- автоматизированное рассмотрение диспетчерских заявок;
В подсистему планирования режимов входят задачи:
- прогноз нагрузок на характерные периоды;
- оценка режимных последствий ввода в работу новых объектов и подключёния 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 энергосистемы;
- 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 трансформаторах;
- оценка режимных последствий ввода в работу новых объектов и подключёния 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.
2.3 Задачи автоматического управления (3 группа)
К таким задачам относятся:
- автоматическое управление энергоагрегатами (котел, турбина, генератор и т.д.);
- 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.
2.4 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.
3. Автоматизированная система диспетчерского управления СЭС
3.1 Цели создания АСДУ
Автоматизированная система диспетчерского и технологического управления (АСДУ) представляет собой многоуровневый программно-технический комплекс, включающий средства сбора информации, каналы связи, ПЭВМ и программы обработки. АСДУ позволяет:
- обеспечить диспетчерский и режимный персонал, энергоснаб, энергонадзор, руководство энергосистемы и предприятий сетей оперативной информацией о текущих прогнозных и ретроспективных режимах;
- организовать эффективный контроль за ведением текущего режима энергосистемы;
- повысить обоснованность принимаемых диспетчером решений;
- повысить качество и надёжность электроснабжения потребителей;
- осуществлять оперативный и ежесуточный контроль баланса мощности и электроэнергии и улучшить планирование внутрисуточных и текущих режимов;
- получить максимальную прибыль за счет оптимального ведения режимов, экономии топлива и электроэнергии;
- внедрить в кратчайший срок в промышленную эксплуатацию самые современные средства вычислительной техники, а также прикладное программное обеспечение.
3.2 Принципы построения АСДУ
АСДУ разрабатывается на основе следующих принципов:
- функциональная полнота - система должна обеспечивать выполнение всех функций, необходимых для автоматизации объектов управления;
- гибкость структуры - возможность достаточно быстрой настройки при изменяющихся условиях эксплуатации объекта управления;
- открытость - должна обеспечивать возможность присоединения к системе новых функций;
- живучесть - способность сохранять работоспособность системы при отказе её отдельных элементов;
- унификация - максимальное использование стандартного системотехнического программного обеспечения и совместимость системы с международными стандартами с целью его дальнейшего развития и включения в межуровневую региональную вычислительную сеть;
- распределённость обработки информации в неоднородной вычислительной сети;
- отработка типовых решений на "пилотных" проектах с последующим их применением на других объектах;
- преемственность по отношению к эксплуатируемым в настоящеё время системам АСДУ энергосистемой, предусматривающая возможность совместной эксплуатации существующих устройств управления на энергообъектах (телемеханики, релейной защиты и автоматики) и внедряемых микропроцессорных систем, с последующей заменой устаревших устройств;
- информационная совместимость на разных уровнях управления.
3.3 Требования к аппаратным и программным средствам АСДУ
АСДУ должна удовлетворять следующим требованиям:
- использования современных микропроцессорных терминалов и контроллеров с требуемой реакцией: электрические процессы - не болеё 1-5 мс, тепломеханические процессы - не болеё 250 мс;
- возможности передачи данных от контроллеров и устройств телемеханики с меткой времени (для расчётов баланса энергии и мощности и регистрации аварийных процессов);
- повышения скорости передачи данных по телемеханическим каналам;
- возможности использования стандартных промышленных контроллерных сетей и применение в этих сетях контроллеров;
- использования стандартов Международной электротехнической комиссии (МЭК) и российских ГОСТов;
- использования стандартных, локальных вычислительных сетей (ЛВС);
- использования стандартных операционных систем, стандартной структуры реляционных баз данных;
- обеспечения требуемой точности и реакции на события в нормальных и аварийных ситуациях.
АСДУ должна иметь открытую сетевую архитектуру, как в отношении конфигурации её оборудования, так и в отношении универсальности функциональных пакетов программ, чем обеспечивается высокая степень гибкости. Она строится на базе многопроцессорных систем управления, объединённых в локальные (ЛВС) и региональные (РВС) вычислительные сети, имеёт в своем составе мощные ЭВМ.
На всех уровнях АСДУ должна быть использована интегрированная база данных (ИБД), включающая SQL-совместимые базы данных и базы данных реального времени (БДРВ), реализующие единое информационное пространство.
ИБД должна обеспечивать необходимую полноту, целостность и надёжность хранения информации.
3.4 Организационная и функциональная структуры АСДУ
АСДУ - это совокупность комплексов АСДУ ЦДП (центр. диспетч. пункта) АО-Энерго, АСДУ ПЭС и РЭС, АСУТП электростанций и подстанций, систем АСКУЭ, обменивающихся информацией по каналам телемеханики или через ЦКИ (центр коммутации информации). В соответствии с территориальным принципом обслуживания и управления объектами АСДУ можно реализовать на трёх или четырёх уровнях управления:
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12
