Энергетические системы предназначены для обеспечения потребностей в тепловой и электрической энергии разнообразных потребителей и с позиций управления относятся к большим технико-экономическим системам.
Информационные технологии (ИТ, от англ. information technology, IT) — широкий класс дисциплин и областей деятельности, относящихся к технологиям управления и обработки данных, в том числе, с применением вычислительной техники.
В широком понимании информационные технологии охватывают все аспекты деятельности управления эенргосистем. ИТ обслуживает организационные и технические потребности пользователей посредством выбора, создания, применения, интеграции и администрирования компьютерных технологий.
1. Энергосистемы для надежного элетроснабжения потребителей
В нашей стране снабжение потребителей электроэнергией осуществляется преимущественно от электрических сетей, объединяющих несколько электростанций.
Необходимость такого объединения вызвана тем, что электрические станции, находящиеся даже на территории одной области, работают с неодинаковой нагрузкой, т. е. одни электростанции могут быть перегружены, а в то же время другие могут работать в основном с недогрузкой. Разница в степени загрузки электростанций становится более ощутимой при значительном отдалении районов потребления электроэнергии друг от друга в направлении с востока на запад, что объясняется разновременностью утренних и вечерних максимумов нагрузки.
Чтобы обеспечить надежность электроснабжения потребителей и возможно полнее использовать мощности электростанций, работающих в разных режимах, их объединяют в электроэнергетические системы.
Представление о системе производства, передачи и распределения электрической энергии дает схема электроснабжения потребителей. Электрическая энергия, вырабатываемая на электрической станции генераторами, передается при напряжении более высоком, чем генераторное по линии электропередачи высокого напряжения на подстанцию промышленного предприятия. Для изменения напряжения в энергетической системе применяются трансформаторы.
Со сборных шин подстанции электроэнергия распределяется по различным электроприемникам: электродвигателям, источникам света, нагревательным приборам и т.д.
Производство электрической энергии и ее потребление — процессы непрерывные и единые во времени. Электрическую энергию нельзя накапливать в больших количествах, не передавая потребителям, т.е. в каждый момент времени ее выработка должна соответствовать потреблению. Отдельные электростанции не могут обеспечить бесперебойную подачу электроэнергии потребителям, поэтому по мере развития энергетики их объединяют в системы, в которых они работают параллельно на общую нагрузку.
Автоматизированная система диспетчерского управления
... 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 ... топлива по электрической системе при соблюдении требований надежности электроснабжения потребителей в отдельных районах. Для отдельных ...
Объединение электростанций в энергосистемы имеет большое значение для обеспечения согласованной работы станций различных типов, особенно тепловых и гидростанций.
Мощность гидроагрегатов ГЭС в период паводка и в зимнее время различна, поэтому весной основную нагрузку в энергосистеме несут гидростанции, на тепловых же станциях в это время часть агрегатов основного назначения останавливают, что обеспечивает экономию топлива и проведение плановых ремонтных работ. В зимнее время роли тепловых и гидростанций меняются.
Таким образом, появляется возможность создания экономически мы годных режимов работы разных типов электростанций. Создание энергосистем повышает надежность электроснабжения и улучшает качество электроэнергии, обеспечивает постоянство напряжения и частоты вырабатываемого тока, поскольку колебания потребления воспринимаются одновременно многими электрическими станциями.
2. ПОНЯТИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
Энергетическая система (энергосистема) представляет собой совокупность электростанций, линий электропередачи, подстанций и тепловых сетей, связанных в одно целое общностью режима и непрерывностью процессов производства и распределения электрической и тепловой энергии.
Электрическая система является частью энергосистемы и состоит из
генераторов,
распределительных устройств,
электрических сетей (подстанций и линий электропередачи различных напряжений)
электроприемников.
В состав энергосистем (электросистем) входят также:
производственные предприятия и мастерские,
лаборатории и подъемно-транспортные средства, необходимые для выполнения работ, связанных с эксплуатацией всех элементов этих систем.
Эксплуатация энергосистемы осуществляется инженерами, техниками, мастерами и рабочими соответствующих квалификаций.
3. Оперативное управление энергосистемой
Оперативное управление энергосистемой (электросистемой) обеспечивают диспетчеры, обслуживают оборудование электростанций и подстанций — дежурным персонал, а линии электропередачи — линейный персонал.
Ежедневно на сутки вперед планируется работа всей энергетики страны.
Прогнозы электропотребления. Для этого прогнозируется предстоящее электропотребление. Прогнозирование потребления в условиях, когда работают тысячи и десятки тысяч независимых и зависимых друг от друга потребителей энергии и тепла, представляет сложную задачу. Для ее решения применяются современные и очень быстродействующие вычислительные машины. При прогнозе учитывается много влияющих факторов. Учитывается день недели (потребление в разные дни недели разное, больше в рабочие дни и меньше в субботу и воскресенье), учитывается для какого числа составляется прогноз — потребление в рабочие дни в начале месяца обычно меньше, чем в конце месяца, еще сказывается неритмичность работы, раскачка в начале, «авралы» для выполнения плана в конце месяца. По этой же причине потребление в рабочий день первого месяца квартала оказывается меньше, чем в аналогичных условиях для последнего месяца квартала. Особенно растет электропотребление в конце года.
Оптимизация работы силовых трансформаторов
... от системы охлаждения трансформатора. Согласно этим таблицам систематические перегрузки, допустимые вслед за нагрузкой ниже номинальной, устанавливаются ... другая температура [3]. В энергосистемах трансформаторы работают с переменной нагрузкой в условиях постоянно меняющейся температуры ... нецелесообразны [3]. Оптимальным для трансформатора должен быть такой режим работы, при котором износ его ...
Но при прогнозировании приходится учитывать и ряд других факторов, таких, как предполагаемые (а значит, тоже прогнозируемые) погодные условия на завтра, некоторые сезонные факторы и др. Схема прогнозирования довольно сложна. Само прогнозирование, хотя и основывается на современных приемах математической статистики, в значительной мере сводится к тому, что в основу прогноза кладется некоторый реальный или наблюденный график нагрузки, который был «в похожих условиях». Этот прототип корректируется по основным влияющим факторам.
Нужен архив данных о графиках за прошлые дни. Для того чтобы выбрать подходящий прототип графика нагрузки энергосистемы, у инженера-режимщика, планирующего режим потребления, должен быть достаточный по объему архив наблюденных графиков нагрузки. Создание архива графиков нагрузки обычно возлагается на ЭВМ. Она готовит графики для хранения, уплотняет информацию по мере старения графиков и хранит информацию или во внешней памяти ЭВМ, или вне ЭВМ на машинных носителях информации.
Современные методы краткосрочного прогнозирования графиков нагрузки достигли высокого качества. Ошибка прогноза редко превышает 1,5—2%.
Регулирование и лимитирование нагрузки потребите-лей. Итак, нагрузка на предстоящие сутки запрогнозиро-вана. Но прогноз по ряду причин восторга у энергетиков не вызывает. Например, предстоящее энергопотребление или будет слишком велико, или очень неравномерно с большим пиком нагрузки к вечеру и с большим провалом нагрузки ночью.
Производится корректировка графика потребления или, как это называлось выше, регулирование графика потребления. Составляются рекомендации по предстоящему режиму электропотребления и вводятся необходимые коррективы. Скорректированный график и будет планом электропотребления на предстоящие сутки.
Подведем теперь некоторые итоги. Итак, чтобы управлять режимом энергосистемы и чтобы этот режим был максимально экономичным (например, давать самую низкую себестоимость энергии), у нас есть два способа: 1) перераспределять нагрузку между работающими агрегатами, нагружая наиболее экономичные в данный момент агрегаты и разгружая менее экономичные;
2) изменять состав включенных и остановленных агрегатов, отключая при снижении нагрузки наименее экономичные в данный момент агрегаты и включая их (например, в обратной последовательности) при росте нагрузки энергосистемы. Кроме агрегатов, можно менять состав включенных линий электропередачи, включать (или отключать) трансформаторы.
Первый способ — перераспределение нагрузки, второй способ — управление составом агрегатов. Эти два способа находятся в руках у диспетчера, управляющего энергосистемой. Первый способ сегодня хорошо отработан и теоретически, и в прикладном плане. А вот строгого решения задача о выборе оптимального состава работающих агрегатов еще не найдено. Но сегодня в распоряжении диспетчера есть способы, дающие достаточно качественные приближенные решения. Для нормальной и эффективной работы диспетчера необходим план работы на предстоящие сутки. Такой план разрабатывается для каждого объединения энергосистемы, для каждой районной энергосистемы и для каждой крупной электростанции. План должен быть наиболее выгодным или оптимальным.
Методы организации работ и управления реконструкцией зданий и сооружений
... Для реконструкции необходимы методы организации работ, методы управления реконструкцией зданий и сооружений, о чем и пойдет речь в данной работе. 1. Организация работ и управление реконструкцией 1.1 Применяемые методы организации работ При реконструкции промышленных ...
Диспетчер должен следить за выполнением этого плана. Но при его существенном отклонении от реального хода электропотребления в этот план на оставшиеся часы должны быть внесены необходимые коррективы.
В управлении энергосистемами различают управление нормальными и аварийными режимами энергосистем. Управление нормальными режимами включает реализацию заранее запланированных режимов работы (запланированных графиков нагрузки каждой электростанции).
Кроме этого, в управление нормальными режимами входит регулирование частоты с одновременным выполнением баланса мощности в системе, регулирование напряжения и поддержание качества электроэнергии.
Управляет нормальными режимами диспетчер с помощью специальных автоматических устройств.
Управление аварийными режимами включает мероприятия по скорейшей ликвидации аварий. Пораженный участок должен быть как можно быстрее отключен от сети. Должны быть приняты меры по восстановлению питания отключенных потребителей (например, организовано энергоснабжение потребителей от резервного источника или от резервной линии), диспетчер должен организовать восстановительные работы.
Послеаварийный режим — тяжелый режим работы энергосистемы. После аварии в энергосистеме, как правило, нарушается баланс мощности и наступает послеаварийный режим. Этот режим характеризуется понижением частоты и напряжения, т. е. снижением качества энергии и значительным возрастанием нагрузок в отдельных элементах системы энергоснабжения. Задача диспетчера — как можно скорее перейти от послеаварийного режима снова к нормальному режиму работы.
При управлении аварийными режимами широко используются разнообразные устройства. Аварийные режимы протекают часто очень быстро. Человек не может прореагировать на них. Без автоматики управлять нормальными и аварийными режимами было бы крайне сложно.
Но и этого количества ЭВМ недостаточно для надежного управления энергосистемой. Дело в том, что при оперативном управлении нужно прогнозировать и планировать, нужно решать отдельные инженерные задачи, требующие больших затрат времени. Для решения плановых задач требуются ЭВМ достаточно высокой производительности. Поэтому на диспетчерских пунктах устанавливают еще две ЭВМ средней или большой мощности. Они образуют так называемый вычислительный комплекс.
Для повышения надежности и облегчения работы персонала все ЭВМ соединяются между собой через специальные устройства. Это позволяет передавать из одной машины в другую информацию (чисЛа) и коМанды управления.
Образуется связанный четырехмашинный (микро ЭВМ не считают) комплекс технических средств, находящийся в распоряжении диспетчера.
К этому комплексу подключается большое количество дисплеев, позволяющих руководству и технологам различных служб и отделов проверять качество работы энергосистемы и принимать участие в планировании работы.
Такая четырехмашинная схема считается сегодня типовой для управления энергосистемой.
Диспетчер оснащен вычислительными машинами. Это уже упомянутые микро-ЭВМ, собирающие информацию и проводящие ее в предварительную обработку. Кроме них, на диспетчерской пункте используются машины средней мощности или мини-ЭВМ. Они проводят Вторичную обработку информации, собирая и обобщая информацию по всему объекту. Они решают (по запросу диспетчера) отдельные нужные ему задачи и выдают обработанную информацию на главный щит управления или, как говорят, управляют главным щитом, выдают информацию на дисплеи диспетчеру и его помощнику.
Система управления скоростными режимами реверсивного прокатного стана
... так и универсальные логические контроллеры. В магистерской работе рассмотрен пример реализации системы управления скоростными режимами реверсивного прокатного стана на базе программируемого логического ... развития систем управления технологическими комплексами и производственными системами. Предпосылками к этому стали устойчивая тенденция увеличения дискретных методов обработки информации и ...
Совокупность машин и сбора и представления информации диспетчеру получила название оперативно-информационный комплекс технических средств диспетчерского управления. В нашем случае это две микро-ЭВМ, дисплеи и вспомогательное оборудование плюс система телемеханики.
4. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМОМ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
Общие сведения
Технологический процесс производства, передачи и распределения энергии определяется большим числом независимых и регулируемых параметров, значения которых зависят от внешних возмущений.
Для обеспечения нормального функционирования энергосистема оснащается разнообразными устройствами релейной защиты и автоматики. Действие этих устройств приводит к изменению структуры энергосистемы и к переходу от нормальных режимов к послеаварийным.
Задачей диспетчерского управления является координация работы всех элементов системы, в том числе и автоматики, для обеспечения экономичности режимов, качества и надежности электроснабжения в условиях изменения нагрузок и структуры системы. Диспетчерское управление требует оперативной переработки больших объемов информации и должно быть максимально автоматизированным. С этой целью в энергосистемах и объединениях созданы службы автоматизированных систем диспетчерского управления ( АСДУ), основные задачи которых:
1. Прогнозирование графиков нагрузки на ближайшую перспективу;
2. Планирование суточных графиков работы энергосистемы, т.е. определение
выработки на электростанциях и перетоков, которые обеспечивают потребности при минимальных затратах;
3. Оперативная корректировка режимов при отклонении фактических нагрузок от прогнозируемых и изменениях состава включенного оборудования.
Основой АСДУ является оперативно-информационный комплекс (ОИК), включающий мощный набор технических средств, предназначенных для сбора и передачи на диспетчерский пункт информации о состоянии основного оборудования системы и параметрах режима ее, переработки информации, отображения и документирования информации.
В комплекс технических средств входят первичные датчики, измерительные преобразователи, устройства телемеханики, каналы связи, ЭВМ и разнообразные средства отображения, включающие дисплеи, телеэкраны, щиты управления, сигнальные табло и т.п.
ОИК работает в реальном времени, с определенной цикличностью опрашивая датчики телесигнализации (ТС) и телеизмерений (ТИ) с помощью устройств контролируемых пунктов (КП) телемеханики и передачи сигналов по линиям связи в приемные устройства (ПУ) телемеханики, установленные на диспетчерских пунктах. Здесь сигналы вводятся в ЭВМ, обрабатываются и используются при решении различных диспетчерских задач.
Важное место в системе телеизмерений отводится измерительным преобразователям типа Е, которые используются для измерения переменного тока (Е-842), переменного напряжения (Е-855), активной и реактивной мощности (Е-848) и частоты (Е-854).
Эти датчики подключаются к первичным преобразователям и имеют согласованный с ними уровень входных сигналов, по току равный 1А и 5А, по напряжению – 100 В. Выходной сигнал унифицирован на уровне 0…5 мА постоянного тока и строго пропорционален замеряемому параметру.
Автоматизированная система управления технологическим процессом
... быть отдельные системы автоматического управления (САУ) и автоматизированные устройства, связанные в единый комплекс. Как правило АСУТП имеет единую систему операторского управления технологическим процессом в виде ... характеризующих режим работы энергосистемы; расчет, распределение и выдача энергоблокам заданий по активной и реактивной мощности в нормальных и аварийных режимах; управление ...
Преобразователи напряжения могут иметь линейную или усеченную шкалу (рис.4.1).
Для усеченной шкалы диапазон изменения выходного сигнала гораздо шире, что позволяет повысить точность измерения напряжения.
Рис. 4.1
В современных устройствах телемеханики типа «Гранит» все вводимые аналоговые сигналы 0…5 мА преобразуются в цифровой код с помощью 8-разрядных АЦП. Наибольшее целое десятичное число, соответствующее такому коду равно 256. Максимальное количество десятичных единиц в коде, называемых квантами, позволяет оценить погрешность измерений. Она определяется масштабом кванта, т.е. величиной измеряемого параметра, приходящейся на один квант.
Номинальное значение измеряемого параметра, которому соответствует номинальный ток 5 мА на выходе преобразователя тока или мощности, определяется номинальными коэффициентами трансформации первичных преобразователей (ТТ и ТН).
Если, например, на присоединении установлен ТТ 600/5 и на шинах ТН 110000/100, то масштаб по току будет равен
М= 600/256= 2.4 А/квант,
а при измерении мощности
М= v3*110*0.6/ 256=0.42 МВА/квант.
В линиях 500 кВ масштаб кванта по мощности может составлять более 10 МВА, что и определяет точность измерения.
Использование в устройствах телемеханики 8-разрядных кодов является одной из причин заметных погрешностей в оценке текущего режима. Другой причиной погрешностей является неодновременность телеизмерений из-за больших периодов опроса и несвоевременность передачи их в пункты управления по каналам связи, в качестве которых используются в основном ВЧ каналы по ЛЭП, имеющие ограниченную пропускную способность и недостаточную надежность.
Низкая наблюдаемость режима энергосистемы из-за неполноты охвата параметров режима системой телеизмерений вызывает необходимость иметь в составе программного обеспечения АСДУ задачи формирования “псевдоизмерений“ и оценки состояния системы.
Для получения “псевдоизмерений“ могут использоваться различные методы, основанные на обработке статистики с учетом достоверных ТИ и ТС, а также расчетные методы, основанные на использовании уравнений, описывающих режимы отдельных объектов системы или всей сети.
Одной из задач оценки состояния системы является определение узловых нагрузок, не имеющих телеметрии, по результатам ТИ и ТС. Для решения ее может использоваться метод взвешенных наименьших квадратов
F(X)=? ?i *(yтi – y EN-US»>i (X))2=min,
где ?i – весовые коэффициенты, yтi – телеизмеряемый параметр режима, y i – расчетное значение его, X – вектор оцениваемых параметров режима, Y(Х) – неявная зависимость, определяемая расчетом режима.
АСДУ энергосистемой строится на базе объединения устройств телемеханики, ЭВМ и средств отображения информации. Сегодня в энергосистемах России широко применяется комплекс информационного обеспечения КИО-3, в состав которого входят:
- мостовой персональный компьютер (МПК), осуществляющий прием, первичную обработку телеметрии, проверку исправности каналов, обслуживание сигнальной системы и ряд других функций;
- файл-сервер (ФС), предназначенный для хранения информации о параметрах системы и ее режима, а также программного обеспечения диспетчерских задач;
- циклический компьютер (ЦК), используемый для проведения громоздких расчетов, связанных с анализом режимов, оптимизацией, оценкой состояния и т.п.;
- рабочие станции (РС), установленные в службах энергосистемы, на диспетчерском пункте, у руководителей предприятия.
Отдельные рабочие станции оборудованы сигнальной системой, которая действует по факту свершения некоторых событий и выводит на соответствующую РС сигнал, прерывающий выполнение работающей программы. Так например, при срабатывании определенной защиты соответствующий сигнал появится на РС, установленной в службе РЗиА, что позволит персоналу службы оперативно подключиться к анализу аварии.
Автоматизация процедуры включения синхронного генератора на параллельную ...
... параллельную работу с функционирующей энергосистемой. Причем чем более мощный генератор, тем более сложно обеспечить его подключение. Идеальным условием включения синхронного генератора на параллельную работу с энергосистемой является равенство напряжений и частот машины и системы, ... синхронного генератора на параллельную работу с сетью реализуется следующим обгенератора разом. Ротор генератора ...
Все компьютеры КИО-3 объединяются в локальную сеть NetWare.
На диспетчерском пункте для целей АСДУ используется КИО-3, часть информации о параметрах режима отображается на мнемоническом щите.
Рис. 4.2
Для сбора диспетчерской информации используется комплект телемеханики типа «Гранит». На ЭС устанавливается КП1, включающее 2 ТС и 3 ТИ (активная и реактивная мощность и напряжение на шинах).
Для первичных преобразователей известны коэффициенты трансформации ТТ и ТН, равные, соответственно, 1000/5 и 110000/100. В качестве вторичных преобразователей напряжения могут использоваться преобразователи Е-855/1 или Е-855/2. В нагрузочном узле, где установлен КП2, замеряются активная мощность в Л-2 и напряжение на шинах. С помощью КП3 контролируется переток активной и реактивной мощности от системы и напряжение.
Исследование проводится с помощью программы ASYLB10
После активизации файла на экране изображается фронтальная панель виртуального устройства (рис.4.3).
В левой части панели расположена схема энергосистемы с виртуальными выключателями на ЛЭП-1 и индикаторами реальных параметров режима. Здесь же показаны все три КП и линии связи с ПУ «Гранит». Возле линий размещены индикаторы содержимого информационных байтов ТС и ТИ. Для системы ТИ результаты измерений представлены целым числом квантов. Для КП1 они выведены в двоичном и десятичном виде.
Рис. 4.3
Ниже схемы располагаются цифровые задатчики параметров ЛЭП и нагрузок в узлах. Здесь же расположены индикаторы потерь мощности в сети, переключатель модификации измерительного преобразователя Е-855 и задатчик периода опроса.
В правой части экрана показано размещение некоторого оборудования диспетчерского щита управления энергосистемой. Здесь показана структура КИО-3, мнемонический щит и рабочая станция, на которой отображены результаты телеизмерений, «псевдоизмерения» и оцениваемые нагрузки узлов. Ниже расположены задатчики , определяющие напряжение на шинах системы и мощность, вырабатываемую электростанцией.
5. СИСТЕМА SCADA/EMS
ОАО «СО ЕЭС» — Открытое акционерное общество «Системный оператор Единой энергетической системы». Осуществляет централизованное оперативно-технологическое управление Единой энергетической системой России. Имеет региональные отделения практически во всех регионах России.
Задачи:
- управление режимами работы Единой энергетической системы Российской Федерации, обеспечение её надежного функционирования и устойчивого развития;
- создание условий для эффективного функционирования рынка электроэнергии (мощности);
- обеспечение соблюдения установленных технологических параметров функционирования электроэнергетики и стандартных показателей качества электрической энергии при условии экономической эффективности процесса оперативно-диспетчерского управления и принятия мер для обеспечения исполнения обязательств субъектов электроэнергетики по договорам, заключаемым на оптовом рынке электрической энергии и розничных рынках;
- обеспечение централизованного оперативно-технологического управления Единой энергетической системой России.
Система SCADA/EMS — основной инструмент в работе диспетчерского управления, включающий компьютерное оборудование (серверы, рабочие станции, устройства передачи данных и др.) и комплекс программ, предназначенных для поддержания рынка электроэнергии в режиме реального времени (формирование суточных и долгосрочных диспетчерских планов-графиков, оценка состояния сети, управление частотой, генерацией и др.).
Модернизация информационной системы управления на ОАО «RONEe’S»
... модернизацию управления данным предприятием. Для достижения этой цели решаются следующие задачи: 1. Выбор архитектуры интегрированной системы ... работы структурных подразделений ОАО «RONEe`S». Эта информация передаётся с меньшей периодичностью. Схема информационных ... их аппаратно - программных компонентов, достаточных для построения сети. В этой сетевой технологии используются следующие коммуникации: ...
Основная цель проекта — повышение эффективности управления режимами Единой энергетической системы России.
Систему планируется установить в Центральном и Объединенных диспетчерских управлениях Системного оператора (ЦДУ, г. Москва, и ОДУ Востока, Сибири, Урала, Средней Волги, Юга, Северо-Запада, Центра).
В систему войдут 242 рабочие станции. Математическая модель, используемая SCADA/EMS, содержит около 20 тысяч расчетных узлов. В качестве поставщика системы ОАО «СОЕЭС» выбрало концерн Siemens, с которым заключен контракт на поставку и установку нового комплекса SCADA. Стоимость контракта 79 млн евро.
Помимо технических предпосылок к замене старого комплекса, есть и системные, в частности, реформированная российская энергетика по своей структуре и развитию приблизилась к энергетике европейских стран. В дальнейшем планируется синхронизация систем Европы, России и стран СНГ. В этом случае необходима унификация программного обеспечения методов диспетчирования. На первом этапе планируются поставка, установка и ввод в эксплуатацию систем SCADA/EMS в главном диспетчерском центре Системного оператора в Москве и диспетчерских центрах в филиалах Системного оператора, в том числе — в ОДУ Средней Волги. Для реализации столь масштабного проекта собственных средств у Системного оператора недостаточно, поэтому совет директоров ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» принял решение о привлечении кредитных средств. Контракт с поставщиком SCADA/ EMS, большинство расходов по которому осуществляется за рубежом, заключен на сдачу системы «под ключ’! Самые выгодные условия финансирования были предложены Европейским банком реконструкции и развития, поэтому было принято решение о финансировании им контракта с поставщиком с помощью кредита сроком на 10 лет. По подсчетам экономистов, срок окупаемости проекта должен составить 3-4 года. Эффект от внедрения должен сказаться на отрасли в целом. Оптимальная загрузка генерирующего оборудования позволяет более эффективно использовать как пропускную способность линий, так и рабочую мощность электростанций. Автоматизированная работа по оперативно-диспетчерскому управлению ЕЭС на базе оптимальных алгоритмов загрузки линий и генерации существенно снижает влияние субъективного фактора на положение поставщиков и потребителей. Предполагается, что сбои, связанные с работой дежурного диспетчерского персонала, уменьшатся на 5-7 процентов. В масштабе страны это даст большой экономический эффект. В ОДУ Средней Волги обучение персонала и тестирование системы должно начаться в следующем году, внедрить же ее повсеместно планируется к 2012 году.
Разработка модели управления гостиницы делового назначения и отдыха на 100 мест
... менеджер. В своей курсовой работе я хочу показать модель управления гостиницы «Ирис». В первом раздели, мы рассмотрим характеристику, во ... или 933-0533. Все номера отеля имеют следующее оборудование: Кондиционер с автономным контролем Звуконепроницаемые стены и окна ... электронной почте и сети Интернет Прямая телефонная международная связь Телевизор с дистанционным пультом управления и выходом на ...
SCADA/EMS будет применяться в качестве рабочего инструмента в режиме реального времени, функционирующего в условиях развития рыночных отношений в электроэнергетике. Кроме этого SCADA/EMS послужит центром сбора оперативных данных от существующих устройств телемеханики и систем SCADA РДУ, а также связующим звеном между внутренними и внешними компьютерными системами.
Спецификация на систему отличается от обычного технического задания: это документ объемом более 800 страниц текста. Значительная часть его может быть использована в качестве уже готового проекта. К тому же в спецификации заключено детальное описание части SCADA (сбор и обработка данных) и EMS.
Основные функции системы SCADA/EMS:
- планирование, ведение и управление режимом;
- прогнозирование состояния сети, ее пропускной способности и потребления, а также объемов поставок и резервов системных генераторов;
- прогнозирование гидроресурсов и объемов поставок генераторов, работающих по вынужденному графику, а также мощности всех объектов генерации;
- координация ремонтных компаний сетевого и генерирующего оборудования;
- выбор способов взаимодействия, типов и устройств противоаварийной автоматики (ПА) и мест их установки в сети;
- подключение нагрузки потребления и генераторов под действие ПА;
- обслуживание рынка «на сутки вперед»;
- планирование диспетчерского графика;
- регулирование напряжения;
- обслуживание балансирующего рынка (рынка «на час вперед»);
- обслуживание рынка резервов;
- рассмотрение оперативных заявок на вывод оборудования в ремонт;
- выполнение переключений в сети;
- регулирование частоты;
- управление режимами ЕЭС в критических и аварийных ситуациях;
- мониторинг режима, включая оценку состояния, контроль параметров, контроль ремонтных схем;
- ведение оперативного журнала;
- автоматическое регулирование частоты и перетоков мощности;
- оперативная оценка надежности режима;
- анализ режима работы субъектов диспетчерского управления в условиях рынка;
- тренажерная подготовка оперативного персонала;
- функции администрирования и управления, в том числе управление конфигурацией EMS, предоставление различных видов отчетности;
- другие.
6. Компьютерное конструирование единой графической электронной модели электрических сетей энергосистемы на базе Киевоблэнерго
Вопросам моделирования электрических сетей энергосистемы уделяется пристальное внимание, начиная с момента появления первых автоматизированных систем проектирования (САПР) и автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) на основе ЭВМ. Модели дают возможность проверять реальность и оптимальность проектных разработок по отдельным энергетическим объектам и энергосистеме в целом, а также надежность функционирования работающей энергосистемы путем решения конкретных технологических задач и сравнительного анализа разных стратегий проектирования и оперативного управления для принятия решений на основании состояния и параметров режима её электрической сети [1].
Из множества моделей электрической сети энергосистемы в общем случае можно выделить два основных типа моделей, используемых при решении задач проектирования и оперативного управления режимами её работы.
Первый тип это общепринятая графическая модель электрической схемы энергосистемы, описывающая в требуемом объёме и степени детализации оборудования электрическую сеть и отдельные объекты. Такой моделью, например, является электрическая схема сети энергосистемы или её фрагменты, представленные упрощенными или полными схемами первичных соединений электростанций и подстанций с элементами оборудования, на бумажных носителях, мозаичном диспетчерском щите или в электронном виде в ПЭВМ.
Второй тип это специализированные модели расчетных схем, описывающие максимально упрощено схему электрической сети энергосистемы без элементов оборудования на уровне требований применяемых математических методов и конкретных технологических задач. Например, узловая расчетная схема электрической сети энергосистемы для решения задачи установившегося режима или токов короткого замыкания.
В электронном виде принято модель первого типа описывать информацией локальных баз данных в форме таблиц стандартного унифицированного формата, связанных с электросетевыми объектами энергосистемы, и достаточной для решения любых технологических задач. Модель второго типа описывается информацией специализированного алфавитно-цифрового или бинарного формата в унифицированных файлах данных и рассчитана на решение одной-двух задач.
С момента начала внедрения ЭВМ в электроэнергетику и до настоящего времени при решении технологических задач, в частности расчетов нормальных и аварийных режимов энергосистемы, применяются упрощенные расчетные модели второго типа, так называемые узловые модели, описываемые примитивами «узлы» и «ветви». За этими моделями при решении инженерных задач, как в проектировании, так и в эксплуатации энергосистем, сохраняется приоритет и по настоящее время. Такое положение объясняется требованиями формализации и алгоритмизации используемых математических методов, существующей технологией расчетов, возможностями эксплуатируемой в проектировании и производстве, особенно в первые десятилетия, вычислительной техники, исторически сложившимися традициями и условиями развития АСУ электроэнергетикой.
Программная реализация связи моделей разных типов с автоматическим переходом от модели в виде полной принципиальной электрической схемы к адекватной упрощенной расчетной поузловой модели и обратно была реальна только для схем небольшого объёма, требовала значительных ресурсов памяти ЭВМ, затрат машинного времени и представлялась до настоящего времени нецелесообразной.
Современный уровень технических и программных средств уже позволяет реализовать задачу автоматического преобразования модели первого типа в расчетную модель второго типа для выполнения расчета, сохраняя при этом исходные параметры, состояние оборудования и коммутационных аппаратов рассматриваемого режима работы энергосистемы. Такая универсальная модель обеспечивает быстрое решение всего состава технологических задач, анализ полученных результатов и своевременную выработку последующей стратегии проектирования или оперативного управления.
В этом случае решать технологические задачи и анализировать результаты расчетов целесообразнее всего на ЕДИНОЙ общедоступной и понятной проектировщикам и эксплуатационному персоналу различного уровня и разных производственных служб модели первого типа, полностью исключив из рассмотрения модель второго уровня (Рис.1).
Рис.6.1 Электронная графическая модель электрической сети 110-750кВ ОЭС
Разработка ЕДИНОЙ графической электронной модели (ЕГЭМ) энергосистемы, в первую очередь, была ориентирована на задачи подсистем SCADA и EMS в АСДУ, а в САПР`е на проектирование перспективных схем развития энергосистем [2].
Однако можно указать и ряд других важных направлений применения ЕДИНОЙ графической электронной модели в процессе проектирования и эксплуатации энергосистемы. Модель может использоваться при технико-экономическом обосновании выбора места размещения и последующего проектирования новых электростанций, подстанций и линий электропередачи.
Модель может применяться в эксплуатационной практике как электронный диспетчерский щит, а также в качестве тренажера-советчика диспетчера. Она позволяет выполнить оценку неверных и отсутствующих данных при достоверизации телеизмерений, и эффективно обнаруживать ошибочные результаты телеметрии. ЕГЭМ может служить основой оперативного управления процессами коммутации, регулирования режима по напряжению и реактивной мощности, выбора экономического распределения нагрузок и учета потребления электроэнергии в условиях рыночных отношений. Может использоваться как графическая информационная база персоналом, осуществляющим изыскательские работы, проектирование и эксплуатацию линий электропередачи, подстанций и др.
Мониторинг состояния текущих параметров режима и топологии электрической сети с последующей алгоритмической и программной реализацией их в виде адекватной математической модели, которая обеспечивает анализ поведения энергосистемы большого объема, стал реально возможен в эксплуатационной практике на современном этапе развития вычислительной техники, телемеханики и связи.
Для идентификации элементов модели и определения текущей топологии электрической сети большого объема, описываемой многообразными схемами отдельных объектов сложной конфигурации и линиями электропередачи различного напряжения, разработаны алгоритмы и решён ряд задач. Наиболее сложными являются формализация и алгоритмизация автоматического анализа состояния топологии электрической сети, моделируемой в ЭВМ примитивами в терминах: генератор, трансформатор, коммутационный аппарат, шина, линия и последующее автоматическое преобразование с переходом к примитивам расчетной схемы, моделируемой в терминах «узел» — «ветвь», и обратно. Из множества известных методов преобразования модели электрической сети, описанной в стандартных терминах в расчетную поузловую модель, использующих матрицы инцидентности, логические таблицы и поиск по дереву сети [3] в данной разработке реализован последний.
Следует отметить, что в ЕДИНОЙ модели допускается симбиоз моделей первого и второго типа. Такое объединение необходимо при конструировании графической модели энергосистемы, собственные основные объекты и элементы которой представляются в виде достаточно подробных принципиальных электрических схем, а часть собственных менее важных объектов и объекты прилегающих энергосистем вычерчиваются в виде эквивалентных узлов-ветвей расчетной схемы.
Алгоритмическая и программная реализация автоматического учета состояния топологии электрической сети с автоматическим переходом между моделями разных типов — один из главных инструментов, обеспечивающих решение на ЕДИНОЙ графической модели электрической сети энергосистемы всех технологических задач подсистемы SCADA и EMS, анализ полученных результатов и разработку стратегии управляющих воздействий.
В качестве инструмента при конструировании ЕДИНОЙ графической электронной модели применён программный пакет AutoCAD компании AutoDesk, зарекомендовавшей себя как интеллектуальная САПР для платформы PC. Немаловажно то, что AutoCAD — развивающаяся открытая и надежная система с встроенным интерпретирующим языком AutoLISP, позволяющая манипулировать графическими примитивами (объектами) в неограниченном количестве слоев, хранить в примитивах дополнительные (расширенные) данные, разрабатывать меню, инструментальные панели, кнопки и диалоговые формы, связывать объекты чертежа с внешними SQL-базами данных, программировать на языках VBA, С++, а также обмениваться с другими широко используемыми программными пакетами и графическими файлами.
ЕДИНАЯ графическая электронная модель энергосистемы конструируется в среде графического редактора AutoCAD специальными программными средствами, разработанными для энергетики:
- интерфейс пользователя в виде меню, инструментальных панелей, диалоговых форм данных по типу элемента или объекта, диалоговых форм настройки условий работы с моделью и технологическими задачами, таблиц результатов расчетов и т.п., выполненных в дизайне AutoCAD;
- автоматизированное формирование конфигурации и топологии модели электрической сети;
- автоматизированный ввод-вывод данных по оборудованию и параметрам электрической сети и решаемых технологических задач;
- синтаксический и семантический контроль исходных данных и результатов расчета, контроль топологии сети.
Графическая схема электрической сети в виде блоков AutoCAD описывается в стандартных терминах: генератор, трансформатор, линия электропередачи, нагрузочный фидер, реактор, конденсатор и т.п. Электрическое соединение указанных элементов описывается стандартными терминами: секция системных шин, выключатель, разъединитель, отделитель, линия соединения и т.п.
Параметры оборудования и характеристики режима моделируемой электрической сети описываются в виде алфавитно-цифровой информации, принятой и используемой в настоящее время в электроэнергетике, в диалоговых формах и таблицах.
Положения выключателей и разъединителей, а также параметры режима фиксируются в модели первого уровня для нормального состояния электрической сети, автоматически изменяясь телесигналами и телеизмерениями (ТС/ТИ) по каналам телеметрии при условии подключения модели к оперативно-информационному комплексу (ОИК АСДУ).
При каждом изменении данных о текущем положении коммутационной аппаратуры автоматически формируется конфигурация и топология модели второго уровня (расчетной схемы) описываемой, как уже отмечалось выше в терминах узлы и ветви. Таким образом, положение выключателей и разъединителей на модели первого уровня (см. Рис.2) формирует в памяти ПЭВМ соответствующую конфигурацию узлов и ветвей расчетной модели второго уровня (Рис.3).
Рис.6.2 Фрагмент модели первого типа в стандартных терминах
Рис.6.3 Фрагмент модели второго типа в терминах узлы-ветви
Разработанная система графического автоматизированного конструирования модели электрической схемы (ГрафАКМЭС) применяется в Национальной энергетической компании «Укрэнерго» для моделирования электрических сетей и объектов 220-750кВ объединенной энергосистемы (ОЭС) Украины (Рис.1), сетей и объектов 35-330кВ её отдельных энергосистем. Работоспособность сконструированных моделей проверена путем подключения телеметрии ОИК (SCADA) и отдельных технологических задач EMS для выполнения расчетов нормальных и аварийных режимов.
Графические модели схем электрических сетей построены с учетом иерархической структуры цепочки управления ОЭС Украины по принципу:
Объединённая энергосистема в составе 8-ми ЭС (ОЭС) — Центральная энергосистема в составе 4-х облэнерго и г. Киева (ЦЭС) — Областная энергосистема в составе 28-ми РЭС (AES Киевоблэнерго) — Городская энергосистема в составе 4-х ПЭС (АК Киевэнерго).
В настоящее время авторами ведутся работы по подключению очередных задач подсистем SCADA и EMS.
По результатам опытно-промышленной эксплуатации разработанной графической электронной модели на примере ОЭС Украины можно сделать следующие выводы:
1. Разработана ЕДИНАЯ графическая электронная модель (ЕГЭМ), обеспечивающая решение основных задач подсистем SCADA и EMS.
2. ЕГЭМ может использоваться как аналог электронного диспетчерского щита и как тренажер-советчик, обеспечивающий оперативное вмешательство в процессы управления коммутациями, регулированием режима по напряжению и реактивной мощности, выбора экономического распределения нагрузок и учета потребления электроэнергии в условиях рыночных отношений.
3. ЕГЭМ может служить электронно-графической информационной базой для персонала, обеспечивающего эксплуатацию линий электропередачи и оборудования электросетевых объектов.
4. На основе ЕГЭМ целесообразно разработать новую технологию взаимодействия производственного персонала служб различных иерархических уровней в процессе оперативного управления режимами путем автоматического слияния (без эквивалентирования электрических сетей) отдельных моделей энергосистем в ЕДИНУЮ объединенную модель.
5. Система ГрафАКМЭС позволяет организовать безбумажную технологию расчетов нормальных и аварийных режимов работы электрических сетей, анализа результатов и выработки стратегии управления, а также создать ретроспективный графический электронный архив режимов энергосистемы.
Дальнейшее развитие ЕДИНАЯ графическая электронная модель должна получить при слиянии её с ядром геоинформационной системы (ГИС) (Рис.4), являющейся универсальным хранилищем для пространственных и атрибутивных данных. Описанный подход позволит создать интегрированную систему оперативного компьютерного моделирования инженерных коммуникаций в части анализа режимов работы электроэнергетических систем [4].
Рис.6.4 Электронная графическая модель сети 35-330кВ AES Киевоблэнерго
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Необходимость замены существующей сегодня автоматизированной системы обуславливается тем, что она поддерживает функциональность SCADA (сбор, обработка и отображение информации).
В то же время набор прикладных программ для оперативного управления ограничен. Отсутствуют современные программные средства и системы, необходимые для повышения качества работы Системного оператора в условиях функционирования рынков электроэнергии. Использующаяся система иногда приводит к несвоевременной передаче информации, что повышает показатели аварийности.
Особое значение в рыночных условиях имеет оптимальная и правильная загрузка генерирующего оборудования с учетом пропускных способностей линий электропередач. Неоптимальные действия системного оператора могут привести, например, к недопоставке электроэнергии потребителям и повлиять на ценообразование на рынке. К тому же, старая автоматизированная система морально устарела, имеет недостаточную производительность, как это ни странно, недостаточную автоматизированность и ряд других недостатков.
ЛИТЕРАТУРА
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/struktura-i-zadachi-operativno-dispetcherskogo-upravleniya/
1. Гамм А.З., Гришин Ю.А., Окин А.А. Развитие АСДУ ЕЭС с учетом новых условий и механизмов управления. — В кн. Энергетика России в переходный период: проблемы и научные основы развития и управления. — Новосибирск, Наука, 1996.
2.Ришкевич А.И., Задерей А.В., Семенюк А.В., Клипков С.И. Оперативное моделирование электрических сетей Объединенной энергосистемы Украины. — Новини енергетики ,N8,стр.44,2002.
3. A.M. Sasson, S.T.Ehrmann, P.Lynch, L.S. Van Slyck, «Automatic power system network topology determination», IEEE Trans.Power App.Syst., vol.PAS-92, pp.610-618,Mar./Apr.1973.
4.Интегрированное ГИС-решение для электроэнергетики.-Еженедельник «Компьютерное обозрение», N48, стр.37, декабрь, 2007.
