Организация диспетчерского управления в энергосистемах. Системы телемеханики в ду.
Структура АСДУ
Любую автоматизированную систему, в том числе и комплекс программно-технических средств (КПТС) телемеханики можно представить в виде трехуровневой системы (рис. 2), включающей в себя:
- подсистему сбора информации;
- подсистему приема и обработки информации;
- подсистему отображения информации.
Иногда подсистемы приема/обработки и отображения данных могут быть объединены (как ПУ или ЦППС), в таком случае, система превращается в двухуровневую (см. введение, рис. 1).
Требования к современным системам ДУ(особенности систем)
Д
П
всех уровней должны быть оснащены АСДУ
(ПТЭ)
Применение сложных топологических структур
Модульность и наращиваемость
Значительный объем собираемых данных
Привязка событий к единому времени
Использование широкого спектра каналов связи
Применение международных стандартных протоколов обмена данными, применение открытых стандартов (интерфейсы, протоколы, ОС, СУБД)
Обмен данными с внешними системами
Применение различных средств отображения информации и управления, индивидуальных и коллективных (АРМ, ДЩ, видеокубы, панели и т.д.)
Повышение надежности работы и самодиагностика оборудования на всех уровнях
Защита информации от несанкционированного доступа и администрирование систем
Интеграция с современным оборудованием и оборудованием предыдущих поколений
Рис. 2
В ПТЭ ЭСиС РФ (с 2003 г.) существует раздел 6 Оперативно-диспетчерское управление. Согласно этому разделу:
Задачи АСДУ:
Планирование (долгосрочное, среднесрочное, краткосрочное)
Оперативное управление
Автоматическое управление
Архивирование, хранение, восстановление данных
Анализ достоверности собираемыханных
Отчетность (генерация отчетных форм)
Расчетные задачи (логические и арифметические)
Обмен данными с другими системами (внутри предприятия и внешними АСУ)
Контроль действий оперативного персонала
Структура диспетчерского управления в РФ
Системы телемеханики играют важную роль в ДУ, снабжая ДП всех уровней оперативной информацией о режимах работы и состоянии схем и оборудования, обеспечивая передачу и исполнение команд по управлению режимами работы. Надежность и экономичность работы энергосистем во многом зависят от надежной работы систем телемеханики.
Принципиальное отличие автоматизированной системы управления от автоматической состоит в участии оператора (диспетчера) в процессе управления. По-другому говорят, что человек включен в контур управления.
Таким образом, АСУ является человеко-машинной системой и участие человека в управлении связано со сложностью формализации законов управления для сложных систем, таких как энергосистема или электростанция. Поэтому участие диспетчеров в управлении сложными объектами являются вынужденной мерой, связанной с необходимостью использования их опыта и интуиции в процессе управления сложными объектами.
Виды автоматизированных систем
В зависимости от объекта и задач автоматизации различают следующие основные автоматизированные системы управления:
Автоматизированная система управления предприятием АСУП;
Автоматизированная система диспетчерского управления АСДУ (АСОДУ, АСОДУЭ, АСДТУ);
Автоматизированная система управления технологическими процессами АСУ ТП.
Автоматизированная информационно-измерительная система АИИС (АИИС КУЭ, АИИС ТУЭ, АИИС КЭ).
Автоматизированная система управления предприятием включает в свой состав все другие автоматизированные системы конкретного предприятия и предназначена для повышения эффективности производственно-хозяйственной деятельности предприятия [1]. Таким образом, АСУП является интегрированной системой, сочетающей функции организационно-экономического и технологического управления.
К числу АС, выполняющих функции управления технологическими процессами (процессами выработки, передачи, распределения и потребления электроэнергии), относятся АСДУ и АСУ ТП.
Наряду с термином АСДУ в промышленности используются и другие близкие наименования автоматизированных систем технологического управления, например, автоматизированная система оперативно-диспетчерского управления (АСОДУ) автоматизированная система диспетчерско-технологического управления (АСДТУ). В настоящем курсе основной материал посвящен подсистемам АСДУ – системам телемеханики и связи. Задачи диспетчерского управления и контроля рассматриваются в следующем параграфе.
Автоматизированные системы управления технологическими процессами в электроэнергетике применяют на подстанциях, а также энергоблоках электростанций. В АСУ ТП энергоблоков автоматизации подлежат большое количество технологических процессов неэлектрического характера, в том числе процессов подачи топлива, паровых котлов, турбин и большого количества вспомогательного оборудования. Поэтому вопросы построения АСУ ТП заслуживают отдельного внимания и в настоящем курсе не рассматриваются. АСУ ТП подстанций должна выполнять функции оперативного и автоматического управления электрооборудованием подстанции является составной частью системы диспетчерского и технологического управления электрическими сетями. Таким образом , с одной стороны, АСУ ТП характеризуются меньшим количеством выполняемых функций по сравнению с АСДУ, а с другой стороны значительно меньшим временем цикличности сбора данных.
Широкое внедрение АСУ ТП происходит именно в последнее время. Это во многом связано с широким внедрением на подстанциях различных интеллектуальных электронных устройств, в том числе многофункциональных измерительных преобразователей телемеханики, цифровых устройств релейной защиты и автоматики.
Следует отметить, что АСУ ТП применяются только на обслуживаемых подстанциях. На подстанциях без обслуживающего персонала устанавливаются только системы сбора технологической информации, в том числе устройства телемеханики.
В настоящее время большой интерес представляют автоматизированные информационно-измерительные системы учета электроэнергии. Следует отметить, что согласно существующим нормативным документам, все субъекты оптового рынка электроэнергии, должны иметь АИИС КУЭ. К числу субъектов оптового рынка электроэнергии относятся электростанции, входящие в состав оптовых и территориальных генерирующих компаний, сетевые предприятия, входящие в состав федеральной сетевой компании и региональных сетевых компаний.
В отличие от автоматизированных систем технологического управления в АИИС КУЭ могут отсутствовать функции оперативного контроля и управления. При этом объектом автоматизации является сбор данных с микропроцессорных счетчиков электроэнергии, архивирование данных и автоматизированная обработка результатов измерений с целью проведения финансовых расчетов за переданную/потребленную электроэнергию. В автоматизированных системах технологического управления имеются аналогичные функции, связанные со сбором измерительной информации с последующей ее обработкой. Принципиальное отличие состоит в том, что к автоматизированным системам технологического управления предъявляются более жесткие требования к скорости сбора данных, а к АИИС КУЭ – к точности и достоверности измерительной информации.
Ранее в АСДУ всегда использовалась информация об активной/реактивной мощности и энергии по контролируемым присоединениям. При этом информации об отпущенной или принятой электроэнергии или соответствующие им получасовые (часовые) значения мощностей поступала от устройств телемеханики (так называемые интегральные телеизмерения) или дорасчитывались (псевдоизмерения).
В современных АСДУ на нижнем уровне управления применяются интеллектуальные устройства, некоторые из которых выполняют наряду с основными функциями измерение активной/реактивной энергии и мощности с классом точности сопоставимым с микропроцессорными счетчиками для коммерческого учета электроэнергии. Соответственно при этом полностью решается задача технического учета электроэнергии и задача замещающего по отношению АИИС КУЭ учета электроэнергии.
Международный термин, соответствующий автоматизированным системам технологического управления – SCADA, который в свою очередь является сокращением от Supervisory Control And Data Acquisition. При дословном переводе на русский язык данный термин соответствует диспетчерскому управлению и сбору данных.
SCADA часто представляют в виде системы, верхний уровень которой представлен компьютерным оборудованием и программным обеспечением. Среднее звено SCADA связано с применением контроллеров или устройств сбора данных, в соответствии с международным обозначением PLC или RTU, а также систем передачи данных. Основное назначение среднего уровня SCADA связано со сбором и локальной обработкой данных.На нижнем уровне SCADA находятся датчики и измерительные преобразователи, преобразующие физические параметры контролируемого объекта (температуру, давление, ток) в нормированные электрические сигналы.
Следует отметить, что в литературе существует и более узкое применение термина SCADA – как программного обеспечения для автоматизированной системы технологического управления, предназначенного для сбора и архивирования данных, контроля и управления технологическим процессом, отображения данных в удобном для восприятия виде.
Задачи измерений, контроля и учета в диспетчерском управлении
Управление работой электроэнергетических объектов (электрических станций, электрических подстанций и сетей) осуществляется диспетчерскими службами. Существует определенная иерархия диспетчерского управления. Перечень задач, решаемых на разных уровнях диспетчерского управления, условно можно представить в виде трех групп задач:
Оперативно-диспетчерское управление функционированием оборудования.
Диспетчерско-технологическое управление ремонтами и эксплуатационным обслуживанием оборудования.
Информационно-аналитическая деятельность.
Для решения диспетчерскими службами перечисленных задач предназначены автоматизированные системы (АС), которые в общем случае должны обеспечивать:
передачу, прием и обработку:
телесигналов (ТС) положения коммутационных аппаратов (выключателей, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей, заземляющих ножей), устройств РПН трансформаторов;
телеизмерений (ТИ) активной и реактивной мощности, напряжения, тока, частоты, значений электроэнергии;
аварийно-предупредительной телесигнализации (работа устройств РЗА, состояние вспомогательных и инженерных систем – видеонаблюдения, пожаротушения, охраны территории и помещений и др.);
передачу команд телеуправления (ТУ) (с контролем выполнения и блокировкой по предопределенным условиям):
включения/отключения коммутационных аппаратов,
изменения положения устройств РПН трансформаторов;
плавного регулирования синхронных компенсаторов, реакторов и аналогичного оборудования;
возможность ручного ввода параметров (в случае отсутствия датчиков ТИ/ТС, отказа каналов связи, оборудования приема/передачи ТИ/ТС) с регистрацией факта замены источника информации;
оповещение об аварийных и предаварийных ситуациях:
выход параметров режимов работы оборудования за допустимые технологические и аварийные пределы,
отклонение параметров диспетчерского графика от плановых значений ,
работа коммутационных аппаратов или АПТС;
неисправность устройств АСУ;
отображение ТИ и ТС в виде схем электрических соединений, таблиц, графиков на средствах:
коллективного пользования - диспетчерском щите, видео-панели;
индивидуального пользования - автоматизированных рабочих местах;
архивирование информации с устанавливаемой глубиной хранения и предоставление из архива задаваемого набора данных;
ведение электронного оперативного журнала, автоматизированное формирование бланков переключений и отчетной документации;
решение задач расчетно-аналитического характера:
расчета потерь мощности и электроэнергии,
расчета баланса мощности и электроэнергии,
расчета токов короткого замыкания, уставок срабатывания устройств РЗА,
обработки данных контроля качества электрической энергии и др.
оперативно-информационное взаимодействие с программно-техническими средствами АС других подразделений оперативно-диспетчерского управления (ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», ОАО «ФСК ЕЭС», НП «АТС») и АС другого функционального назначения.
Далее в настоящем курсе рассматриваются примеры построения Систем телемеханики и связи для АСОДУ, АСОДУЭ, АСДТУ, будут рассмотрены некоторые вопросы построения АИИС КУЭ, организационные мероприятия по внедрению этих систем (проектирование, изготовление, испытания, документация).
Состав и объем информации, необходимой для организации ДУ на верхнем уровне управления определяется документом:
ТРЕБОВАНИЯ К ИНФОРМАЦИОННОМУ ОБМЕНУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИЕЙ С АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМОЙ СИСТЕМНОГО ОПЕРАТОРА
Приложение 2 к Регламенту допуска субъектов оптового рынка электроэнергии к торговой системе оптового рынка электроэнергии (НП Совет Рынка)
1. Состав технологической информации, необходимой для оперативно-диспетчерского управления с использованием автоматизированной системы Системного оператора
В процессе функционирования автоматизированной системы Системного оператора должен происходить обмен следующими видами информации: