Автоматизированная система диспетчерского управления

Автоматизированная  система диспетчерского управления (АСДУ) 

Автоматизированная  система диспетчерского управления (АСДУ) ЕЭС представляет собой иерархически построенную человеко-машинную систему, обеспечивающую по всей территории, охватываемой электрическими сетями, сбор, преобразование, передачу, переработку и отображение  информации о состоянии и режиме энергосистемы, формирование на основе собранной информации, передачу и  реализацию управляющих команд с  целью выполнения системой функций  надежного и экономичного снабжения  электрической и тепловой энергией требуемого качества всех ее потребителей.  
   АСДУ включает в себя: 
  •    управляющие вычислительные центры (УВЦ) в ЦДУ ЕЭС, ОДУ ОЭС, ЦДС ЭЭС, диспетчерские пункты (ДП) предприятий электрических сетей (ПЭС);  
  •    автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП) электростанций, энергоблоков электростанций и подстанций;  
  •    централизованные и локальные системы автоматического регулирования и управления.  
   Все элементы АСДУ ЕЭС объединяет единая первичная сеть сбора и передачи оперативной информации и управляющих команд. 
Основной составляющей АСДУ в УВЦ являются оперативные информационно-управляющие комплексы (ОИУК), с помощью которых диспетчерский персонал ЦДУ, ОДУ и ЦДС осуществляет: контроль за текущим состоянием управляемой энергосистемы (схемой, режимами и средствами управления), анализ происшедших событий, оценку перспективных режимов. Используя информацию о текущем и перспективном состоянии ЭЭС, графиках нагрузки, планах проведения ремонтных работ по оперативным заявкам с учетом указаний и рекомендаций диспетчерских инструкций и директивных материалов, диспетчерский персонал обеспечивает надежную работу ЭЭС. 
   Управляющие воздействия передаются диспетчерским персоналом ЦДУ, ОДУ, ЦДС на оперативно подчиненные объекты через диспетчерский персонал этих объектов или непосредственно на АСУТП и системы автоматического регулирования и управления энергообъектами с помощью устройств телеуправления. 
   Основной задачей управления ЕЭС является надежное снабжение электрической и тепловой энергией требуемого качества при минимальных затратах на ее производство, преобразование, передачу и распределение, поэтому основным критерием при выработке управляющих решений на всех уровнях иерархии управления ЕЭС, когда это возможно, используется минимум затрат в течение рассматриваемого периода времени. Хозяйственная самостоятельность отдельных территорий, охватываемых сетями ЕЭС, может приводить к тому, что критерии управления для различных частей ЕЭС (ОЭС, ЭЭС) окажутся разными и потребуется их взаимное согласование с использованием специальных алгоритмов. При формировании и решении задач в АСДУ необходимо обеспечить требования по качеству электрической и тепловой энергии и по надежности электроснабжения и теплоснабжения потребителей. 
Необходимая информация поступает извне или вырабатывается внутри ЕЭС в процессе управления. Информация, которая обеспечивается средствами телемеханики, называется телемеханической. 

АСДУ обеспечивает весь процесс планирования и управления производством, передачей и распределением электрической энергии и тепла: долгосрочное и краткосрочное планирование, оперативное и автоматическое управление.

Долгосрочное планирование - на длительные периоды времени: месяц - квартал - год. Структурная схема, отражающая взаимодействие этих задач:

В качестве исходной информации для большинства задач  долгосрочного планирования используются результаты прогнозов электрических  и тепловых нагрузок. Эти прогнозы выполняются для отдельных интервалов рассматриваемого года длительностью  обычно от одной недели до месяца. Для  каждого интервала времени прогнозируется потребление э/энергии и характерные  суточные графики нагрузки - среднего рабочего дня, понедельника, субботнего и воскресного дней. Прогноз выполняется  как для э/объединения в целом, так и для отдельных э/систем. Прогнозирование осуществляется на основании статистических данных, накопленных  за ряд лет эксплуатации, с использованием математических методов, учитывающих  разнообразные факторы, также как  частота в энергосистеме, tº воздуха, облачность и т.д. Месячное потребление э/энергии определяется как сумма потреблений отдельных дней: средних рабочих, понедельников, суббот, воскресений, праздничных и предпраздничных дней.

К числу наиболее часто используемых в диспетчерском  управлении относятся расчеты установившихся режимов. Результаты расчеты используются как непосредственно для анализа  возможных нормальных, утяжеленных  и послеаварийных режимов, так и  в качестве исходных данных для более  сложных расчетов, например, устойчивости параллельной работы, оптимизации режима по напряжению и реактивной мощности.

Расчеты токов коротких замыканий (к.з.) выполняются главным  образом для выбора уставок релейной защиты и автоматики; проверки работы электрических аппаратов и проводников; определения исходных данных для  расчетов электродинамической стойкости. Результаты расчетов токов к.з. используются в большом числе программ, с  помощью которых выбираются уставки  устройств релейной защиты и автоматики, например, дифференциальных защит трансформаторов, шин, реле - избирателей в схемах однофазных АПВ, делительных устройств  автоматики при асинхронном режиме и др.

Важное значение для обеспечения надежности энергосистем имеет комплекс расчетов устойчивости; в составе которого используются программы: анализа статической  устойчивости режима; выбора коэффициентов  усиления автоматических регуляторов  возбуждения (АРВ) сильного действия; расчета  переходных процессов при заданных коэффициентах усиления АРВ сильного действия и настройке регуляторов  частоты вращения.

Результаты расчетов устойчивости используются также при  выборе уставок устройств противоаварийной автоматики.

Одной из важных задач  долгосрочного планирования является оптимизация распределения во времени  гидроресурсов ГЭС и каскадов ГЭС. В результате решения этой задачи определяется график сработки - наполнения водохранилищ ГЭС, который обеспечивает выполнение условий оптимальности  при соблюдении ограничений, налагаемых на изменение уровней воды в конкретных водохранилищах и расходов воды на определенных участках реки.

В качестве условия  оптимальности принимается обычно минимум суммарного расхода топлива  в энергосистеме за определенный отрезок времени или максимум суммарной выработки электрической  энергии на ГЭС.

В результате расчета  долгосрочных режимов ГЭС определяется выработка электрической энергии  каждой ГЭС или объем расходуемой  на каждой ГЭС воды на ближайший  отрезок времени. По мере уточнения исходной информации производится 10 - 20 корректированных расчетов в течении года.

Годовое планирование графика капитальных ремонтов основного  электрооборудования ТЭС и ГЭС  производится исходя из условия минимизации  расхода топлива по электрической  системе при соблюдении требований надежности электроснабжения потребителей в отдельных районах. Для отдельных  энергосистем определяются ремонтные  площадки - допустимые значения суммарной  мощности оборудования, которое может  быть выведено в ремонт, на каждый день в пределах продолжительности ремонтной  компании; планируются сроки капитальных  ремонтов агрегатов и котлов небольшой  мощности, которые затем уточняются с учетом имеющихся ресурсов рабочей  силы, запасных частей и материалов.

При долгосрочном планировании производится расчет, затем в течении  года корректировка годовых и  квартальных планов производства электрической  энергии и тепла, перетоков мощности и электрической энергии, топливоснабжения электростанций, удельных расходов топлива. С учетом установленного плана капитальных  ремонтов основного оборудования решается задача оптимального распределения  выработки электрической энергии  между группами оборудования и отдельными ТЭС.

Оптимизация режима основной сети энергосистемы по напряжению и реактивной мощности производится для минимизации потерь электроэнергии. При выполнении этих расчетов считаются  заданными активные мощности электростанций, а переменными параметрами, подлежащими  определению, их реактивные мощности, а также коэффициенты трансформации  трансформаторов и автотрансформаторов.

Результаты расчетов, произведенных при долгосрочном планировании режимов, передаются для  исполнения на нижние уровни управления, а также используются в качестве исходных данных при краткосрочном  планировании.

Краткосрочное планирование - решаются задачи, связанные с подготовкой  режима работы энергосистемы на ближайшие  сутки или на несколько суток, включая выходные и праздничные  дни. При этом рассчитывается график нагрузки энергосистем и отдельных  электростанций, рассматриваются оперативные  заявки на вывод в ремонт основного  оборудования, средств управления и  автоматики.

Планирование оптимального режима ЕЭС (единой энергосистемы), энергосистемы, электростанции по активной мощности является одной из основных задач, решаемой на всех ступенях диспетчерского управления. При этом исходя, из критерия минимального расхода условного топлива на производство и передачу потребителям необходимого количества электроэнергии, распределяется мощность между энергосистемами, электростанциями, отдельными агрегатами. Оптимизация режима производится в  соответствии с экономическими характеристиками агрегатов, электростанций, энергосистем с учетом наличия запасов гидроэнергетических  ресурсов на ГЭС, потерь электроэнергии в сети и пропускной способности  линий электропередач.

Оперативное управление - при этом решаются задачи:

а) сбор, первичная  обработка и оценка текущей информации. Исходная информация для решения  задач оперативного управления формируется  на основании: данных о параметрах режима и состоянии основного оборудования; данных суточной ведомости, вводимых в  ЭВМ каждый час оператором с экрана дисплея или поступающих автоматически  по каналам межмашинного обмена; данных о выработке электроэнергии, о  приходе, расходе и запасах топлива; плановых значений ряда параметров.

Телеинформация, поступающая  в мини-ЭВМ, проходит первичную обработку. Проверяется ее достоверность, контролируется нарушение значениями параметров режима установленных пределов; производится масштабирование телеизмерений; формируются  вторичные параметры режима, т.е. суммарные, усредненные, интегральные значения. Проверка достоверности поступающей  телеинформации осуществляется различными способами. Простейшими и наиболее распространенными являются способы  отбраковки ТИ при достижении ими  предельных значений, т.е. нуля или максимума, при отсутствии хотя бы небольших  колебаний параметра, при получении  сигнала неисправности соответствующего УТМ. Эти способы могут быть дополнены  сопоставлениями дублированных  ТИ, например, сравнением значений перетоков  мощности по двум концам линии; анализом соответствия ТИ и ТС, например, присоединение  отключено - мощность равна или не равна нулю, и т.п.

Недостоверные параметры  маркируются признаком недостоверности, например, знаком вопроса. Недостоверные  параметры заменяются на 1-2 цикла  обработки экстраполированными  значениями или дублирующим измерением (при его наличии).

В результате работы комплекса программ сбора и обработки  информации в базе данных формируются  массивы текущих и средних  значений ТИ, архив ТИ для ретроспективного анализа, массив состояния ТС, массивы  почасовых данных суточной ведомости, плановых значений параметров, текущего состояния оборудования, баланса  энергоресурсов и т.п.

б) контроль исправности  средств телемеханики и каналов  связи осуществляется с помощью  ЭВМ по сигналам, поступающим от УТМ при отказах канала, приемника  или передатчика ТМ, нарушении  синхронности передачи, наличии ошибки в сообщении. В ряде АСДУ контролируются не только УТМ, непосредственно подключенные к ЭВМ, но и низовые устройства, установленные на низшем уровне управления, сигналы, о неисправности которых  передаются в группу ТС. Алгоритм задачи обеспечивает: формирование сигналов о неисправности УТМ для отображения  на дисплеях и на панели сигнализации для диспетчера и дежурного по ТМ; запуск блоков программ обработки, осуществляющих маркирование ТИ, принадлежащих  неисправному устройству, а при наличии  дублирующих ТИ, замену ими недостоверных; формирование массива отказов УТМ  и каналов для последующей  печати и статического анализа работы средств ТМ.

На рабочем месте  дежурного службы связи и телемеханики устанавливается дисплей, позволяющий  не только контролировать отказы устройств, но и проводить систематическую  проверку и анализ правильности ТИ, поступающих в ЭВМ.

в) контроль параметров режима, схемы сети, состояния оборудования и энергоресурсов осуществляется с  помощью ЭВМ и визуально диспетчером  с помощью разнообразных средств  отображения. Для автоматического  контроля в ЭВМ вводятся допустимые или аварийные пределы изменения  параметров по условиям обеспечения  надежности работы. Например, пределы  передаваемой по отдельным линиям или  сечениям мощности, угла, пределы изменения  напряжения в узлах, частоты в  энергосистеме и др. При нарушении  заданных пределов, контролируемых ЭВМ, на средства отображения выводятся  соответствующие сигналы, т.е. загораются красные лампочки на цифровых приборах, появляются мигающие символы на экранах  дисплеев, выводятся сообщения на информационное табло.

Аналогичным образом  контролируются переключения в сети. Подробная информация о нарушениях пределов и переключениях в сети накапливается в соответствующих  массивах базы данных и может быть вызвана на экраны дисплеев по запросу. Кроме того, эта информация периодически распечатывается в виде «аварийных списков», а по истечении суток - обобщенной сводки, которая предназначена  для анализа нарушений режима и оценки работы диспетчерского персонала.