выполненном на базе видеостены. Эти разработки проводятся с участием других лабораторий ВНИИЭ, занимающихся вопросами отображения электрических схем.

Перспективы использования. Дальнейшая перспектива использования результатов работы автоматизированной системы анализа топологии схем электрической сети возможна в задачах:

1. оценки структурной надежности электрических схем, функционирующей в режиме on-line и обеспечивающей диспетчерский персонал отображением наглядной и достоверной оперативной информации, в конечном итоге, в виде «живых» электрических схем, посредствам экспертной системы анализа топологи, что позволяет диспетчеру оперативно контролировать структурную составляющую надежности электрической сети ОЭС;

2. оценки режимной надежности (автоматическое определение пределов режимных параметров) ЭЭС и ОЭС, функционирующей в режиме online. Одной из функций систем SCADA является автоматический контроль режимных параметров (в частности, телеизмерений) по заранее заданным предельным значениям с ведением журнала нарушений пределов. Автоматическая коррекция пределов при изменении состояний элементов оборудования может быть выполнена на основе использования результатов анализа топологии (множество выведенных элементов оборудования) и формализованных режимных инструкций (содержащих режимные ограничения при выводе различных элементов оборудования).

3. достоверизации информации о топологии электросети за счет использования информации по открытым ремонтным заявкам.

4. создания систем-советчиков для селекции и анализа нештатных (аварийных) ситуаций в электрической сети, которые при аварии могут анализировать ситуацию, состояние сети, генерирующих источников и на

основании правил переключений вырабатывать план восстановления электроэнергетической системы или выдавать рекомендации диспетчеру по ликвидации аварийных ситуаций.

Реализация и внедрение рассмотренных экспертных систем позволит существенно продвинуться в автоматизации «рутинных» (но весьма трудоемких) функций диспетчерского управления энергообъединениями. При этом важно, что описанные здесь разработки опираются на реальные информационные условия отечественных энергосистем.

Достоверность результатов. Достоверность полученных результатов подтверждается включением в разработанную систему анализа топологии имитационного режима, позволяющего, задавая изменения положения коммутационных аппаратов и состава заявок, контролировать изменения в топологической модели электросети.

Апробация результатов работы. Результаты работы были доложены и обсуждены на:

-третьем специализированном научно-техническом семинаре «Современные средства телемеханики, организация рабочих мест оперативного персонала и щитов управления в электроэнергетике» (г. Москва, 2002 г.);

- второй научно-технической конференции молодых специалистов электроэнергетики (г. Москва, 2003 г.);

-четвертом специализированном научно-техническом семинаре «Современные средства телемеханики, организация рабочих мест оперативного персонала и щитов управления в электроэнергетике» (г. Москва, 2003 г.);

-научно - технической конференции «Управление

электроэнергетическими системами - новые технологии и рынок» (г. Сыктывкар, Уральское отделение РАН, 2004 г.);

-втором специализированном научно-техническом семинаре «Современные методы и программные средства анализа и планирования электропотребления, балансов мощности и электроэнергии» (г. Москва, 2004 г);

-пятом специализированном научно-техническом семинаре «Современные средства телемеханики, организация рабочих мест оперативного персонала и щитов управления в электроэнергетике» (г. Москва, 2004 г.).

Публикации. Основные положения и результаты работ опубликованы в 7 печатных работ, из них 3 статьи.

Объем и структура диссертации.

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы и двух приложений. Объем работы включает 169 страницы текста, 2 таблицы, 18 рисунков, 2 приложения.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и задачи, отражена научная новизна и практическая ценность полученных результатов, дается общая характеристика работы.

В первой главе проведен анализ основных функций АСДУ. Выявлен недостаток ведомственной системы сбора и передачи информации, предназначенной для автоматического обмена телеинформацией {телеизмерений и телесигналов) в ОИУК, препятствующий выполнению условия полноты информации в системе SCADA, входящей в состав ОИУК. Сделан вывод, что проблема отсутствия полной оперативной информации с объекта управления не до конца решается предварительным выполнением задачи определения псевдотелеизмерений и псевдотелесигналов, так как математические методы (метод обобщенных телесигналов) и алгоритмы, моделирующие псевдотелесигналы, являются ограниченными и не позволяют обнаруживать важные для диспетчера состояния электрической сети (отделение районов, разделение схем объектов и др.). Поддержка соответствующего информационного обеспечения весьма трудоемка.

Для компенсации недостающей информации о положениях нетелесигнализируемых выключателей и разъединителей предложено использовать специфичную для России процедуру работы с ремонтными заявками, поддерживаемую комплексом организационных и технологических мероприятий (подача заявок, передача и мониторинг информации по заявкам, проработка заявок, принятие решений по заявкам) на всех уровнях диспетчерского управления. Действующие - (открытые) ремонтные заявки определяют положение коммутационных аппаратов электрической сети, в числе которых находятся нетелесигнализируемые коммутационные аппараты -разъединители, отделители, заземляющие ножи (ЗН). Изменение положений разъединителей в распределительных устройствах энергообъектов может быть произведено вследствие работ, выполненных по открытым заявкам. В текстах заявок, как правило, указывается только оборудование, которое должно быть выведено в ремонт, а коммутации, которые обычно диспетчер определяет «в уме», на основе знания состояний множества электротехнического оборудования по уже открытым заявкам, автоматически извлекаются благодаря технологии экспертных систем.

В рамках данной работы определены типы электрических схем в зависимости от степени подробности информации и применения в диспетчерском управлении, образующие три уровня иерархии:

1. уровень подробных электрических схем (ПС) (см. рис. 1);

2. уровень оперативных электрических схем (ОС) (см. рис. 2 и рис. 3 вверху);

3. уровень структурных (СтС) и эквивалентных (ЭквС) электрических схем (см. рис. 3 внизу).

Рис. 2. Пример автоматического формирования изображения ОС на основе анализа топологии:

Рис. 1. Примеры ручного нанесения текущего положения коммутационных аппаратов (коммутаторов) на ПС:

а) присоединение включено;

б) присоединение отключено и заземлено;

в) заземления сняты, присоединение включено в работу;

г) присоединение переведено с первой СШ на вторую СШ.

Часто встречаются ситуации когда на ситуационном щите управления положение выключателя показано включенным, в то время как существует отсоединение элементов оборудования (ВЛ, трансформаторов) от подстанции разъединителями, при включенных для восстановления «поля» выключателях (в схемах 500 кВ и выше). В таком случае, диспетчеру приходится запоминать много информации о действительном состоянии электрической сети, что снижает скорость принятия оперативного решения по управлению ЭЭС.

Опыт многих аварий и результаты исследования проблемы «человеческого фактора в системах управления» доказали крайнюю проблематичность отображения информации традиционными методами в условиях ограниченности оперативной телеинформации. Поэтому были сформулированы общие требования к программам формирования отображения электрических схем в АСДУ на основе информации, подготовленной программой анализа топологии схем электрической сети (см. рис.2) взамен устаревших методов, одним из которых является метод ручного нанесения текущего положения коммутационных аппаратов на электрическую схему (см. рис. 1).

Рис. 3. Пример использования результатов работы анализа топологии программой отображения для изображении второго и третьего уровня иерархии электрических схем ОЭС Средней Волги с отключением ВЛ «БАЭС -Трубная».

Во второй главе определен класс задач, к которому относится задача анализа топологии схем электрической сети. Проведен сравнительный анализ инструментальных средств, при помощи которых можно решить данную задачу. Описана топологическая модель электрической сети в виде графа. Обосновано применение технологии экспертных систем (часто используется термин «инженерия знаний», введенный Е.Фейгенбаумом, как «привнесение принципов и инструментария исследований из области искусственного интеллекта в решение трудных прикладных проблем, требующих знаний экспертов») для создания автоматизированной системы анализа топологии схем электрической сети.

Некоторые специалисты, продолжают утверждать, что экспертные системы и системы искусственного интеллекта (СИИ) не оправдали возлагавшихся на них ожиданий. Причина таких заблуждений состоит в том, что экспертные системы рассматривались, как альтернатива традиционному программированию, исходя из того, что в изоляции от других программных средств, экспертные системы должны полностью решать все задачи. Надо

отметить, что на заре появления экспертных систем, специфика используемых в них языков, технологии разработки приложений и используемого оборудования (например, Цвр-машины) давала основания предполагать, что интеграция экспертных систем с традиционными программными системами является сложной и, возможно, невыполнимой задачей при ограничениях, накладываемых реальными приложениями. Однако в настоящее время имеются инструментальные средства для создания экспертных систем, разработанные в полном соответствии с современными технологическими тенденциями традиционного программирования, что снимает проблемы, возникающие при создании интегрированных приложений. В последние годы СИИ, воспринимающие ОЕЯ, стали активно использоваться в коммерческих приложениях, так как обеспечивают создаваемые приложения:

-большей «прозрачностью» (не требуя комментариев к знаниям, упрощая обучение и сопровождение);

-возможностью динамичной модификации приложений пользователем. Использование СИИ способствует решению глобальных проблем традиционного программирования - длительность и, следовательно, высокая стоимость разработки сложных приложений и их сопровождение, которое часто в несколько раз превосходит стоимость разработки, а так же низкий уровень повторной используемости программ.

Технология экспертных систем не отвергает и не заменяет традиционного подхода к разработке программ, ориентированных на решение формализованных задач. Необходимость использования экспертных систем обусловлена характеристикой неформализованных задач: -неполнота исходных данных; -большая размерность пространства решения; -динамически изменяющиеся данные;

-возможность решения задачи с помощью символических рассуждений; -эвристическая, а не алгоритмическая природа задачи, т.е. решение требует применения эвристических правил.

Задача анализа топологии схем электрической сети относится к классу неформализованных задач, чем обусловлено применение для ее решения инструментальной системы «малой информационной модели интеллектуальных решений» - МИМИР, отвечающей требованиям к экспертным системам как в техническом, так и экономическом плане. Разработанная во ВНИИЭ система МИМИР обладает следующими свойствами: -имеет небольшую стоимость по сравнению с западными аналогами; -ориентирована на создание широкого класса экспертных систем в области диспетчерского управления ЭЭС;

-поддерживает работу с семантическими сетями, способствуя формальному представлению схем электрических сетей для топологического анализа в виде неориентированного графа;

-универсальна в управлении семантическими сетями, что позволяет рассчитывать на то, что на базе МИМИР могут быть построены системы

поддержки _ других типов решений (например, детальное планирование ремонтных операций с учетом ограничений имеющихся ресурсов).

Для автоматизации анализа связей элементов электрических схем, необходимо иметь специальную информационную структуру - топологическую модель (ТМ) семантической сети (см. рис. 4), отражающую состав узлов и связей, в соответствии с положением коммутационной аппаратуры в схеме, представленную графом множество вершин

графа, -множество ребер графа.

Для удобства обозначения вершин графа, разделим все элементы

электротехнического оборудования на

оборудование (ВЛ, генераторы, силовые и измерительные трансформаторы, СШ, реакторы и т.д.) и коммутаторы (выключатели, отделители,

разъединители, ЗН и т.д.), связанные

электрическими узлами (неразборными или сборными

соединениями), являющиеся также вершинами графа. Ребра

неориентированного

Рис.4 Топологическая модель семантической сети в виде многоярусного графа для ОС и ПС.

графа отражают взаимосвязь вершин: Энергообъект, оборудование (ВЛ1, СШ1, СШ2), вид оборудования (ВЛ, СШ), коммутаторы ДО, B2, PL..4, ЗН1...5), вид коммутатора (выключатель, разъединитель, заземляющий нож), положение коммутатора (включен, отключен), узлы (У1...7), уровень напряжения (110кВ, 220кВ и т.д.) (см. рис.4).

Каждая вершина графа обладает определенным набором атрибутов: логическим номером (ЛН), технологическим наименованием, размерностью. Общий граф состоит из некоторого числа к подграфов (ярусов) г = {1, 2,.., к,}. Каждый ярус соответствует виду схемы, вошедшей в ТМ (к = 2, если граф состоит из ПС и ОС):

1 Энергообъект и уровень напряжения являются общими узлами для топологических моделей подробных схем (ТМПС) и топологических моделей оперативной схемы (ТМОС).

2 Заглавными буквами обозначаются вершины графа ТМПС, строчными - вершины графа ТМОС.

Г={<Гпс>, <Гос>) (1)

Ярусы графа содержат, как не связные между собой вершины Вх € Г(г) и Ву € Г<г+,), так и общие Bz е Г(2)и Г,г+,)= (Bz е Г(г)) Л (Bz б Г(г+1)).

В случае преобразования подграфа ПС в подграф ОС (Гпс Гос), на основе информации о положениях КОММУТАТОРОВ по подграфу ПС ищется путь через все включенные КОММУТАТОРЫ (ЛНпк=1). Система, осуществляющая это преобразование, определяет положение КОММУТАТОРОВ ПС по данным заявок и телемеханики и автоматически формирует ярус (z+1) графа оперативной схемы Гос, используя множество ТМПС подстанций.

Перед началом выполнения алгоритма формирования (z+1) яруса формируется список вершин Bi яруса z на i-м шаге алгоритма:

Bi = {Bj: Bj е В,3 (n = [ b(z), Bj ] (В, Р)) (|n| = i)}, (2)

Пусть первый ярус графа образуется одноэлементным множеством В =

и формируется соответственно по правилу исходная

вершина, выбранная для очередного обхода графа; Z - порядковый номер яруса; п - множество вершин, входящих в путь; |п| - мощность этого множества. Выбирается последовательно каждая вершина В, 6 B/z', и перебором ребер множества Ре Г(г' проверяется условие инцидентности:

э (p,= (Bj„ ßj2) е Р) ((Bj, = вх) V (Bj2 = вх), V вх е Bi) (3)

В случае его выполнения выбранное ребро рх удаляется из списка Р = Р\{рх}, а проходимая вершина Bj / Вх записывается в спи ^Зо^^-о с л е того как полностью сканирована вершина яруса, выбирается следующая

вершина и процесс построения (z+l)-ro яруса продолжается. Построения (z+1)-го яруса оканчивается при отсутствии инцидентных дуг для всех вершин предыдущего яруса

Э (рх= (Bj„ Bj2) е Р) ((Bj,*Bx) (bj2* вх), А в, е Bi(z),) (4)

Если в результате построения получено не пустое множество Bi+l'z'^0, то осуществляется преобразование , и поиск продолжается, начиная с

проверки условия инцидентности (3). Выполнение условия эквивалентно окончанию построения яруса В

работе применяется алгебра графов, содержащая комбинации пяти бинарных операций: объединения, пересечения, разности, приращения и замыкания.

В третьей главе описан разработанный комплекс из трех экспертных систем для автоматического анализа топологии электрических схем (структура комплекса представлена на рисунке 5).

Экспертная система, осуществляющая преобразование ТМПС в ТМОС, должна восстанавливать положение КОММУТАТОРОВ ТМПС по данным заявок и телесигнализации, и автоматически формировать ТМОС: Гпс, Ппс Гос, Пос, где Гпс - граф ТМПС, Ппс - положения КОММУТАТОРОВ в ТМПС, Гос - граф топологической модели ОС (ТМОС), Пос - положения коммутаторов в ТМОС.

Рис. 5. Структура комплекса экспертных систем для анализа топологии схем электрической сети.

Анализ топологии ОС можно представить как процесс преобразования ТМОС в ТМ структурной схемы (ТМСтС), выполняемый экспертной системой на основе информации о положениях коммутаторов (как правило, выключателей) в ТМОС: Гос, Пос -> Гете, Ссс, где Гос, Гете - граф ТМОС и ТМСтС, Пос - положения коммутаторов в ТМОС, Ссс - состояние электрической сети.

Состояние электрической сети определяется на основе анализа графа ОС и включает: подсоединение/отсоединение оборудования по отношению к подстанциям, наличие/отсутствие напряжения на оборудовании, размыкание/замыкание эквивалентных «транзитов», отделения участков сети от ЕЭС и т.д. Изменения состояния определяют события электрической сети. Информация о состоянии и событиях электрической сети крайне важна для диспетчера, управляющего ЭЭС. Отображение СтС электросети, с нанесенными на нее обозначениями динамически изменяющихся состояний и событий электрической сети, может стать наиболее эффективным средством диспетчерского контроля.

Экспертная система, осуществляющая преобразование ТМОС в ТМСтС функционирует, используя граф топологии ОС и правила для фиксации состояний и событий электрической сети. Определение интересующих диспетчера энергосистемы состояний сети сводится к поиску соответствующих путей по графу ТМОС (см. рис.6):

-состояние присоединения оборудование (в частности, ВЛ) к энергообъект^ фиксируется при наличии пути по графу ОС через включенные коммутаторы от узла,-, (связанного с этой ВЛ) к некоторозму^акому, что узелк- оборудованивк - энергообъект;, при этом ] Ф к и вид оборудования^ не

СШ. Состояние отсоединения фиксируется, если такой путь найти не удается;

-состояние наличия напряжения на некотором оборудование фиксируется, если можно найти по графу ОС путь через включенные коммутаторы от узла^ — эо^ к одному из априорно заданного множества узлов источников напряжения ОС (см. рис. 6), которым принадлежат узлы, непосредственно связанные с генераторами станций, а также узлы, непосредственно связанные с ВЛ, идущими из ЭЭС или ОЭС, представленной на ОС, к другим частям ЕЭС. Если такой путь не найден, фиксируется отсутствие напряжения на оборудовании^;

-состояние разделения схемы энергообъекта фиксируется, если от узла, непосредственно связанного с одной из ВЛ этого объекта, не удается найти путь через включенные коммутаторы ко всем другим ВЛ этого объекта, при этом может также фиксироваться важное для диспетчерского управления состояние разделение схемы только по верхнему уровню напряжения;

-состояние отделения объекта от единой энергосистемы фиксируется, если ни для одного из узлов, непосредственно связанного с оборудованием вида СШ или трансформатор этого объекта, не удается найти путь через включенные коммутаторы к аналогичным узлам некоторого объекта, условно принятого в качестве «центрального» или к «внешним» по отношению к рассматриваемой сети объектам, принятым за источник напряжения. Множество отделившихся объектов составляет отделившийся район, при этом может быть исследована связность отделившегося района, а также тип отделения - с погашением (нет источников напряжения внутри отделившегося района) или без погашения;

-некоторые участки электросети, обычно относительно низкого номинального уровня напряжения, целесообразно представлять в СтС эквивалентными транзитами. Размыкание/замыкание эквивалентных транзитов фиксируется при отсутствии/наличии пути, через включенные коммутаторы, между терминальными узлами этих участков. С помощью «транзитов» могут быть заданы другие важные для диспетчера связи в электросети, в частности, «кольцевые» связи. Для вычисления транзитов необходимо чтобы в ТМ были представлены ОС подстанций, «входящих» в транзит. Для задания транзита нужно задать: вход транзита, выход транзита, элементы электротехнического оборудования, входящие в транзит (см. рис. 5).

Описанный метод, фиксации состояний и событий электрической сети, имеет существенные преимущества перед методом задания «обобщенных телесигналов» логическими формулами, аргументами которых являются положения коммутационных аппаратов. Подготовка логических формул для сложных схем является трудоемким процессом, поддержание этого информационного обеспечения также затруднительно. Ряд состояний

электрической, сети (таких, как отделение энергообъектов) принципиально нельзя представить на основе метода «обобщенных телесигналов».

Преобразование ТМОС в ТМ эквивалентной схемы (ТМЭквС) выполняется также на основе анализа топологии графа ОС: Гос, Пос Гэкв.с, где Гэкв.с -граф узлов и ветвей ЭквС.

Задача «раскраски напряжением» ПС выполняется экспертной системой при преобразовании ТМОС и фиксации событий электрической сети. Определяются энергообъекты, связанные с ВЛ, и задача «раскраски напряжением» выполняется для ТМПС этих энергообъектов. Для каждой из ТМПС по состоянию сети ТМОС определяются связанные с объектом ВЛ, находящиеся под напряжением. От узлов этих ВЛ, а также от узлов генераторов, по ТМПС подстанции определяются все пути к другим узлам схемы. Узлы ПС, для которых такие пути найдены, являются узлами, находящимися под напряжением, другие узлы схемы являются узлами, лишенными напряжения. Найденные множества таких узлов фиксируются и используются для отображения ПС. Аналогично может быть найдено множество заземленных узлов.

В четвертой главе описаны разработанные автором два различных метода построения таких ТМ «индуктивный» и «дедуктивный» и два способа организации логического вывода в них: двунаправленный вывод, при котором в ТМ производятся изменения как для открывающихся, так и для закрывающихся заявок и прямой вывод, при котором изменения производятся для открывающихся заявок.

«Индуктивный» метод основан на совместном использовании ТМОС электрической сети ЭЭС и ТМПС подстанций всех энергообъектов, входящих в эту сеть. Если в сети ЭЭС присутствует п подстанций, то необходимо (п+1) ТМ (п ТМ для ПС подстанций и одна ТМ для ОС). Информация о действующих ремонтных заявках вводится в ТМПС группой понятий ЗАЯВКА и связями ЗАЯВКА - ОБОРУДОВАНИЕ и ЗАЯВКА - КОММУТАТОРЫ. Использование информации о заявках в ТМ осуществляется на основе системы правил переключения по заявкам (см. рис. 6). Рассмотрим пример вывода в ремонт СШ для «индуктивного» метода.

Пример 1. Если имеется заявка на вывод СШ с переводом присоединений на резервную СШ, нужно:

1) определить присоединения, связанные с выводимыми СШ;

2) определить резервную СШ;

3) осуществить перевод присоединений, определенных на первом шаге, т.е. найти цепь включенных коммутаторов от выключателя присоединения до выводимых СШ, и отключить связанный с СШ разъединитель этой цепи. Аналогично найти цепь до резервных СШ и включить связанный с резервными СШ разъединитель цепи;

4) найти и отключить включенные разъединители, - связанные с ремонтируемыми СШ;

5) найти и включить заземляющие ножи, связанные с ремонтируемыми

СШ.

В результате использования правил переключения по заявкам, изменяется положение КОММУТАТОРОВ (разъединителей) в ТМПС. Далее производится коррекция ОС на основе измененной информации в ПС. Эта коррекция сводится к изменению связей оборудование и коммутаторы (выключатели) с узлами в ТМОС. В частности, при использовании информации о действующей заявке на вывод СШ с переводом присоединений в ТМОС, соответствующие выключатели будут отсоединены от узла, связанного с выведенными в ремонт СШ, и присоединены к узлу, связанному с резервными СШ. Так как ТМОС является обобщением ТМПС, то метод коррекции ОС на основе связанных с ремонтными заявками изменений в модели назван «индуктивным» методом.

В тех случаях, когда задача отображения ПС не является актуальной, можно применить упрощенный метод формирования ТМ сети. В этом методе источником нормативной информации для ТМОС является только ОС электрической сети ЭЭС, а ТМПС не требуются. Из обобщенной информации о топологии ОС, на основе оперативной информации, о ремонтных заявках, делаются конкретные выводы о соответствующих изменениях в ТМОС. Поэтому этот метод условно назван «дедуктивным». Семантическая структура ТМОС, для использования «дедуктивного» метода, несколько усложнена в части задания нормативной информации. Рассмотрим примеры вывода в ремонт электротехнического оборудования для «дедуктивного» метода.

Пример 2. Если имеется заявка на вывод СШ с переводом присоединений на резервную СШ, нужно:

1) определить присоединения, связанные с выводимыми СШ;

2) определить резервную СШ по связям оборудование - вид;

3) «оборвать» связи присоединений (узлов и оборудования) с выводимыми СШ;

4) среди присоединений, определенных в п.1, найти присоединения, для которых заданы связи с фиксациями (см. далее) и установить связи этих присоединений с резервной СШ.

Пример 3. Если имеется заявка на вывод выключателя в ОС и параллельная этому выключателю ремонтная перемычка из отключенных разъединителей, то необходимо:

1) отключить выводимый выключатель;

2) включить разъединители ремонтную перемычку.

Пример 4. Если имеется заявка на вывод выключателя присоединения с переводом присоединения через обходной выключатель (ОВ):_

1) проверить, чтобы ОВ не был на «синхронное» время выведен по открытой заявке;

2) определить отключенный ОВ СШ, с которой связано присоединение выводимого выключателя;

3) отсоединить в ТМОС выводимый выключатель от узлов, с которыми он связан;

4) отключить выводимый выключатель;

5) присоединить ОВ к узлам с которыми был связан выводимый выключатель;

6) включить ОВ.

Достоинством «дедуктивного» метода следует считать менее трудоемкую и более простую реализацию, не требующую подготовки и поддержания множества ТМПС, не требующую иметь две системы правил для ТМПС и для ТМОС, как в «индуктивном» методе, с последовательным их применением. Недостатком «дедуктивного» метода является то обстоятельство, что не обеспечивается представление состояний разъединителей в ПС подстанций. Можно ожидать, что «дедуктивный» метод, в первую очередь, будет использоваться в диспетчерском управлении ЭЭС и ОЭС в качестве первого этапа внедрения ТМ для решения множества задач анализа топологии в АСДУ из-за относительной простоты реализации.

Актуально формирование такого отображения динамической оперативной схемы, при котором динамически учитывается:

-изменения фиксации присоединений к СШ в широко распространенных схемах подстанций с двумя СШ и одним выключателем на присоединение;

-включение присоединений через ОВ в схемах подстанций с обходной СШ; -отсоединение элементов оборудования (ВЛ, трансформаторов) от подстанции разъединителями, при включенных для восстановления «поля» выключателях (эта ситуация часто возникает при выводе в ремонт оборудования в схемах 500 кВ и выше);

-заземление элементов оборудования при выводе их в ремонт.

Автором разработаны

основные принципы

формирования динамической ОС для АСДУ, главным из которых является

формирование признаков присоединений. Для этого необходимо задать

соответствующую семантическую структуру -таблицу признаков

присоединений. Эта структура состоит из группы Рис.6 Таблица признаков присоединений и событий

электрической сети в ТМ семантической сети. 19

присоединений и признаков. Для задания признаков фиксация (1 -фиксация к 1СШ; 2 -фиксация к 2СШ; 3 - не задается фиксация.) вводится связь присоединения - фиксация. Для задания признаков обхода (1 - нет присоединения через ОВ; 2 - присоединение через ОВ; 3 - не задается обход) вводится связь присоединения - обход. Для задания признаков разрыва (1-нет разрыва; 2-есть разрыв) вводится связь присоединения - разрыв. Для задания признаков заземления (1 - нет заземления; 2-заземлено) вводится связь присоединения - заземление (см. рис. 6). Разработан алгоритм формирования признаков присоединений в ТМОС:

1. Для каждого (¡-го) присоединения определяется оборудование (ЛН

2. Определяется вид этого оборудования (ВЛ, трансформаторы, СШ).

3. Для оборудования, имеющего вид ВЛ, определяется объект (ЛН к) присоединения ¡.

4. Делается попытка определить в моделе ОС узел, соответствующий присоединению (вопрос на ОЕЯ программирования: «какие узлы оборудования ], которые [связаны с] выключателями объекта к?"»). Варианты ответа: а) отсутствие связи с узлом; б) узел с логическим номером и.

5. При варианте (а) с присоединением I нужно связать значение 2 признака разрыв, а значения (ранее определенные) признаков фиксация и обход не изменяются (начальные значения этих признаков должны соответствовать нормальному состоянию ОС). При варианте (б) нужно связать с присоединением значение 1 признака разрыв, значение 1 признака заземление и перейти к определению признаков фиксация и обход.

6. Для определения фиксации по ЛН (¡-го) присоединения, определяются элементы оборудования вида 1СШ (логический номер т) и 2СШ (логический номер п). Если его нет, фиксацию определять не нужно.

7. Выявить с каким из элементов оборудования (ш или п) через выключатель связан узел и (вопрос вида «какое оборудование (т или п) [связано с] узлами выключателей узла и?»).

8. Связь с оборудованием т требует задать значение признака фиксации, равным 1, с элементом п равным 2.

9. Значение признака обход определяется на основе выявления связи узла и с обходным выключателем w (вопрос вида «какие выключатели № [связаны с] узлом и?»).

10. Если связь обнаруживается, задается значение 2 признака обход. Если нет - значение 1 этого признака._

Задача формирования признаков заземление (в первом алгоритме рассматривался случай, когда отсутствует разрыв и, следовательно, отсутствует заземление) должна решаться в ТМПС. По логическому номеру к энергообъекта присоединения 1 вызывается ТМПС подстанции этого энергообъекта. Для решения задачи фиксации признака заземления присоединения 1 разработан алгоритм, в котором осуществляется переход от ТМОС к ТМПС:

1. В моделе ОС определяется оборудование ^ 1-го присоединения и

энергообъекта к этого присоединения.

2. По номеру энергообъекта к вызывается ТМПС соответствующей подстанции.

3. В ТМПС определяется УЗЕЛ и, соответствующий присоединению 1. Для этого в сначала определяется ОБОРУДОВАНИЕ, соответствующее л'-му оборудованию из ТМОС (ЛН - J). Для присоединений ВЛ такое определение достигается заданием вопроса вида «какие УЗЛЫ [связаны с] ОБОРУДОВАНИЕМ I?» (результат - УЗЕЛ с логическим номером и).

4. Затем по графу ТМПС определяется, нет ли связи через КОММУТАТОРЫ, находящиеся в состоянии «включено» УЗЛА U с КОММУТАТОРАМИ вида ЗН в состоянии «включено»,

5. Если такая связь найдена, признак заземление соответствующего присоединения ТМПС нужно задать равным 2, при ненайденной связи -1._

Для присоединений сторон трансформаторов процедура аналогична, но для выявления УЗЛА И присоединения нужно задать вопрос вида «какие УЗЛЫ уровня_напряжения р [связаны с] ОБОРУДОВАНИЕМ I?». После заполнения признаков присоединений может быть сформирована таблица, которая используется программой отображения оперативных схем.

Предложено использовать для формирования отображение ОС технологию «слоев», причем «непрозрачный» слой отображает статическую часть изображения схемы, на которую накладываются зависящие от значения признаков присоединения «прозрачные» примитивы отображения (см. рис.7).

Вкл. Откл.

□ ■

Соединение Фиксация без разрыва к шинам

Заземление

Выключатели

Обходная СШ

Разрыв

Рис.7. Примеры «примитивов» отображения.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ.

1. В автоматизированной системе анализа топологии схем электрической сети реализована возможность использования информации о положениях коммутационных аппаратов, телесигнализируемой в ОИУК, в качестве оперативной информации.

2. Предложен к использованию и реализован метод компенсации нетелесигнализируемых положений коммутационных аппаратов в ОИУК по информации о ремонтных заявках, существующей на всех уровнях диспетчерского управления.

3. В качестве нормативной информации о составе и связях электротехнического оборудования, использовались первичные электрические схемы ЭЭС и подстанций, входящих в ЭЭС. Проведена классификация электрических схем в зависимости от степени подробности и функционального назначения (см. рис.1 и рис.2).

4. Разработаны топологические модели подробных, оперативных, структурных и эквивалентных электрических схем на основе формализма семантических сетей, структура которых представлена в виде многоярусного графа (см. рис.4).

5. Разработана и создана информационная база знаний топологических моделей разных видов электрических схем и электротехнического оборудования входящего в их состав, ориентированная на решение задачи топологического анализа.

6. Предложены и реализованы два метода представления нормативной информации в базе знаний - «индуктивный» и «дедуктивный». «Индуктивный» метод дает возможность пользователю автоматически преобразовывать топологические модели подробных электрических схем в топологическую модель оперативной электрической схемы. «Дедуктивный» метод позволяет формировать топологическую модель оперативной электрической схемы, не требуя кропотливого формирования топологических моделей подробных электрических схем, с расчетом на использование в ОДУ ОЭС.

7. С применением технологии экспертных систем решена задача анализ топологии схем электрической сети для диспетчерского управления ЭЭС в условиях недостаточности оперативной информации с объекта управления.

8. Создан программный комплекс экспертных систем анализа топологии схем электрической сети ЭЭС, который, благодаря внедренному методу фиксации состояний и событий электрической сети, позволяет формировать такую важную для диспетчера информацию, как: подача/снятие напряжения на оборудовании; разделение/прекращение разделения схемы подстанции; отделение/прекращение отделения подстанции или района ЭЭС от ЕЭС и так далее (см. рис.5).

9. Разработана дополнительная семантическая структура в топологической модели электрических схем - таблица признаков присоединений (см. рис.6) и алгоритмы ее формирования. Установлена связь признаков присоединений топологических моделей электрических схем с

«примитивами» отображения (см. рис.7) для использования результатов работы программы анализа топологии в программах отображения динамических электрических схем (см. рис.3).

10. Все разработанные алгоритмы программно реализованы и опробованы, как в имитационном, так и в рабочем режиме, на реальных электрических схемах ОАО «ФСК ЕЭС», ОДУ Урала, ОДУ Средней Волги, ОДУ Центра (см. рис. 8-11).

Рис.8. Рабочая панель программного комплекса анализа топологии схем электрической сети ОЭС Урала для ОДУ Урала.

■

РФГРЭС ВЛЗ 500 БЛЗ включить РфГРЭС ВЛЗ 500 БЛЗ ИМИТАТОР КОМУТАЦИЙ .

РФГРЭС ВЛ4ЯЮ6Л4 Включить_РфГРЭС ВЛ4 500 5Л4 РфГРЭС 6Л56 500 БЛ5/6 Вкяочить.РфГРЭС 8(156500 ЕЛ5/6 РФГРЭС ВЛ7 500 БЛ7 Изменить положение еыиюч

Журнал событий 1

Включить РфГРЭС 8Л7 500 БЛ7 РфГРЭС ВЛ8 500 БЛ8 Вклочигь РфГРЭС ВЛ8 500 БЛ8 РфГРЭС 8Л9 500 БЛЭ В клочить РфГРЭС ВЛЗ 500 БЛЗ Очока журнала событий

Текшее рвааележе 1

рфгрэс ешт 500 Включить РфГРЭС ВШТ 500 РфГРЭС ВЛТ 500 Вклюктъ РфГРЭС ВЛТ 500 РфГРЭС ВЛ10500БЛ10 Включить РфГРЭС ВЛ10 500 БЛ10 ВЫПОЛНЕНО ПЕРЕКЛЮЧЕНИЕ 3 ВышизИМКСМ |

V

Рис. 9. Имитатор коммутаций в имитационном режиме.

Рис. 10. Процесс выполнения переключений в имитационном режиме.

Рис. 11. Динамическое описание событий электрической сети, произошедших в результате изменений положений коммутационных аппаратов, выделенных на рис. 10.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Буковников Ю.В., Гикинская А.Е., Любарский Ю.Я. Советчик диспетчера для обработки заявок по выводу оборудования в ремонт // Современные методы и программные средства анализа и планирования электропотребления, балансов мощности и электроэнергии. Сборник докладов второго специализированного научно-технического семинара. М.: НЦ ЭНАС, 2004.

2. Гикинская А.Е., Любарский Ю.Я., Комплекс экспертных систем анализа топологии электрических схем в АСДУ энергосистемами. // Современные средства телемеханики, организация рабочих мест оперативного персонала и щитов управления в электроэнергетике. Сборник докладов

третьего специализированного научно-технического семинара. М.: НЦ ЭНАС, 2002.

3. Гикинская А.Е., Любарский ЮЛ. Автоматический анализ топологии схем электрических сетей в АСДУ энергообъединениями // Электрические станции. 2003. №11. С. 22-26.

4. Гикинская А.Е. Принципы отображения оперативных схем электрических сетей на основе «интеллектуальной» модели // Сборник докладов второй научно-технической конференции молодых специалистов электроэнергетики. М.: НЦ ЭНАС, 2003.

5. Любарский Ю.Я., Буковников Ю.В., Гикинская А.Е. Экспертные системы-советчики для оперативного управления в электроэнергетических системах // Управление электроэнергетическими системами - новые технологии и рынок. Материалы научно-технической конференции, г. Сыктывкар, Уральское отделение РАН, 2004.

6. Любарский Ю.Я., Гикинская А.Е. Методы формирования топологических моделей оперативных электрических схем для АСДУ энергосистемами. // Современные средства телемеханики, организация рабочих мест оперативного персонала и щитов управления в электроэнергетике. Сборник докладов четвертого специализированного научно-технического семинара. М.: НЦ ЭНАС, 2003.

7. Любарский Ю.Я., Гикинская А.Е. Принципы построения экспертной системы диспетчерского экспресс-анализа ситуации в электросети. // Современные средства телемеханики, организация рабочих мест оперативного персонала и щитов управления в электроэнергетике. Сборник докладов пятого специализированного научно-технического семинара. М.: НЦ ЭНАС, 2004.

Подписано к печати 15.11.2004 г. Формат 60x84 1/16. Бумага офисная. Усл. печ. л. 1,25. Тираж 80 экз. Заказ № 23 от 15.11.04.

Отпечатано в ОАО «ВНИИЭ». 115201 Москва, Каширское шоссе, д.22, корп.З.

»23450

ВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ АНАЛИЗА ТОПОЛОГИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СХЕМ.

1.1. Анализ основных функций автоматизированной системы диспетчерского управления.

1.2. Возможность использования результатов анализа топологии в автоматизированной системе диспетчерского управления.

1.3. Типы электрических схем для оперативных информационно-управляющих комплексов и их особенности.

1.4. Общие требования к программам формирования отображения электрических схем в автоматизированной системе диспетчерского управления.

Выводы по первой главе.

ГЛАВА 2. ВЫБОР ТЕХНОЛОГИИ И ИНСТРУМЕНТАЛЬНОГО СРЕДСТВА РАЗРАБОТКИ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ АНАЛИЗА ТОПОЛОГИИ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.

2.1. Технология экспертных систем. Область применения и примеры использования в управлении электроэнергетических систем.

2.2. Малая информационная модель интеллектуальных решений в управлении семантическими сетями.

2.3. Представление схем электрических сетей для топологического анализа.63 Выводы по второй главе.

ГЛАВА 3. КОМПЛЕКС ТОПОЛГИЧЕСКИХ ПРЕОБРАЗОВАНИЙ ДЛЯ МОДИФИЦИРОВАННОГО ОПЕРАТИВНОГО ИНФОРМАЦИОННО -УПРАВЛЯЮЩЕГО КОМПЛЕКСА.

3.1.Исходная информация для топологических моделей электрических схем.

3.2.Общая структура комплекса экспертных систем анализа топологии.

3.2.1. Преобразование топологической модели подробной схемы в топологическую модель оперативной схемы.

3.2.2. Преобразования топологической модели оперативной схемы в топологическую модель структурной схемы.

3.2.3. Преобразование топологической модели оперативной схемы в топологическую модель эквивалентной схемы.

3.2.4. Задача «раскраски напряжением» подробных схем электросети.

Выводы по третьей главе.

ГЛАВА 4. МЕТОДЫ И АЛГОРИТМЫ ФОРМИРОВАНИЯ ТОПОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ НА ПРИМЕРЕ ПОДРОБНЫХ И

ОПЕРАТИВНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СХЕМ.

4.1. «Индуктивный» метод.

4.2. «Дедуктивный» метод.

4.3. Направление логического вывода.

4.4. Отображение оперативных схем электрических сетей.

4.4.1. Семантическая структура признаков присоединений.

4.4.2. Алгоритмы формирования признаков присоединений.

4.4.3. Связь признаков присоединений с «примитивами» отображения.

Выводы по четвертой главе.

Актуальность работы. Одним из основных средств контроля и управления единой энергетической системой России, обеспечивающих ее устойчивость и надежность, является автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ). Диспетчерский персонал на разных уровнях диспетчерского управления, руководствуясь данными АСДУ, принимает решения по управлению магистральной электрической сетью, распределительными электрическими сетями и энергетическими режимами. Поэтому информация, на которую опирается диспетчерский персонал в своей работе, должна быть максимально полной, достоверной и актуальной, от чего зависит своевременность и качество принимаемых диспетчером решений по управлению как отдельными энергообъектами электроэнергетических систем (ЭЭС), так и объединенными электроэнергетическими системами (ОЭС) в целом.

Передача информации о состоянии электрической сети, в том числе о положениях коммутационных аппаратов, осуществляется от устройств телемеханики в центральные приемопередающие станции или системы сбора информации и телеуправления 8САЭА, где она обрабатывается и подается на мониторы и щиты управления в виде схем, таблиц и графиков. Такие системы предназначены для решения основного объема информационных задач оперативного информационно-управляющего комплекса (ОИУК).

Для систем SCADA должно выполняться условие полноты информации, за счет избыточности оперативной информации о положении коммутационных аппаратов - телесигнализации, поступающей от объекта управления. В отечественных ЭЭС не везде технически выполняется это условие, так как практически отсутствует телесигнализация положений разъединителей и части выключателей. Вследствие этого ОИУК в отечественных условиях не полностью обеспечивает персонал диспетчерского управления:

-необходимой наблюдаемостью состояния электрической сети (не отображает достоверных схем электрической сети);

-автоматической диагностикой аварийных ситуаций; -возможностью выполнения технологических задач (расчет потокораспределения, устойчивости и пр.), функционирующих в режиме on-line и помогающих диспетчеру обеспечивать надежную и экономичную работу оэс.

Используемые в существующих системах SCADA математические (имитационные) модели способны решить ту задачу, которая достаточно хорошо формализована и обеспечена необходимой информацией. Математические методы и алгоритмы, моделирующие псевдотелесигналы, являются ограниченными и не позволяют обнаруживать такие важные для диспетчера состояния сети как отделение районов, разделение схем объектов, размыкание транзитов. Ручной ввод недостающей информации приемлем только для плановых и исследовательских расчетов, а для выполнения технологических задач, функционирующих в режиме on-line, этот метод практически невозможен, так как значительно увеличивает время доставки данных и нагрузку оперативного персонала, что позволяет сделать вывод о нерациональном использовании традиционных систем компьютерной поддержки оперативно-диспетчерского персонала в отечественных условиях.

Такое состояние проблемы определило актуальность проведенных в последние годы ряда исследований и разработок, направленных на совершенствование АСДУ для поддержки оперативного персонала в условиях недостаточности информации.

Проблемам особенности рассуждений человека (в нашем случае диспетчера, принимающего решения по управлению ЭЭС), важным в теории ситуационного управления, посвящены работы Д.А. Поспелова, где описываются иерархические графы, как наиболее удобный способ представления таксономии знаний. Моделирование ЭЭС рассмотрено в работах Кучерова Ю.Н. при решении задач надежности электрических сетей в программно-вычислительном комплексе АНАРЭС. Любарский Ю.Я. изложил методику построения интеллектуальных информационных систем, позволяющих решать многие практически важные задачи, используя декларативное представление знаний о проблемной области и процедурное представление умений решения задач из этой области, обеспечивая взаимодействие с различными группами пользователей на ограниченном естественном языке (ОЕЯ) малой информационной модели интеллектуальных решений в управлении семантическими сетями.

Эти работы способствовали решению проблемы в целом, но нынешнее ее состояние свидетельствует о необходимости принципиально нового научного подхода к совершенствованию решения одной из важных задач АСДУ электроэнергетическими системами.

Цель работы. Целью диссертации является разработка и создание новой автоматизированной системы анализа топологии схем электрической сети для диспетчерского управления ЭЭС - одной из сложно решаемых задач АСДУ при неполном информационном обеспечении.

Задачи. Для достижения поставленных целей решались задачи: -представления разных видов первичных электрических схем в виде информационной топологической модели;

-автоматического преобразования топологических моделей подробных электрических схем в топологическую модель оперативной электрической схемы,

-автоматического преобразования топологической модели оперативной электрической схемы в топологическую модель структурной электрической схемы и топологическую модель эквивалентной электрической схемы;

-компенсации недостающей информации о положениях нетелесигнализируемых коммутационных аппаратов и достоверизации передающихся телесигналов.

Научная новизна. Научная новизна работы заключается в учете специфики отечественных энергосистем (в части недостаточности оперативной информации о состоянии объекта управления) и использовании организационно-технологических процессов, характерных для отечественных ЭЭС, в качестве дополнительного источника информации.

Использование в данной работе технологии интеллектуальных информационных систем (экспертных систем) для организации прикладных систем, осуществляющих сложные логические выводы, способствует решению слабо формализуемых задач с помощью эвристических методов для создания модели текущего состояния электроэнергетической системы, отражающую топологию сети, т.е. состав узлов и связей, которые соответствуют положениям коммутационных аппаратов на текущий момент времени.

Объект исследования. Объектом исследования является комплекс теоретических и практических проблем АСДУ, характеризуемый ограниченностью возможностей систем сбора информации и телеуправления, вследствие того, что отечественная телеинформационная сеть распространена не на все коммутационные аппараты, входящие в состав электрической сети и содержит значительное количество устаревших устройств телемеханики и низкоскоростных каналов связи, ограничивающих объем передаваемой телеинформации и увеличивающих время запаздывания данных. Вследствие этого возникает неполнота отображения оперативной информации о состоянии ЭЭС на пунктах и щитах диспетчерского управления всех уровней.

Предмет исследования. Предметом исследования являются:

-топологические модели подробных электрических схем подстанций, оперативных, структурных и эквивалентных электрических схем ЭЭС;

-данные оперативной телесигнализации, передаваемой по каналам телемеханики в ОИУК АСДУ;

-информация по ремонтным заявкам автоматизированной системы «Заявка», существующей на всех уровнях диспетчерского управления.

Методология и методы исследования. Автоматизированная система анализа топологии электрической сети создана на основе технологии экспертных систем, предназначенной для решения неформализованных задач, на основе формализма семантических сетей, как наиболее удобного способа представления топологии электрической сети в электронном виде. В базу знаний заложен опыт и знания эксперта-технолога (диспетчера) по управлению ЭЭС в виде технологических правил.

Этапы разработки автоматизированной системы анализа топологии электрической сети соответствуют этапам разработки прикладных экспертных систем (в дальнейшем автоматизированная система анализа топологии схем электрической сети может называться экспертной системой):

- концептуального проектирования;

- настройки базы знаний;

- разработки экспертной системы;

- программирования процедур логического вывода;

- отладки программ-рассуждений.

На этапе концептуального проектирования разработан проект концептуальной структуры базы знаний и определен состав и функции программ рассуждений. В результате проведения этапа настройки базы знаний сформирована вопросно-ответная система с диалогом на ОЕЯ пользователя. С помощью вопросов диалогового режима отобраны процедуры логического вывода, которые на последующем этапе разработки экспертной системы были переведены в программу-рассуждение. Программирование процедур логического вывода выполнено на языке программирования малой информационной модели интеллектуальных решений, доступном для использования в С++ программах.

Для построения топологических моделей электрических сетей использован «индуктивный» и «дедуктивный» метод. Так как модель оперативной схемы является обобщением моделей подробных схем, то метод коррекции топологической модели оперативной схемы, на основе связанных с ремонтными заявками изменений в модели подробной схемы, условно был назван «индуктивным». В «дедуктивном» методе из обобщенной информации о топологии оперативной схемы и оперативной информации о ремонтных заявках делаются выводы о соответствующих изменениях в топологической модели оперативной схемы. и

Применен метод «фиксации состояний и событий электрической сети», имеющий существенные преимущества перед методом «задания обобщенных телесигналов». t

Практическая значимость исследования. Практическая значимость исследования в области АСДУ и создания автоматизированной системы анализа топологии схем электрической сети состоит в возможности формировать массивы данных о событиях и состояниях сети, в режиме on-line и выводить диспетчеру на экран информацию вида:

-присоединение/отсоединение линий электропередач (далее просто BJI) к энергообъектам (подстанциям);

-включение/отключение силовых трансформаторов (для каждого из уровней напряжения);

-включение/отключение реакторов;

-подача/снятие напряжения с элементов оборудования (BJI, системы шин (далее просто СШ));

-разделение/прекращение разделения схемы энергообъекта (подстанции) на наивысшем для этого объекта уровне напряжения;

- отделение/прекращение отделения объекта (подстанции) от ЕЭС;

- отделение/прекращение отделения района (группы объектов) от ЕЭС;

- отделение/прекращение отделения элементов оборудования от ЕЭС. Эта информация актуальна при разделении схемы энергообъекта;

- замыкание/размыкание «транзитов» (эквивалентных связей);

Данные о событиях электрической сети формируются и могут выводиться на экран в виде:

- архива событий, содержащего информацию о событиях за определенный период времени;

- ведомости событий, содержащей информацию об определенном числе последних по времени формирований событий;

- журнала событий, содержащего информационную структуру, позволяющую отображать в текстовом виде всю или отсортированную информацию из архива событий;

- таблиц признаков состояния элементов оборудования и объектов -«признаков присоединений», которые используются программами ситуационного отображения и являются информационной основой для формирования динамической информации о топологии электрической сети, отображаемой на ситуационном щите управления.

Автоматизированная система анализа топологии схем электрической сети для диспетчерского управления электроэнергетическими системами внедрена в ОДУ Средней Волги, внедряется в ОАО «ФСК ЕЭС», ОДУ Урала, и в ряде других ЭЭС и ОЭС.

В ОДУ Средней Волги система анализа топологии управляет отображением топологической информации на ситуационном диспетчерском щите, выполненном на базе видеостены. Эти разработки проводятся с участием других лабораторий ВНИИЭ, занимающихся вопросами отображения электрических схем.

Перспективы использования. Дальнейшая перспектива использования результатов работы автоматизированной системы анализа топологии схем электрической сети возможна в задачах:

1. оценки структурной надежности электрических схем, функционирующей в режиме on-line и обеспечивающей диспетчерский персонал отображением наглядной и достоверной оперативной информации, в конечном итоге, в виде «живых» электрических схем; посредствам экспертной системы анализа топологи, что позволяет диспетчеру оперативно контролировать структурную составляющую надежности электрической сети ОЭС;

2. оценки режимной надежности (автоматическое определение пределов режимных параметров) ЭЭС и ОЭС, функционирующей в режиме online. Одной из функций систем SCADA является автоматический контроль режимных параметров (в частности, телеизмерений) по заранее заданным предельным значениям с ведением журнала нарушений пределов. Автоматическая коррекция пределов при изменении состояний элементов оборудования может быть выполнена на основе использования результатов анализа топологии (множество выведенных элементов оборудования) и формализованных режимных инструкций (содержащих режимные ограничения при выводе различных элементов оборудования).

3. достоверизации информации о топологии электросети за счет использования информации по открытым ремонтным заявкам.

4. создания систем-советчиков для селекции и анализа нештатных (аварийных) ситуаций в электрической сети, которые при аварии могут анализировать ситуацию, состояние сети, генерирующих источников и на основании правил переключений вырабатывать план восстановления электроэнергетической системы или выдавать рекомендации диспетчеру по ликвидации аварийных ситуаций.

Реализация и внедрение рассмотренных экспертных систем позволит существенно продвинуться в автоматизации «рутинных» (но весьма трудоемких) функций диспетчерского управления энергообъединениями. При этом важно, что описанные здесь разработки опираются на реальные информационные условия отечественных энергосистем.

Достоверность результатов. Достоверность полученных результатов подтверждается включением в разработанную систему анализа топологии имитационного режима, позволяющего, задавая изменения положения коммутационных аппаратов и состава заявок, контролировать изменения в топологической модели электросети.

Апробация результатов работы. Результаты работы были доложены и обсуждены на:

-третьем специализированном научно-техническом семинаре «Современные средства телемеханики, организация рабочих мест оперативного персонала и щитов управления в электроэнергетике» (г. Москва, 2002 г.);

- второй научно-технической конференции молодых специалистов электроэнергетики (г. Москва, 2003 г.);

-четвертом специализированном научно-техническом семинаре «Современные средства телемеханики, организация рабочих мест оперативного персонала и щитов управления в электроэнергетике» (г. Москва, 2003 г.);

-научно - технической конференции «Управление электроэнергетическими системами — новые технологии и рынок» (г. Сыктывкар, Уральское отделение РАН, 2004 г.);

-втором специализированном научно-техническом семинаре «Современные методы и программные средства анализа и планирования электропотребления, балансов мощности и электроэнергии» (г. Москва, 2004 г);

-пятом специализированном научно-техническом семинаре «Современные средства телемеханики, организация рабочих мест оперативного персонала и щитов управления в электроэнергетике» (г. Москва, 2004 г.). Объем и структура диссертации.

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы и двух приложений. Объем работы включает 169 страницы текста, 2 таблицы, 18 рисунков, 2 приложения.

Выводы по четвертой главе.

1. Автором предложен «индуктивный» и «дедуктивный» метод формирования топологических моделей оперативных схем.

2. Для «индуктивного» и «дедуктивного» метода разработаны два способа организации логического вывода:

- двунаправленный вывод, при котором в топологической модели производятся изменения как для открывающихся, так и для закрывающихся заявок;

- прямой вывод, при котором изменения производятся только для открывающихся заявок.

3. Применен метод «фиксации состояний и событий электрической сети», имеющий существенные преимущества перед методом «задания обобщенных телесигналов».

4. Разработаны признаки присоединений, алгоритмы их формирования и связи с «примитивами» отображения для программ отображения динамических оперативных схем.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

1. В автоматизированной системе анализа топологии схем электрической сети реализована возможность использования информации о положениях коммутационных аппаратов, телесигнализируемой в ОИУК, в качестве оперативной информации.

2. Предложен к использованию и реализован метод компенсации нетелесигнализируемых положений коммутационных аппаратов в ОИУК по информации о ремонтных заявках, существующей на всех уровнях диспетчерского управления.

3. В качестве нормативной информации о составе и связях электротехнического оборудования, использовались первичные электрические схемы ЭЭС и подстанций, входящих в ЭЭС. Проведена классификация электрических схем в зависимости от степени подробности и функционального назначения (см. рис.1 и рис.2).

4. Разработаны топологические модели подробных, оперативных, структурных и эквивалентных электрических схем на основе формализма семантических сетей, структура которых представлена в виде многоярусного графа (см. рис.4).

5. Разработана и создана информационная база знаний топологических моделей разных видов электрических схем и электротехнического оборудования входящего в их состав, ориентированная на решение задачи топологического анализа с помощью технологических правил переключений.

6. Предложены и реализованы два метода представления нормативной информации в базе знаний — «индуктивный» и «дедуктивный». «Индуктивный» метод дает возможность пользователю автоматически преобразовывать топологические модели подробных электрических схем в топологическую модель оперативной электрической схемы. «Дедуктивный» метод позволяет формировать топологическую модель оперативной электрической схемы, не требуя кропотливого формирования топологических моделей подробных электрических схем, с расчетом на использование в ОДУ ОЭС.

7. С применением технологии экспертных систем решена задача анализ топологии схем электрической сети для диспетчерского управления ЭЭС в условиях недостаточности оперативной информации с объекта управления.

8. Создан программный комплекс экспертных систем анализа топологии схем электрической сети ЭЭС, который, благодаря внедренному методу фиксации состояний и событий электрической сети, позволяет формировать такую важную для диспетчера информацию, как: подача/снятие напряжения на оборудовании; разделение/прекращение разделения схемы подстанции; отделение/прекращение отделения подстанции или района ЭЭС от ЕЭС и так далее (см. рис.5).

9. Разработана дополнительная семантическая структура в топологической модели электрических схем — таблица признаков присоединений (см. рис.6) и алгоритмы ее формирования. Установлена связь признаков присоединений топологических моделей электрических схем с примитивами» отображения (см. рис.7) для использования результатов работы программы анализа топологии в программах отображения динамических электрических схем (см. рис.3).

10. Все разработанные алгоритмы программно реализованы и опробованы, как в имитационном (ручное задание изменений положения коммутационных аппаратов), так и в рабочем режиме (antop.exe запускается автоматически (в Средней Волге 1 раз в 15 секунд) по мере обновления телесигнализации, формируя коды событий электрической сети), на реальных электрических схемах ОАО «ФСК ЕЭС», ОДУ Урала, ОДУ Средней Волги, ОДУ Центра (см. Приложение 1 и 2).

1. Баринов В.А., Гамм А.З., Кучеров Ю.Н., Орнов В.Г., Руденко Ю.Н., Семенов В.А., Тимофеев В.А., Тихонов Ю.А., Цветков Е.В. Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике. М.: Издательство МЭИ, 2000.

2. Бибер Л.А., Любарский Ю.Я., Надточий В.М. Экспертная система вибрационного контроля гидрогенератора//Электричество. 1990. № 8. С. 7-10.

3. Васильев Г.М. Семенов В.А. Телеобработка данных в энергосистемах. Обзорная информация. М.: Информэнерго, 1989.

4. Войтов О.Н., Воронин В.Н., Гамм А.З. Автоматизированная система оперативно-диспетчерского управления электроэнергетическими системами. Новосибирск: Наука, 1986.

5. Гикинская А.Е. Принципы отображения оперативных схем электрических сетей на основе «интеллектуальной» модели // Материалы конференции молодых специалистов электроэнергетики. М.: НЦЭНАС, 2003.

6. Головинский И.А. Объектно-ориентированный подход к разработка программ анализа коммутационных схем электрических сетей. М.: Энергетика и транспорт, 2001.

7. Головинский И.А. Понимание компьютером электрических схем // Вестник ВНИИЭ. М.: НЦ ЭНАС, 1999.

8. Дьяков А.Ф., Любарский Ю.Я., Моржин Ю.И., Орнов В.Г., Семенов В.А., Цветков Е.В. Интеллектуальные системы для оперативного управления в энергообъединениях. М.: Издательство МЭИ, 1995.

9. Дьяков А.Ф., Окин А.А, Семенов В.А. Диспетчерское управление мощными энергообъединениями. М.: Издательство МЭИ, 1996.

10. Забегалов В.А., Орнов В.Г. Современные средства передачи телеинформации. Обзорная информация. М.: Информэнерго, 1987.

11. Инновации в энергетических технологиях / Под ред. O.A. Терешко. М.: ИПКгосслужбы. ВИПКэнерго. 2002.

12. Инструкция по производству переключений в МКС Мосэнерго. М.: Московская кабельная сеть, 1994.

13. Купершмидт Ю.Я., Любарский ЮЛ., Машинский С.В., Френкель М.З. Автоматическое составление бланков переключений энергообъектов // Электрические станции. 1984. №9. С.8-12.

14. Кучеров Ю.Н. Применение методологии искусственного интеллекта для моделирования ЭЭС // Проблема разработки и внедрения экспертных систем : Материалы Всесоюзной конференции М., 1989.

15. Кучеров Ю.Н., Кучерова О.М., Капойи Л., Руденко Ю.Н. Надежность и эффективность функционирования больших транснациональных ЭЭС. Новосибирск.: Наука, 1996.

16. Кучерова О.М., Кучеров Ю.Н. Технология моделирования электрических режимов в принципиальных схемах сложных ЭЭС // Изв. РАН. Энергетика. 1994. № 6.

17. Любарский Ю.Я. Выразительные возможности языка диалога в автоматизированных системах диспетчерского управления // Известия АН. Техническая кибернетика. 1982. №5. С. 154-165.

18. Любарский Ю.Я. Интеллектуальные информационные системы. М.: Наука, 1990.

19. Любарский Ю.Я. Представление знаний об объекте управления в диспетчерских информационных системах // Программирование. 1978. №1. С. 4150.

20. Любарский Ю.Я., Гикинская А.Е. Автоматический анализ топологии схем электрических сетей в АСДУ энергообъединениями // Электрические станции. 2003. №11. С. 22-26.

21. Любарский Ю.Я., Гикинская А.Е. Принципы построения экспертной системы диспетчерского экспресс-анализа ситуации в электросети. М.: НЦ ЭНАС, 2004.

22. Любарский Ю.Я., Горбунова Л.М., Буковников Ю.М. Экспертная система-консультант по проработке ремонтных заявок в оперативных службахэнергообъединений // Управление режимами единой энергосистемы России. М.: НЦЭНАС, 2002.

23. Любарский Ю.Я., Моржин Ю.И. Отечественные оперативно-информационные комплексы АСДУ энергосистемами // Электрические станции. 2001. №12.

24. Любарский Ю.Я., Орнов В.Г. Диалоговые системы в диспетчерском управлении энергообъединениями. М.: Энергоатомиздат, 1987.

25. Любарский Ю.Я., Портной М.Г., Рабинович P.C. Экспертная система оперативного рассмотрения ремонтных заявок для АСДУ энергообъединениями // Электричество. 1991. №2. С. 22-28.

26. Митюшкин К.Г., Орнов В.Г. Сети сбора информации на базе микропроцессоров. Обзорная информация. М.: Информэнерго, 1985.

27. Поспелов Д.А. Ситуационное управление: теория и практика. М.: Наука, 1986.

28. Потапенко С.П. Графический редактор ГРАФ-НТ для задач АСДУ // Материалы конференции молодых специалистов электроэнергетики. М.: НЦ ЭНАС, 2000.

29. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1989.

30. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (РД 34.20.501-95). М.: СПО ОРГРЭС, 1996.

31. Рабинович М.А., Потапенко С.П. и др. Человеко-машинный интерфейс для задач энергетики // Вестник ВНИИЭ. М.: НЦ ЭНАС, 1999.

32. Сипачева О.В. Разработка алгоритмов автоматизированного формирования последовательности оперативных переключений в РЭС: Дис. к.т.н. М.: 1998.

33. Типовая инструкция по переключениям в электроустановках. М.: СПО Союзтехэнерго, 1985.

34. Управление режимами Единой энергосистемы России / Под ред. В.И. Решетова. М.: НЦ ЭНАС, 2002.

35. Филатов А.А. Обслуживание электрических подстанций оперативным персоналом. М.: Энергоатомиздат, 1990.

36. Osaka Susumu, Amano Masahiko, Kawakami Junzo. An expert for power generation scheduling.// Proc. Int. Workshop Artif. Intell. Ind. Apll., Hitachi City. New York, 1988.

37. Power system voltage control by distributed expert systems// S. Matsuda et al.// Proc. Int. Workshop Artif. Intell. Ind. Appl., Hitachi City. New York, 1988.

38. Prospects of expert systems in power system operation/ T. Sakaguchi, H. Tanaka, K. Venishi, T. Gotch, Y. Sekine// Elec. Power and Energy Syst. Vol.10. 1988. №2.

39. Puruckel S.L. Expert system and power system planning in developing countries//IEEE Southeastcon, Knoxvill Tenn. Conf. 1988.

40. Wehenkel L., Van Cutsen Th., Ribbens-Pavella M. Artificial intelligence applied to on-line transient stability assessment of electric power systems// Proc. 25-th EIII Conf. Decis. and Control. Athens. New York, 1986.

41. Результат работы программного комплекса анализа топологии схем электрической сети электроэнергетических систем.