Методическое пособие 816

конденсаторной батареи к сети. После выдержки необходимого интервала времени микроконтроллер выдает сигнал на катушку контактора 5 для замыкания его контактов 3 и 4. Далее происходит задержка на время t2, в течение которого замыкаются контакты 3 и 4. После этого микроконтроллер перестает подавать сигналы на отпирание тиристоров 8 и 9, конденсаторная батарея считается подключенной к сети.

При снятии сигнала Uу на подключение конденсаторной

батареи, снова происходит проверка состояния конденсаторной батареи. При подключенной батарее микроконтроллер принимает сигналы с нуль-органов 10 и 11 и в момент нулевого напряжения на тиристорах 8 и 9 подает на входы микросхем-драйверов 12 и 13 управляющие импульсы для открытия тиристоров 8 и 9. Далее происходит задержка на время t1, необходимое для полного отпирания тиристоров. В то же время контакты 3 и 4 замкнуты, таким образом, конденсаторная батарея остается подключенной и через контактор, и через тиристоры. После выдержки необходимого интервала времени микроконтроллер снимает сигнал с катушки контактора 5. Далее происходит задержка на время t2, в течение которого контакты размыкаются, оставляя конденсаторную батарею подключенной только через тиристоры. После этого микроконтроллер перестает подавать сигналы на отпирание тиристоров 8 и 9, конденсаторная батарея считается отключенной от сети.

Согласно описанию работы системы выше, были составлены алгоритмы (рис. 4.43), являющиеся основой для написания программы микроконтроллера.

161

162

На основе алгоритмов работы системы (рис. 4.43) создана система управления тиристорной конденсаторной установкой (ТКУ) на базе микроконтроллера ATmega8535, с соответствующим програмным обеспечением.

Кроме того, согласно структурной схеме (рис. 4.42) для реализации системы управления ТКУ использовались нуль-органы, драйверы силовых тиристоров, диоды для защиты тиристоров, усилители для управления твердотельным реле.

Важнейшей особенностью данного устройства для подключения конденсаторной батареи является возможность его сопряжения с автоматизированным диспетчерским пунктом (АСУТП или АСУСЭС) на основе SCADA-системы. Гибкость и малая требуемая ресурсоемкость микроконтроллера позволяет выбрать из множества представленных на рынке вариант с наибольшим разнообразием интерфейсов для подключения к ПК и реализовать на программном уровне протокол обмена информацией без ущерба быстродействию системы в целом.

При реализации предложенных алгоритмов работы управляющий микроконтроллер может передавать в диспетчерский пункт данные о состоянии конденсаторной батареи (подключена – отключена), а также удаленно получать команды на подключение или отключение конденсаторной батареи с диспетчерского пульта, либо по ранее заданной циклограмме производить подключение батареи в определенные моменты времени, совпадающие с подключением потребителей реактивной мощности. Данное решение позволит автоматизировать технологический процесс в части компенсации реактивной мощности. Дополнительно имеется возможность введения данных телеметрии тока в цепях конденсаторов, напряжения в точках подключения конденсаторов, температуры конденсаторных батарей при условии установки соответствующих датчиков.

Протокол обмена информацией рассматриваемого устройства с персональным компьютером возможно реализовать на базе интерфейса RS-485, как в регуляторе-аналоге от фирмы VMtec.

163

Глава 5. ПРОГРАММНЫЕ СРЕДСТВА УПРАВЛЕНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

5.1.Программные средства управления режимами распределительных сетей верхнего уровня

Как уже отмечалась ранее (1, 2 главы), структура ЭЭС является сложной и многоуровневой системой, оптимальное управление которой ставит специальные задачи и перед программными средствами обеспечения этого управления.

Действительно, состав и архитектура программноаппаратного комплекса центра управления сетями (ПТК ЦУС) должны выбираться с учетом задач, решаемых в ЦУС различных подсистем, во многом ориентированных на создание современной инфраструктуры ФСК, обеспечивающей сбор и передачу в ЦУС расширенного объема оперативной и неоперативной информации, и

выполнение в будущем средствами ПТК ЦУС полного набора функций управления процессами функционирования и эксплуатации электрических сетей.

Перечислим основные функциональные задачи Центра управления электрическими сетями ПМЭС (РСК), состав которых условно структурирован в соответствии со спецификой основных направлений деятельности ЦУС по выполнению возложенных на него функций управления электросетевыми объектами и их ведения.

С этой точки зрения различается участие ЦУС в двух видах диспетчерского управления электрическими сетями ПМЭС, РСК:

•оперативно-диспетчерское управление процессами функционирования электрических

сетей (совместно с соответствующими подразделениями Системного оператора)

•диспетчерско-технологическое управление процессами ремонтов и эксплуатационного обслуживания электрических сетей.

Всоответствии с тематикой вопросов данной работы, целесообразно рассмотреть только первый вид диспетчерского управления электрическими сетями, причем без задач ЦУС в части обеспечения противоаварийных мероприятий.

Всоответствии с [108], в обеспечение участия ЦУС в выполнении операционных функций ведения

режима электрической сети входят:

164

•круглосуточный оперативный контроль электроэнергетического режима и технологического состояния электрической сети;

•оперативное управление и ведение ЛЭП, оборудованием и устройствами на объектах

электросетевого хозяйства в соответствии с распределением их по способу управления;

•руководство оперативными переключениями на объектах диспетчеризации, находящихся

в управлении или ведении соответствующего диспетчерского центра, с контролем выполнения проверочных операций;

•выполнение переключений на оборудовании, находящемся в оперативном управлении

ЦУС на подведомственных подстанциях без постоянного дежурства оперативного персонала,

с помощью устройств телеуправления;

•передача команд (распоряжений) на производство оперативных переключений от смежного ЦУС на подведомственные объекты электрических сетей;

•предотвращение развития и ликвидация нарушений нормального режима в электрических сетях;

•проведение контрольных измерений распределения потока мощности и определение текущей пропускной способности электрических сетей на территории ПМЭС (РСК);

•составление и согласование с СО-ЦДУ ЕЭС (РДУ) нормальных оперативных схем электрических соединений ПС, ведение схемной документации; формирование расчетной схемы сети в зоне технического обслуживания, внесение изменений в расчетные параметры в связи с вводом нового оборудования;

•оперативное информирование руководства и структурных подразделений МЭС (МРСК) и ФСК о технологических нарушениях в работе сети и ремонтных работах, проводимых на подведомственных объектах;

•соблюдение заданного режима заземления нейтралей силовых трансформаторов;

•принятие решения и выдача команд (распоряжений) подчиненному оперативному персоналу по приведению состояния устройств РЗА и ПА в соответствие с режимом работы

165

электрических сетей в части объектов, не относящихся к объектам диспетчеризации.

Выше перечисленные задачи должны решаться с помощью соответствующего программного обеспечения, которое напрямую зависит от аппаратного оснащения ЦУС. Укрупненно осветим эту составляющую технического уровня управления электроэнергетическими сетями.

В соответствии с руководящими указаниями СО-ЦДУ ЕЭС, структура ПТК ЦУС

должна строиться, как модульная распределенная система с резервированием особо важных компонентов, и включать в свой состав следующие основные функциональные, выделяемые на логическом уровне, компоненты (в приведенном ниже перечне курсивом выделены компоненты ПТК, предназначенные для реализации неоперационных функций; внедрение указанных компонентов может осуществляться в качестве расширения и развития 1-ой очереди создания ЦУС, обеспечивающей выполнение преимущественно операционных функций):

•серверы задач диспетчерской службы (в объеме, обусловленном задачами ЦУС по контролю и управлению электрическими сетями), в том числе:

-серверы SCADA-системы, включая программнотехнические средства формирования и ведения базы данных реального времени (БД РВ) и средства организации человекомашинного интерфейса (MMI),

-серверы расчетных диспетчерских задач. При этом в составе ПТК должна обеспечиваться возможность горячего резервирования серверов и других важных компонентов системы управления в целом;

•автоматизированные рабочие места (АРМ) оперативнодиспетчерского персонала ЦУС, в том числе:

-АРМ дежурных диспетчеров, осуществляющих текущий контроль и управление режимом и состоянием электрической сети данного ЦУС, включая: -диспетчерский пульт,

-рабочие станции на базе взаимно резервирующих персональных компьютеров (не менее трех), -оборудование диспетчерской связи,

-аппаратуру регистрации диспетчерских переговоров и др. АРМ диспетчерского персонала ЦУС ПМЭС (РСК) целесообразно

166

оснащать LCD-дисплеями с размером экрана 21-30 дюймов по диагонали;

-АРМ персонала, осуществляющего под руководством дежурного диспетчера оперативные переключения на подстанциях без постоянного дежурства оперативного персонала (АРМ оборудуются рабочими станциями на базе взаимно резервирующих персональных компьютеров). При выборе количества АРМ оперативно-диспетчерского персонала и их оснащении программнотехническими средствами отображения информации необходимо учитывать категорию, к которой отнесен данный ЦУС;

•АРМ персонала диспетчерской службы, выполняющего неоперационные функции ЦУС (МЭС, МРСК);

•система коллективного отображения информации, включающая диспетчерский щит (ДЩ) с контроллерами системы управления щитом;

•серверы приема/передачи и первичной обработки телеинформации, реализующие функции, аналогичные центральным приемо-передающим станциям телемеханики (ЦППС) и осуществляющие решение задач: собственно, приема/передачи ТИ, ТС, ТУ по заданному протоколу информационного обмена (ГОСТ Р МЭК 870-5-104-2004), масштабирования, контроля и обеспечения достоверности данных, контроля выполнения команд управления, контроля исправности каналов передачи данных и каналообразующего оборудования;

•серверы формирования и ведения долговременных архивов, где в соответствии с заданными для каждого параметра регламентами (периодичностью поступления, форматом и длительностью хранения, допустимыми способами доступа и обработки и т.п.) хранится полный объем поступающей в ЦУС обработанной неоперативной технологической информации (поступающей в архив как в «ранге» НТИ, так и в виде «устаревшей» телеинформации из БД РВ), с устройствами периодического резервного копирования данных архива;

•серверы приема/передачи и первичной обработки неоперативной технологической информации (НТИ) –серверы доступа и маршрутизации на базе CIM-модели, осуществляющие, с одной стороны -прием данных по каналам межмашинного обмена, их конвертирование в форматы хранения, обусловленные стандартами IEC61970/61968, и передачу в долговременный архив, а с другой

167

стороны –прием разнообразных запросов (в том числе достаточно сложных) на предоставление той или иной информации, поступающих от АРМ персонала и подсистем единой АСТУ ФСК (как локализованных в данном ЦУС, так и удаленных), а также обеспечение соответствующего доступа к архивам и передачу информации адресатам;

•активное и пассивное оборудование локальной вычислительной сети (ЛВС) ЦУС и ПМЭС (РСК), специализированными сегментами которой являются как перечисленные выше серверы и АРМ ЦУС, так и АРМ служб ПМЭС (РСК);

•коммуникационное оборудование связи (системы передачи данных), обеспечивающее информационный обмен (ввод –вывод) ПТК ЦУС со всеми адресатами информации: подстанциями; нескольким и РДУ, ЦУС РСК (ПМЭС), соседними ЦУС ПМЭС (РСК); МЭС (МРСК), ТОиР, Исполнительным аппаратом ФСК;

•АРМ служб ПМЭС (РСК) –пользователи получаемой и сохраняемой в архивах ЦУС технологической информации (в том числе АРМ службы РЗА и ПА, осуществляющей ретроспективный анализ аномальных событий и процессов по данным объектных подсистем РЗА, ПА, РАС, ОМП; АРМ службы подстанций, анализирующей данные от подсистем мониторинга и диагностики силового оборудования, и др.);

•АРМ администратора ПТК в целом, осуществляющего контроль состояния и обслуживание программно-аппаратных средств ЦУС, а именно: серверов оперативного комплекса, архивов, ЛВС, системы коллективного отображения информации, АРМ персонала ЦУС;

•АРМ инженера ССПИ, обслуживающего все ПТС ССПИ, включая серверы приема/передачи и обработки информации и каналообразующую аппаратуру связи; (на первом этапе может быть объединен с АРМ администратора ПТК).

Что касается программного обеспечения, то оно основано на тех классических математических методах, которые применяются для оптимального управления ЭЭС (в т.ч. и региональными сетями электроснабжения) и прогнозирования соответствующего производства и потребления электрических мощностей.

168

Прежде, чем создать математическую модель для оптимального управления ЭЭС, необходимо дать ее математическое описание.

Для математического описания ЭЭС предложено достаточно большое количество подходов [108, 115]. Достаточно условно, их можно разделить на следующие подгруппы в зависимости от основного метода, принимаемого за базовый:

а) статистические б) аналитические методы:

–детерминированные;

–вероятностные;

в) численные методы Стоит отметить, что при решении практических задач, все

методы в той или иной степени применяются при математическом описании ЭЭС в рамках той или иной модели. Отметим основные особенности каждого из методов.

Статистические методы при описании ЭЭС основываются на своде отчётной информации о деятельности тех или иных объектов электроэнергетики в различных аспектах приложения (технический, экономический, экологический) на различных временных промежутках. При этом, формируются базы данных (БД). Описание ЭЭС, таким образом, сводится к созданию многопараметрических БД на основе реально протекающих процессов.

Положительные стороны:

–непосредственная «привязка» к существующей и функционирующей практической реализации;

–строгая обоснованность всех экономических процессов как функции от этапов генерации, передачи и потребления электроэнергии;

–относительная простота и прозрачность процессов формирования БД;

–высокая степень и точность этапов прогнозирования параметров ЭЭС в краткосрочном и среднесрочном периодах.

Отрицательные стороны:

–высокие требования к ресурсам формирования БД (человеческое время, количество и качество исполнительной аппаратуры);

–высокие требования к массиву априорно задаваемых параметров ЭЭС;

169

–значительная инерционность, обусловленная принципами формирования БД;

–низкая степень точности прогнозирования при недостатке информации;

–сложности формализации и стандартизации моделей. Аналитические методы (детерминированные, вероятностные)

основываются на выведении общих закономерностей функциональных зависимостей между объектами ЭЭС. Модели электроэнергетических систем в этом случае опираются, в первую очередь, на связанные друг с другом физические основы работы элементов оборудования и экономическое описание тех или иных вариантов реализации товаров и услуг в отрасли.

Положительные стороны:

–универсальный характер данных методов, опирающийся на фундаментальные физические и экономические модели;

–высокая степень точности при прогнозировании режимов работы элементов ЭЭС во всех временных интервалах;

–возможность определять направление развития отрасли как функции от определённого параметра / группы параметров.

Отрицательные стороны:

–определённая «отвлечённость» от реально протекающих процессов в ЭЭС;

–сложности при согласовании в явном виде физических и экономических параметров.

Численные методы, по сути своей, являются развитием аналитического направления описания ЭЭС с возможностью непосредственного использования статистической БД. Развитие этого направления и выделение его в обособленную подгруппу, связано, главным образом, с развитием и совершенствованием вычислительной базы (микропроцессорной, на базе ПЛИС), позволяющей в режиме реального времени производить многофакторный итерационный процесс, лежащий в основе данного подхода. Таким образом, численные методы описания ЭЭС объединяют в себе достоинства как аналитического, так и статистического направления, при этом, позволяя по многим пунктам решить недостатки, присущие им (в частности: за счёт непосредственного применения статистических БД решается вопрос «отвлечённости» аналитического метода; в тоже время, значительно увеличивается точность прогнозирования при недостатке

170