Цель работы: изучение и исследование принципиальной схемы оперативно-информационного комплекса АСДУ, технических средств сбора и передачи информации, системы повышения достоверности отображения режима.
1. Общие сведения
Энергетические системы предназначены для обеспечения потребностей в тепловой и электрической энергии разнообразных потребителей и с позиций управления относятся к большим технико-экономическим системам. 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 устройсв 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.
Преобразователи напряжения могут иметь линейную или усеченную шкалу (рис. 1). Для усеченной шкалы диапазон изменения выходного сигнала гораздо шире, что позволяет повысить точность измерения напряжения.
Рис. .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= √3*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)=Σ ωi *(yтi – y i (X))2=min,
где ωi – весовые коэффициенты, yтi – телеизмеряемый параметр режима, yi – 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.
Все компьютеры КИО-3 объединяются в локальную сеть NetWare.
2. Объект исследования
В работе исследуется простейшая энергосистема, включающая электрическую станцию ЭС, работающую параллельно с соседней системой на сеть 110 кВ, питающую два нагрузочных узла (рис..2).
На диспетчерском пункте для целей АСДУ используется КИО-3, часть информации о параметрах режима отображается на мнемоническом щите.
Рис. 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.
Программное обеспечение
Исследование проводится с помощью программы ASYLB10. exe.
После активизации файла на экране изображается фронтальная панель виртуального устройства (рис. 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.
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.
Рис. 3
.4. Порядок выполнения работы
1. В процессе подготовки к работе по заданным параметрам первичных преобразователей определить масштабы квантов в системе ТИ мощности и напряжения. Определить способ определения напряжения в кВ для обеих модификаций преобразователя Е-855.
2. В соответствии с вариантом (табл.1) установить параметры схемы замещения ЛЭП и узловые нагрузки, а также мощность ЭС и напряжение на шинах системы. Запустить программу в режиме одноразового решения. Записать значения параметров режима и проверить содержимое информационных байтов в системе ТС и ТИ.
3. Определить значения “псевдоизмерений“ Q2 в ЛЭП-2 и предложить способ определения их по данным телеметрии. Оценить возможность проверки достоверности измерений P1,Q1,U1 и Us, учитывая некоторую избыточность их. В качестве контроля использовать сравнение “псевдоизмерения“ Q1 с замером
.
4. Сравнить результаты оценки нагрузок в узлах с фактической нагрузкой и предложить упрощенный алгоритм для получения этих оценок с использованием формул для расчета звена передачи.
5. В режиме циклического решения провести откючение одной цепи ЛЭП и объяснить характер изменения параметров режима. Оценить работу сигнальной системы при разных циклах опроса.
6. Оценить влияние на точность представления режима разных модификаций преобразователя Е-855.
7. В режиме циклического решения просмотреть несколько режимов при разных мощностях ЭС и оценить изменение точности отображения режима системы.
8. Все этапы исследований отразить в отчете.
Контрольные вопросы
1. Основные функции АСДУ энергосистемы.
2. Назначение ОИК.
3. Перечислить основные элементы технического обеспечения АСДУ.
4. Назначение средств телемеханики.
5. Как определяется масштаб кванта в системе ТИ?
6. Каковы причины погрешностей в отображении режима энергосистемы?
7. Назначение основных элементов КИО-3?
8. Какие средства связи используются в телемеханике?
9. Какой способ опроса используется в системах ТИ и ТС? 
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Арзамасцев Д.А.. АСУ и оптимизация режимов энергосистем: Учебн. пособие для студентов вузов/ Д.А. Арзамасцев, П.И. Бартоломей, А.М .Холян; Под ред. Д.А. Арзамасцева.–М.: Высш. шк., 1983.–208 с. ил.
2. Электрические системы: Электрические расчеты, программирование и оптимизация режимов/ Под ред. В.А. Веникова.– М.: Высшая школа, 1973.
4. Электрические системы: Автоматизированные системы управления режимами энергосистем/ Под ред. В.А. Веникова.– М.: Высшая школа, 1973.
5. Веников В.А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем: Учебник.– М.: Высш. школа, 1983.
6. Булатов Б.Г. АСУ и оптимизация режимов энергосистем: Учебное пособие к лабораторным работам. – Челябинск: Изд. ЮУрГУ, 2000.
7. Булатов Б.Г. Оптимизация режимов систем генерации: учебное пособие/
Б.Г. Булатов. – Челябинск: Издательский центр ЮУрГУ, 2013.
ОГЛАВЛЕНИЕ
| ВВЕДЕНИЕ , . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . | 3 | |
| 1. | ИССЛЕДОВАНИЕ КритериЕВ оценки эффективности инвестиционных проектов развития. . . . . . . . . . . . . . . . . | 5 |
| 2 | Исследование линейных оптимизационных моделей. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . | 14 |
| 3 | Линейная модель выбора оптимального плана топливоснабжения. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . | 16 |
| 4 | ЛИНЕЙНАЯ МОДЕЛЬ ВЫБОРА ПЛАНА РАЗВИТИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . | 19 |
| 5 | МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПЛАНИРОВАНИЯ РАЗВИТИЯ СЕТИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . | 22 |
| 6 | ПАРАМЕТРЫ РЕЖИМА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ. . . . . . . . . . . . . . . . | 29 |
| 7 | КОМПЛЕКСНАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМА ТЭС В СИСТЕМЕ | 32 |
| 8 | О ОПТИМАЛЬНОЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НАГРУЗКИ МЕЖДУ БЛОКАМИ КЭС. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . | 38 |
| 9 | АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМОМ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ. . . . . . . . . . . . . . . . | 42 |
| БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
| 48 | |
Дата: 2019-04-23, просмотров: 350.
