Телемеханические и диспетчерские системы управления СЭС.

Сбор информации, обзор источников литературы. Аналитический обзор систем автоматизации и диспетчеризации систем электроснабжения (семестр 1).

В настоящее время ускорение научно-технического прогресса диктует необходимость совершенствования промышленной электроэнергетики: создания экономичных, надежных систем электроснабжения промышленных предприятий, освещения, автоматизированных систем управления электропри-водами и технологическими процессами, внедрения микропроцессорной техники, элегазового и вакуумного электрооборудования, новых комплектных преобразовательных устройств. Непрерывность технологического процесса, тяжелые условия работы электроустановок и электрооборудования создают особые требования к системе электроснабжения. Это надежность и бесперебойность питания. При наличии современной автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) промышленное предприятие полностью контролирует весь свой процесс энергоснабжения. В этом случае появляется возможность эффективно перераспределять все виды ресурсов внутри предприятия, контролируя эффективность использования рабочего времени работниками предприятия. При этом обеспечение безопасность их работы будет обеспечена на более высоком уровне во время всего рабочего дня. Сегодня вопрос в области диспетчеризации связан с внедрением современных АСДУ, реализованных на основе современных информационных технологий. Многие ведущие фирмы мира предлагают интегрированные решения диспетчерских инженерных служб обеспечения жизнедеятельности предприятия с использованием микропроцессорных систем и средств, сетевых телекоммуникационных устройств и высокопроизводительных рабочих станций.

Телемеханические и диспетчерские системы управления СЭС.

Автоматизированная система управления (АСУ) – это система "человек-машина", обеспечивающая эффективное функционирование объекта, в которой сбор, передача и обработка информации, необходимой для реализации функций управления, осуществляются с применением средств автоматизации и вычислительной техники. В сложных системах полная автоматизация управления предприятием (или его отдельным департаментом) обычно трудно реализовать из-за отсутствия аналитического аппарата управляющих процессов, а также непредсказуемости всех возможных режимов работы. Поэтому наряду с устройствами автоматизации и телемеханики определённые функции выполняет исключительно человек (оператор), при этом система управления превращаются в автоматизированную систему диспетчерского управления (АСДУ). Эти диспетчерские системы управления отличаются от соответствующих систем автоматизации в первую очередь превалирующей ролью человека (диспетчера) в контуре управления. Приёмо-передача сигналов управления осуществляется диспетчером с помощью специально организованных каналов и линий связи. С помощью средств телемеханики диспетчер получает информацию о параметрах режима электропотребления и положения коммутационных аппаратов на понизительных подстанциях своего района. С помощью этих устройств осуществляется передача управляющих команд с диспетчерского пункта на объекты. Режимы работы отдельных элементов в системе электроснабжения (СЭС) взаимосвязаны. Согласованное действие всех этих элементов будет обеспечено лишь в случае, если важнейшие из них обладают устойчивыми операциями контроля и управления, сосредоточенные в одном месте (диспетчерском пункте). В простейшем случае диспетчеризация управления может осуществляться с помощью телефонной связи диспетчера с обслуживающим персоналом удалённых объектов. При телефонной связи диспетчера с контрольными пунктами получается значительный промежуток времени с момента, требующего оперативного вмешательства до момента исполнения. Кроме того, при диспетчеризации только посредством телефонной связи велика вероятность неполучения или недостоверности информации. Работа диспетчера оказывается более эффективной, если информация о режимах работы элементов системы автоматически приходит от приборов, установленных на диспетчерских пунктах. Кроме того, сам диспетчер имеёт возможность изменить режим работы управляемой системы, непосредственно посылая сигналы на контролируемые объекты. Если контрольных пунктов мало, а расстояние между диспетчерскими пунктами значительно, то можно использовать дистанционное управление. Для этого необходимо перенести аппаратуру управления и сигнализации со щитов местного управления на центральный диспетчерский пункт (ЦДП). В случаях большого расстояния между диспетчерскими и контрольными пунктами необходимо использовать устройства телемеханики. Они не требуют постоянного дежурного персонала и позволяют использовать управляющую вычислительную машину.

Отдельной задачей АСУЭ является операция, выполненная с помощью технических средств и программного обеспечения, в результате решения которой формируются либо отчетный документ, либо одно или серия однотипных сообщений обслуживающему персоналу.

Отдельная функция АСУЭ – это совокупность задач, направленных на достижение общей цели управления и объединённых единым критерием управления.

Диспетчерская система управления СЭС

Телеуправление – управление положением или состоянием объектов методами и средствами телемеханики. Телеуправление предприятиями применяется тогда, когда это дает возможность улучшить ведение режима и позволяет ускорить локализацию и ликвидацию аварии, нарушение и отклонение от нормальных режимов работы, если это невозможно сделать с помощью местной автоматики.

Телесигнализация (ТС) – это получение информации о состоянии контролируемых и управляемых объектов, имеющих ряд возможных дискретных состояний. ТС должна обеспечивать передачу на пульт управления предупреждающих и аварийных сигналов, а также обеспечивать отображение состояние основных элементов СЭС на диспетчерском пульте (и на щите), при этом должны предусматриваться следующие показатели:

- положение всех телеуправляемых объектов;

- положение крупных телеприёмников;

- положение не телеуправляемых выключателей ВН на вводах;

- положение секционных шинно-соединительных и обходных выключателей;

- положение силовых трансформаторов, находящихся в цехе.

Телеизмерения (ТИ) – должны обеспечивать возможность измерения основных параметров, отображающих работу системы и позволяющих правильно управлять ситуацией. Для телеизмерений в АСУ рекомендуют выбирать:

- напряжение на головных шинах;

- напряжение на шинах пункта приёма электроэнергии;

- ток на одном из концов линии подстанции;

- суммарную мощность, полученную от отдельных источников и т.д.

Телеизмерения тока и напряжения организуются по вызову, а мощности – по циклическому типу в течение суток. Телеизмерения интегральных параметров (ТИИ) обеспечивают возможность составления энергетических балансов. Кроме того, они используются постоянно для ввода результатов измерений в вычислительную информационную сеть.

Телеизмерения текущих параметров (ТИТ) – должны обеспечивать диспетчеру возможность измерения основных электрических параметров, необходимых для управления системой и восстановления её после аварии.

Телемеханизация (ТМ) должна обеспечивать:

- отображение на диспетчерском пульте состояний и основных элементов;

- передача на диспетчерский пульт предупреждающих и аварийных сигналов;

- управление основными элементами системы и т.п.

В качестве технических средств ТМ используются проводные многоканальные телемеханические устройства заводского изготовления. В качестве первичной измерительной аппаратуры в СЭС используются стандартные измерительные трансформаторы тока, имеющие на выходе ток

1 А или 5 А, и измерительные трансформаторы напряжения с напряжением измерительных обмоток 100 В, а также датчики для сбора различной технической информации. В связи с постоянным удорожанием потреблённой электроэнергии и необходимости модернизации производственных мощностей (и их систем автоматизации) у промышленных предприятий возникла необходимость в построении интегрированных решений, в разработке автоматизированных систем контроля и управления электропотребления (АСКУЭ), построенных с применением персональных ЭВМ.

Задачи оперативного контроля и управления(1 группа)

Задачи оперативного управления решаются на базе программно–технических средств оперативно–информационного управляющего комплекса (ОИУК) в рамках двух подсистем: информационно–управляющей (ИУП) и информационно–вычислительной (ИВП). Основным назначением ИУП является сбор, первичная обработка и отображение информации о текущем режиме, а также контроль допустимости режима и состояния элементов энергооборудования. В задачи ИВП входят более сложные вычислительные функции, обеспечивающие помощь оперативному персоналу с расчётом допустимости нормальных и послеаварийных режимов, ремонтных заявок, коммутационных переключений, оценку состояния работы электрических, тепловых сетей и электростанций, определение расстояния до места повреждения, оперативный прогноз нагрузок и контроль за потреблением энергии и мощности, расчёт и оптимизацию электрических и тепловых режимов в реальном времени, диагностику основного оборудования. В части обработки телеинформации должны решаться задачи:

- приёма телеизмерений и телесигналов по каналам связи, контроль достоверности, восстановление недостоверных данных, расчёт интегралов, осреднение, контроль пределов;

- архивирования;

- контроля состояния системы сбора информации и формирование статистических данных о работе отдельных элементов системы сбора;

- управления диспетчерским щитом;

- ретрансляции телеинформации на другие уровни управления.

В части диспетчерской ведомости должны решаться задачи:

- переноса телеизмеряемых данных в архивы и ведомости;

- переноса интегральных и осредняемых значений телеизмерений в архивы и ведомости;

- приёма и передачи данных по каналам межуровневого обмена;

- уточняющего расчёта данных диспетчерской ведомости;

- формирования отчётных документов требуемой структуры.

Технологические задачи (2 группа)

Технологические задачи решаются в рамках подсистем:

- технологических задач диспетчерского управления;

- планирования режимов.

В подсистему технологических задач диспетчерского управления входят задачи автоматизации функций диспетчерского персонала:

- формирование и ведение оперативной расчётной схемы электрической сети;

- ведение оперативного журнала диспетчера;

- ведение оперативной документации;

- автоматизированное рассмотрение диспетчерских заявок;

В подсистему планирования режимов входят задачи:

- прогноз нагрузок на характерные периоды;

- оценка режимных последствий ввода в работу новых объектов и подключения их к электрическим и тепловым сетям;

- разработка и корректировка нормальных и ремонтных режимов работы оборудования;

- расчёт потерь энергии в электрических сетях и на электростанциях,

- анализ и прогноз надёжности, качества электроснабжения;

- расчёт удельных расходов топлива и себестоимости выработки энергии на электростанциях.

Режимно–технологические задачи оперативного управления включают:

- отслеживание состояния топологии электрической сети энергосистемы по данным ТИ и ТС;

- контроль правильности работы телеизмерительной системы на основе сравнения фактических и оценённых значений телеизмеряемых режимных параметров;

- оценку надёжности текущих режимов и выдача рекомендаций по её повышению;

- оптимизацию текущих электрических режимов энергосистемы и выдача рекомендаций по снижению потерь активной мощности;

- внутрисуточную коррекцию режимов энергосистемы по активной мощности;

- возможность проведения проверочных расчётов режимов на основе реальных данных с целью оценки допустимости тех или иных решений, принимаемых диспетчером;

- возможность проведения обучения диспетчерского персонала на основе данных реального времени.

В область режимно–технологических задач краткосрочного планирования входят:

- краткосрочный прогноз суммарной нагрузки энергосистемы и её районов на основе фактических нагрузок, хранящихся в диспетчерской ведомости:

- расчёт краткосрочного баланса мощности энергосистемы;

- оптимальное распределение нагрузки между электростанциями энергосисте-мы;

- формирование расчётной схемы и нагрузок узлов для краткосрочного планирования электрических режимов энергосистемы;

- расчёт и оптимизация краткосрочных электрических режимов энергосистемы исходя из минимума потерь и соблюдения заданных ограничений;

- оценка режимной надёжности сформированных краткосрочных режимов энергосистемы;

- определение плановых краткосрочных значений технико–экономических показателей работы энергосистемы;

‑ обработка и достоверизация контрольных замеров;

‑ определение статических характеристик нагрузок;

- прогноз нагрузок в узлах электрических сетей на характерные периоды;

- расчёт плавких вставок предохранителей, устанавливаемых на трансформа-торах;

- оценка режимных последствий ввода в работу новых объектов и подключе-ния их к электрическим сетям;

‑ разработка и корректировка нормальной и ремонтной схем сетей;

- разработка типовых ремонтных схем;

- расчёт, анализ и прогноз надёжности схем электроснабжения;

- расчёт, анализ и прогноз качества электроэнергии в электрических сетях;

- расчёт, анализ, нормирование и прогноз потерь электроэнергии в электрических сетях.

Задачи автоматического управления (3 группа)

К таким задачам относятся:

- автоматическое управление энергооборудование;

- автоматическое управление средствами регулирования напряжения и реактивной мощности;

- автоматическое управление средствами первичной коммутации для локализации аварий и восстановления электроснабжения (автоматическое повторное включение (АПВ), автоматическая частотная разгрузка (АЧР), автоматический ввод резерва (АВР), автоматическое секционирование электрических сетей и т.п.);

- автоматическое управление средствами первичной коммутации для оптимизации установившихся режимов электрических сетей;

- релейная защита электрических сетей.

Особенностью этой группы задач является решение их соответствующими устройствами (как локальными, так и АСУ ТП) автоматически, без участия человека.

Задачи АСКУЭ (4 группа).

Подсистема АСДУ должна быть развёрнута на всех уровнях:

- уровень энергосбыта;

- уровень предприятий электрических сетей (ПЭС) – отделение энергосбыта;

-уровень районов электрических сетей (РЭС) – участок энергосбыта;

-уровень энергообъектов (ТЭЦ и подстанции).

Функции и задачи АСКУЭ заключаются в формировании и передаче данных о выработанной и потреблённой электроэнергии, а также потреблении топлива для оперативного диспетчерского управления (ОДУ) энергосистемой и для решения сбытовых задач.

АСКУЭ создаётся для автоматизации расчётного и технического учёта производства и расхода электроэнергии на базе достоверной, метрологически обеспеченной информации, контроля балансов мощности и энергии, контроля и управления режимами электропотребления, а также управления нагрузкой потребителей. Автоматизацией учёта электропотребления решается проблема коммерческих расчётов за электроэнергию и мощность по дифференцированным и многоставочным тарифам, а также проблема получения точных и достоверных балансов электроэнергии по энергообъектам в едином временном срезе.

В основу создаваемых систем АСКУЭ положены следующие базовые принципы:

- исходной информацией для системы служат данные, получаемые от счётчиков расхода электроэнергии (уровень подстанций и станций);

- система создаётся как расчётная, использующая для расчётного и технического учёта одни и те же комплексы технических средств;

- сбор, первичная обработка, хранение и выдача в систему информации об электроэнергии и мощности на объектах осуществляется с помощью специализированных информационно–измерительных систем или устройств сбора и передачи данных (УСПД);

- информация об электроэнергии и мощности, образующаяся на энергообъектах и циркулирующая в АСКУЭ привязана к астрономическому времени или синхронизирована в пределах энергообъекта;

- система сбора и передачи информации АСКУЭ по возможности использует установленные системы связи.