14. Асду в Англии и Уэльсе

ПО фирмы Siemens, стоимость ПО 48 млн. $.

СТРУКТУРА: НДП и несколько РДП ( в середине 90-х гг.).

Основными ЭВМ НДП (национальный диспетчерский пункт) являются машины CYBER 180.

В состав прикладного ПО входит:

1. ПО реального времени, содержащая 23 программы: сбора информации и ТУ, обработки данных в нормальном и послеаварийном режимах, диалогов человека с ЭВМ и формирование отчетов о работе ЭЭС и ликвидации аварийных нарушений;

2. вторая группа прикладного ПО содержит 15 программ: оценка состояния, анализ надежности, оптимизация режима электрической сети, анализ чувствительности сети и разработка режима по напряжению и реактивной мощности.

С помощью 2-х программ оценки состояния осуществляется достоверизация внутренней схемы контролируемой и внешней сетей.

Комплекс оценки надежности контролируемой сети реализуется в 2 ЭТАПА:

1) каждые 5 мин. анализируется 100 аварийных нарушений с помощью алгоритма аналоговой модели постоянного тока;

2) каждые 15 мин. анализируется 160 наиболее тяжелых аварийных нарушений с помощью алгоритма аналоговой модели переменного тока.

Расчетная модель содержит 100 узлов и 2000 ветвей.

В состав моделей входят:

- основная сеть Англии и Уэльса 400 и 275 кВ;

- понижающие подстанции сети напряжением 132 кВ;

- контролируемые с РДП часть сети Шотландии.

Выбор моделей осуществляется с помощью специальной программы. В режиме реального времени реализуется функции:

• Прогнозирование нагрузок узла;

• Расчет режима по напряжению, по реактивной мощности;

• Перераспределение нагрузки между электрическими станциями в случае перегрузки элементов сети и нарушения соответствующих ограничений, это расчет штрафных коэффициентов для учета при оптимальных расчетах потерь электрической энергии в сети.

При планировании режимов выполняются: расчет установившегося режима; оптимизации по активной и реактивной мощностям; оптимизация по суммарным затратам.

15. Асду в сша. Эволюция развития оперативных информационно-управляющих комплексов

15.1 Сду сша (старая)

Системы автоматического управления США – это старые комплексы систем диспетчерского управления США, которые имеют двух магнитную структуру (основную и резервную ЭВМ).

Обозначения:

1 - удаленные терминалы;

2 - ЭВМ сбора и обработки информации;

3 - функциональные ЭВМ;

4 - ЭВМ связи;

5 - пульты управления.

6 - сеть сбора и обработки информации;

7 - диалоговая схема.

15.2 СДУ США (новая)

Новые комплексы имеют сетевую структуру, в которой широко используются персональные ЭВМ и автономные рабочие станции. При этом формируются две локальные системы (система сбора информации и система диалога), связанных с серверами. Средства, обеспечивающие реализацию, имеют доступ к локальным системам.

Цель: подержание единой базы данных АСДУ

15.3 Обновление диалоговой системы

Рис.9 Обновление диалоговой системы

Обозначения:

1 - удаленный терминал;

2 - сбор и обработка информации;

3 - функциональная ЭВМ;

4 - новая функциональная ЭВМ;

5 - ЭВМ для связи с диалоговой системой;

6 - Сеть сбора и обработки информации;

7 - Пульт управления.

15.4 Обновленная сеть сбора информации

Рис.10 Обновленная сеть сбора информации

Обозначения:

1 – удаленный терминал;

2 – сбор и обработка информации;

5 - сеть Ethernet.

Характерна интеграция функций оперативного и автоматического управления как во временном (использование БД реального времени как основу не только для управления, но и для планирования режимов), так и в территориальном аспекте.

16. Функции АСДУ

Функции АСДУ:

• Формирование БД АСДУ;

• Диалог персонала с ЭВМ;

• Сбор информации;

• ТУ;

• Документирование.

Управление основной электрической сетью (это формирование скелета сети, оценивание состояния, эквивалентирования, анализ возможности аварийной ситуации, управление энергетическим регулированием, автоматическая разгрузка частоты и мощности, краткосрочное прогнозирование нагрузки, оптимизация режимов, выбор состава оборудования, управление нагрузкой и т.п.) обучение и тренировки диспетчерского персонала.

Прогнозирование

Большинство энергокомпаний осуществляет планирование на сутки, реже на сутки и неделю, еще реже на только на неделю. Интервал задания графика нагрузки в большинстве случаев – 1 час. Почти все энергокомпаний в начале целевой функции оптимизации режимов принимают условия минимизации затрат на топливо, отдельно принимают в качестве целевой функции при оптимизации режимов минимального расхода условного топлива. Специалистами в Германии проверили эффективность методов и алгоритмов оптимизации режимов со следующими выводами:

1. Оптимизация режимов активной мощности для одной точки графика нагрузки при использовании линейной модели;

2. Применение квадратичной модели повышает экономический эффект на 0,005%. Это говорит о нецелесообразности использования квадратичной модели;

3. Применение методов комплексной оптимизации режима по активной и реактивной мощности позволяет получить дополнительную экономию по сравнению с последней оптимизацией на 0,25%;

4. Оптимизация режима для нескольких последовательных расчетных интервалов дает дополнительный эффект по сравнению с оптимизацией, выполняемой раздельно для каждой точки графика, если при оптимизации режима работы электростанции для одной точки графика нагрузки обеспечивается снижение эксплуатационных расходов на 0,1%, то оптимизация режима на несколько последовательных расчетов периодов обеспечивает дополнительное снижение эксплутационных расходов на 0,33%. Если потери электроэнергии при оптимизации режима электросети для одной точки графика нагрузки снижается на 2.2%, то при расчете для нескольких последовательных интервала ровна 5.3%

5. Уменьшение расчетного интервала до минимума обеспечивает дополнительное снижение эксплутационных расходов на 0,18%

6. Широкое распространение в зарубежных ОНЦК получила функции оперативной оптимизации режимов по активной мощности.

Критерии оптимизации минимизации затрат на топливо.