Информационное обеспечение задач электроэнергетики

Министерство образования и науки Российской Федерации 
Уральский федеральный университет 
имени первого Президента России Б. Н. Ельцина 

П. И. Бартоломей, В. А. Тащилин 

ИнформацИонное обеспеченИе 
задач электроэнергетИкИ 

Учебное пособие 

Рекомендовано методическим советом УрФУ
для студентов, обучающихся по направлению подготовки 
140400 «Электроэнергетика и электротехника»

2-е издание, стереотипное

Москва
Издательство «ФЛИНТА»
Издательство Уральского университета
2017

УДК 621.31:004(075.8)
ББК 31.2я73+32.81я73
          Б26 
Рецензенты:
завкафедрой информатики ФГБОУ ВПО «Уральский государственный горный университет» канд. техн. наук, доц. А. В. Дружинин, проф. д‑р техн. наук, действит. чл. Академии инженерных наук Б. Б. Зобнин;
советник директора ОАО «Системный оператор Единой Энергетической Системы» д‑р техн. наук, действит. чл. Академии инженерных наук П. М. Ерохин 
Научный редактор — канд. техн. наук А. А. Суворов 

На обложке изображение, использованное на презентации «Развитие технологий 
векторной регистрации параметров (WAMS) для задач автоматического управления 
электрическими режимамиэнергосистем» (авторы А. В. Жуков и Д. М. Дубинин)

Б26

Бартоломей, П. И.
Информационное обеспечение задач электроэнергетики [Электронный
ресурс] : учебное пособие / П. И. Бартоломей, В. А. Тащилин. — 2-е изд.,
стер. — М. : ФЛИНТА : Изд-во Урал. ун-та, 2017. — 108 с.

ISBN 978-5-9765-3037-9 (ФЛИНТА)
ISBN 978‑5‑7996‑1504‑8 (Изд-во Урал. ун-та)

Учебное пособие предназначено для студентов по программам бакалавриата 
и магистратуры. Содержание пособия связано с тематикой дисциплин «Специальные вопросы электрических систем» и «АСУ в ЭЭС».
Излагаются вопросы получения, преобразования и передачи информации, 
повышения достоверности телеизмерений в электроэнергетических системах, 
синтеза цифровых информационных систем на базе математической логики 
и теории дискретных автоматов.
Библиогр.: 8 назв. Рис. 57. Табл. 17.
УДК 621.31:004(075.8)
ББК 31.2я73+32.81я73
_______________
Учебное издание 

Бартоломей Петр Иванович, Тащилин Валерий Александрович 

ИнформацИонное обеспеченИе задач электроэнергетИкИ 

Подписано в печать 30.01.2017.
Электронное издание для распространения через Интернет.

ООО «ФЛИНТА», 117342, г. Москва, ул. Бутлерова, д. 17-Б, комн. 324.
Тел./факс: (495) 334-82-65; тел. (495) 336-03-11.
E-mail: flinta@mail.ru; WebSite: www.flinta.ru

ISBN 978-5-9765-3037-9 (ФЛИНТА)
ISBN 978‑5‑7996‑1504‑8 (Изд-во Урал. ун-та)

© Уральский федеральный 
университет, 2015 

ВВеденИе
П

ланирование и управление режимами электрических систем составляют важнейшую функцию автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) энергосистемами. Сложность 
и высокая размерность задач управления предопределяют необходимость 
применения компьютерных технологий в АСДУ. Рост и объединение электроэнергетических систем (ЭЭС) на параллельную работу сопровождались 
сменой поколений вычислительной техники, в результате чего открывались 
новые возможности в использовании более совершенных математических 
методов для решения усложняющихся задач расчета установившихся и оптимальных режимов ЭЭС.
Одним из направлений повышения эффективности АСДУ энергосистемами был переход от отдельных программ к созданию больших комплексов, предназначенных для решения взаимосвязанных задач анализа 
режимов и принятия диспетчерских решений по управлению. При этом согласованность всех видов расчетов определялась не только их целевым назначением, но и использованием единой информационной базы.
За последние 20 лет осуществлялся переход к оперативно‑диспетчерскому управлению, как сейчас принято говорить, в темпе реального процесса. Среди многочисленных задач АСДУ прогнозирование электропотребления и расчеты установившихся и оптимальных режимов занимают 
ведущее место как по своей значимости, так и по общему объему затрат 
на их выполнение. Сложность задач управления предопределяет иерархичность их решения с учетом специфики отечественной электроэнергетики, 
в которой все ЭЭС объединены в крупную протяженную единую энергосистему ЕЭС России.
С позиции территориального распределения функций АСДУ возникает задача выявления границ подсистем, в пределах которых должны решаться указанные вопросы. Чем ниже уровень управления и меньше управляемая подсистема, тем меньше размерность задач расчета режима, тем проще 
и быстрее их выполнение. Однако подсистемы не существуют автономно, 
их режимы взаимосвязаны, поэтому обособленные расчеты не могут обеспечить правильный результат, в связи с чем появляется необходимость 
в итерационной увязке и согласовании расчетов отдельных подсистем. Последнее сопряжено с передачей информации по каналам связи, обслуживающих диспетчерские службы ЭЭС на разных территориальных уровнях, что 
усложняет и затягивает принятие решений. Поэтому информация о ЭЭС 
и решение задач управления сосредотачиваются на более высоких уровнях 
АСДУ.

ВВедение

Как известно, любое управление невозможно без информации о состоянии объекта управления и его реакции на управляющие воздействия, 
поэтому важнейшей составляющей системы управления является информационное обеспечение.
Поскольку энергосистема является одним из самых сложных объектов 
управления, который характеризуется, во‑первых, чрезвычайно высокой 
многопараметричностью, во‑вторых, пространственной протяженностью, 
достигающей многих тысяч километров, то проблемы передачи информации всегда были и остаются актуальными.

Важнейшие задачи управления режимами ЭЭС

В настоящее время функционирует система диспетчеризации, включающая в себя:
• Центральное диспетчерское управление (ЦДУ, г. Москва);
• Объединенные диспетчерские управления (ОДУ) — 7 объединенных 
энергосистем (ОЭС), в том числе, например, ОДУ Урала (г. Екатеринбург);
• Региональные диспетчерские управления (РДУ) со своими предприятиями электрических сетей (ПЭС), куда входят районные электрические 
сети (РЭС).
С точки зрения обеспечения временной иерархии решения задач 
управления в АСДУ следует выделить три последовательных этапа:
• подготовку информации и прогнозирование;
• планирование режимов;
• оперативное управление и коррекцию текущих режимов.
Открытое акционерное общество «Системный оператор Единой энергетической системы» (ОАО «СО ЕЭС») единолично осуществляет централизованное оперативно‑диспетчерское управление Единой энергетической 
системой России через свои филиалы во всех регионах России.
Автоматизированные системы управления (АСУ) — это совокупность 
технических и программных средств, предназначенных для рационального управления сложными объектами с участием человека. Если объектом 
управления является человеко‑машинная система, в рамках которой решаются не только технологические, но и экономические, административнохозяйственные вопросы, то в АСУ выделяют соответствующие подсистемы, 
например, управление кадрами, управление финансами, управление строительством (развитием) и ряд других. Важнейшее место среди подсистем 
АСУ занимает управление технологическим процессом (АСУ ТП).
Электроэнергетическая система относится к так называемым «большим системам кибернетического типа», которым присущи следующие 
свойства:

Важнейшие задачи управления режимами ЭЭС

• многопараметричность;
• невозможность полного математического описания;
• двойственность природы и стохастичность поведения;
• быстрота протекания переходных процессов;
• иерархичность и взаимосвязь с внешней средой;
• многокритериальность.
Указанные свойства предопределяют неполную автоматизацию процесса управления и обязательное участие человека (диспетчера) в процессе управления. Автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ) — это часть АСУТП, предназначенная для сбора информации 
об энергосистеме и диспетчерского управления режимами.
Структурные изменения в управлении электроэнергетикой России 
стали проходить в конце прошлого столетия при получении хозяйственной 
самостоятельности субъектов, входящих в РАО ЕЭС России.
Осуществляемый в настоящее время переход к рыночным экономическим отношениям в системе генерации и потребления электроэнергии 
привел к необходимости структурной увязки вопросов технологического 
и коммерческого управления. С осени 2002 года начали создаваться такие 
структуры, как АТС — Администратор торговой системы для решения вопросов коммерческого рынка, СО — Системный оператор для согласования 
технологического управления с требованиями рынка. СО (ОАО «СО ЦДУ 
ЕЭС») по своей структуре близок к ранее действующей схеме диспетчерского управления и иерархически имеет СО ЦДУ, филиалы СО ЦДУ ЕЭС 
на уровне ОДУ, РДУ — Региональные диспетчерские управления.
Во временно́м аспекте действует следующая последовательность решения главной задачи формирования суточного диспетчерского графика работы электростанций ЭЭС:
• формирование предварительного диспетчерского графика (ПДГ) — 
функция СО;
• формирование торгового диспетчерского графика (ТДГ) — функция АТС;
• формирование расчетного диспетчерского графика (РДГ) — функция СО.
Оптимизация режима ЭЭС является одной из важнейших задач диспетчерского управления независимо от того, в какой среде взаимодействия 
производителей и потребителей электроэнергии функционирует энергосистема. Хотя при этом критерий и алгоритмы поиска управляющих воздействий могут отличаться, все они основываются на отыскании экстремума 
некоторой целевой функции F (X), где Х — вектор (совокупность) регулируемых параметров, при помощи которых возможно изменение режима ЭЭС. 
В условиях централизованного планового управления определяется минимум затрат на производство и передачу электрической энергии при выпол

ВВедение

нении заданных критериев надежности и качества электроснабжения потребителей, то есть задача планирования и оперативно‑технологического 
управления режимами рассматривается как оптимизационная. В условиях 
конкурентного рынка ставится задача максимизации «благополучия» всех 
его участников. При этом методика оптимизации сохраняется при формировании ПДГ и с некоторой коррекцией может быть перенесена на РДГ.

Этапы управления в АСДУ ЭЭС 

Диспетчерское управление осуществляется на основе подчинения нижних уровней управления верхним. Задачи управления, решаемые на каждом 
уровне иерархии, специфичны, но цель одна — обеспечение потребителей 
электроэнергией требуемого качества и в необходимом объеме. Хотя экономическая самостоятельность регионов и рыночные отношения накладывают отпечаток на решение задачи управления и оптимизации, тем не менее 
во временном аспекте можно выделить три основных этапа.
1. Прогнозирование суточных графиков электропотребления. Известно, 
что для поддержания частоты 50 Гц в любой момент времени необходимо 
соблюдать баланс между генерируемой и потребляемой мощностью. Суммарное значение изменения потребляемой мощности во времени априори 
неизвестно. В связи с этим одной из первых задач АСДУ энергосистемами 
является прогнозирование суточных графиков нагрузки по активной и реактивной мощности с тем, чтобы на основании этого прогноза на следующем этапе запланировать выработку Pг в любой момент времени в соответствии с условием 
Pг — Pн — ΔP = 0.
Для обеспечения требуемого уровня напряжений в сети также должен 
соблюдаться баланс реактивной мощности 
Qг — Qн — ΔQ = 0.
При повышенной генерации реактивной мощности уровень напряжения в сети поднимается, а при обратной ситуации уровни напряжения 
могут оказаться ниже номинального. Большой дефицит реактивной мощности может привести к так называемой «лавине напряжения», сопровождающейся снижением напряжения во всей энергосистеме и полным 
погашением части потребителей, если при этом нет достаточных средств 
регулирования напряжения.
Прогнозирование электропотребления осуществляется на основе статистической обработки данных по электропотреблению за ряд предшествующих суток. Достоверное получение прогноза с приемлемой точностью 
основано на стабильности процесса электропотребления, цикличности 
и повторяемости в деятельности общества и предприятий.

Этапы управления в АСдУ ЭЭС 

Существует несколько методов и программ прогнозирования электропотребления. Энергосистемы отдают предпочтение тем из них, которые 
обеспечивают наименьшую погрешность в конкретных условиях.
Следует представлять, что фактическое поведение нагрузки отличается от прогноза, поэтому качество прогнозирования в существенной мере 
определяет и качество следующего этапа управления.
2. Планирование оптимальной нагрузки станций. В результате решения 
задачи прогнозирования получаются суточные графики требуемой мощности, в которых известны значения величин P и Q через каждый час (полчаса). Задача планирования оптимальной нагрузки станций заключается 
в распределении для каждого момента времени суммарной нагрузки системы между электростанциями. Даже в простейшей энергосистеме с двумя 
электростанциями данная задача многовариантна.
В основу выбора оптимального распределения нагрузки между электростанциями в монопольной системе управления положен критерий минимума издержек (затрат) на производство электроэнергии. Издержки 
на выработку мощности определяются в основном стоимостью сжигаемого на станциях топлива. На различных электростанциях издержки на выдаваемую мощность зависят от цены топлива, удельного расхода топлива 
и режима работы теплового оборудования. Для каждой станции существуют расходные характеристики, связывающие расход топлива с выдаваемой 
станцией мощностью. Если не учитывать разную цену топлива на электростанциях, то минимум издержек на производство электроэнергии сводится 
к минимизации суммарного расхода условного топлива на всех электростанциях с учетом различных ограничений на параметры режима.
В результате расчетов по программе оптимизации на каждую станцию выдается ее диспетчерский график нагрузки на следующие сутки. 
Станция обязана работать в соответствии с этим графиком, но при этом 
и на самой станции возможна внутристанционная оптимизация режима, так как требуемая величина суммарной генерации может быть выработана по‑разному. Цели внутристанционной оптимизации режима 
заключаются в распределении суммарной мощности между агрегатами 
для достижения минимума расхода топлива на электростанции. Выбор 
состава работающего в системе и на станциях оборудования и его оптимальная загрузка рассчитываются также предварительно на основании 
прогнозных данных.
В условиях конкурентного рынка, планирование суточного диспетчерского графика работы электростанций основывается на максимизации 
функции «благополучия» всех субъектов рынка при соблюдении технологических требований. В связи с этим, как было отмечено выше, появляются 
стадии формирования ПДГ, ТДГ и РДГ. Особенности данного этапа управления рассмотрены ниже, в соответствующем разделе.

ВВедение

3. Оперативная коррекция режимов. Две основные причины приводят 
к необходимости коррекции ранее запланированных режимов:
1) поведение нагрузки не соответствует прогнозу, а это означает, что 
режим становится неоптимальным. При достаточно существенном отклонении режима от условий оптимальности необходима его дооптимизация 
и соответствующая коррекция. На рис.В.1 показаны области оптимальных режимов (ООР), нормальных режимов (ОНР) и утяжеленных режимов 
(ОУР). Траектория АВ соответствует действиям диспетчера в рассматриваемой ситуации. Имеется в виду, что режим А не связан с нарушением режимных ограничений (он принадлежит ОНР), но есть возможность экономии 
затрат на производство электроэнергии при переходе в ООР;

С
 
 

ОУР
 
D  

ОНР

 

ООР
B

 
A

E
 

F 

jx

ix

Рис.В.1. Области устойчивых, нормальных и оптимальных режимов 

2) внутренние состояния ЭЭС могут неожиданно измениться, например, из‑за коротких замыканий, аварий и выхода из работы крупных блоков, 
ЛЭП и другого оборудования. При этом запланированный режим может 
стать не только не оптимальным, но даже и недопустимым с точки зрения 
качества и надежности электроснабжения потребителей. Возникает задача 
его текущей коррекции на основе сложившихся условий функционирования ЭЭС. На рис.В.1 показана точка С, принадлежащая ОУР. Здесь xi, xj — 
регулируемые параметры.
Как правило, попаданию в ОУР предшествует работа автоматических устройств, от локальных устройств релейной защиты до системной 
автоматики регулирования напряжения (АРН), автоматической частот

Этапы управления в АСдУ ЭЭС 

ной разгрузки (АЧР), автоматики предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ) и автоматики регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ). Типичным примером режима, соответствующего точке 
С, является послеаварийный режим, в котором в результате действия 
автоматики могут быть перегрузки ЛЭП до 8 % запаса устойчивости. Задача диспетчера состоит в определении и реализации управляющих воздействий для перевода режима в ОНР (траектория СD на рис. В.1, например, для обеспечения не 8, а 20 % запаса устойчивости) с последующей 
дооптимизацией при необходимости (траектория DE) или сразу в ООР 
(траектория CF).
Таким образом, в процессе функционирования энергосистемы различные аварийные ситуации устраняются с помощью устройств релейной 
защиты и автоматики. К числу таких мер относится отключение блоков, 
ЛЭП, трансформаторов и другого оборудования после коротких замыканий. При этом может происходить отключение части потребителей, поэтому необходимы меры по скорейшему восстановлению для них электроснабжения. Кроме того, аварийное отключение части оборудования, как 
правило, приводит к перегрузке оставшегося оборудования, и необходимо 
принимать меры по его разгрузке. Зачастую также складываются ситуации, 
когда располагаемой генерации недостаточно для покрытия нагрузки всех 
потребителей. В этом случае диспетчер вынужден прибегать к ограничению 
нагрузки, т.е. к отключению части неответственных потребителей 2‑й и 3‑й 
категории.
Все три этапа управления удобно проиллюстрировать следующим образом (рис.В.2). Рассмотрим часовой интервал Δt работы ЭЭС. В результате прогноза суммарного электропотребления, включающего в себя как 
нагрузку потребителей Рн
ПР, так и потери мощности в электрической сети 
Рэп
ПР = Рн
ПР + ΔРПР, 
получается прогнозное значение суммарной генерируемой мощности 
Рг
ПР = Рэп
ПР.
Считая, что в течение заданного интервала усредненное значение  
Рг
ПР = const, можно решить задачу второго этапа — распределение величины 
Рг
ПР между всеми N источниками генерации: Рг1, Рг2, …, Ргi, …, РгN.
Образно говоря, нужно суммарную генерируемую мощность Рг
ПР, как 
слоеный пирог, правильно разрезать и выявить долевое участие каждого 
генератора Ргi. Однако фактическое поведение нагрузки электропотребления, во‑первых, не может быть неизменным на интервале планирования 
Δt, во‑вторых, фактическая величина Рэп
Ф может отличаться от Рэп
ПР как 
в среднем, так и в динамике, что и показано на рис.В.2. Если бы все N генераторов (станций) неукоснительно следовали диспетчерскому графику, то в любой момент времени был бы небаланс мощности δPt и частота 
не соответствовала значению f0 = 50 Гц. На интервалах, когда суммарное 

ВВедение

электропотребление меньше генерируемой мощности (Рэп
Ф < Рэп
Ф), частота 
возрастает (f > f0), в случае же, когда Рэп
Ф > Рэп
Ф, частота уменьшается (f < f0). 
Поэтому, по крайне мере, одна станция (пусть это станция N) должна принимать на себя появляющийся небаланс δPt и вынуждена работать по графику, обозначенному стрелками на рис.В.2, как станция, регулирующая 
частоту (PгN = f (t)).

г1
P

гi
P

Ф
Ф
Ф

г
н
=
+ D
P
P
P

нP

t

t
D

0
f
f
>
0
f
f
<

ПР
гP

гN
P

ь
пэ
пю

}

ь
п
п
п
пп
э
п
п
п
п
пю

}

Рис.В.2. Оптимизация режима ЭЭС и регулирование частоты 

Оперативная информация в АСДУ ЭЭС. На рис. В.3 показана структура комплекса задач и функций АСДУ. Здесь выделены две функциональные ветви. Off-line означает работу АСДУ, не связанную с темпом 
реального процесса (выполнение расчетов заранее, например, сегодня 
на завтра). Некоторые действия были охарактеризованы выше: ПСГН — 
прогнозирование суточного графика нагрузки; ВСО — выбор состава 
оборудования; ОПДГ — оптимизация и планирование диспетчерского 
графика. Кроме того, необходимо упомянуть о том, что РАУР — расчеты и анализ установившихся режимов; ФМ — формирование моделей, 
на основании которых решаются задачи оперативной коррекции (например, эквивалентирование схемы замещения, энергетических характеристик и др.); ФБД — формирование базы данных (включая обработку 
контрольных замеров и получение псевдоизмерений (ПИ) для решения 
задач on-line).