Программное обеспечение (ПО) делят на базовое и специальное.
Базовое обеспечение создается одновременно с проектом и поставляется вместе с компьютером. Основная часть – операционная система ОС, которая представляет из себя интерфейс.
Специальное обеспечение определяется предметной областью и содержит программы решения специфических задач: расчет режима, токов КЗ, анализа устойчивости, оптимизации режима и т.д.
В АСУ есть целый ряд специфических задач, которые можно разделить на группы:
1) первичная обработка телеметрии;
2) проверки достоверности информации;
3) оценка (получение) «псевдоизмерений»;
4) оценка состояния.
Первичная обработка телеметрии. Направлена на отбраковку «плохих» измерений за счет наводок, шумов, пропадания, выбросов. Используются методы фильтрации, т.е. по поступившим параметрам xt - k ∆ t , xt -( k -1)∆ t ,…, xt отфильтрованных yt - k ∆ t , yt -( k -1)∆ t ,…, yt. Задача найти yt. Самая простейшая пороговая фильтрация:
,
xmin , xmax – предельно возможный диапазон изменения параметров.
Более сложной является линейная фильтрация. В ней любой параметр:
,
D t – цикл опроса.
Число, учитываемых измерений определяется К и N.
,
a , b , k , N определяют модификацией фильтров экспертным путем.
При К = 1 и N = 1:
,
При К = 0 и N = 1:
.
Для определения сбоев может использоваться анализ ТИ и ТС.
Проверка достоверности. Для выявления неисправных каналов должна быть определенная избыточность измерений.
«Псевдоизмерения». Качество контроля режима оценивается наблюдательностью. Чем больше ТИТ, тем более наблюдаемость системы. Для восполнения недостатка о параметрах используются специальные программы, которые на основе каналов ТИ досчитывают нужные параметры, которые называются «псевдоизмерениями».
Оценка состояний. Наиболее сложная задача: оценка состояния системы, т.е. определение неизвестных узловых мощностей там, где нет телемеханики и телеметрии у нагрузки. Задача сводится к минимизации среднеквадратического отклонения.
.
Найденные узловые мощности Рi и Qi могут использоваться для анализа режима.
3.6.ИОАСУ “Энергия”
Интегрированная отраслевая АСУ “Энергия” развивается с 70-х гг. с ориентацией на появляющиеся новые технические средства, новые задачи, методы, алгоритмы и программы.
Сегодня эта система по типу функций разделяется на четыре подсистемы:
1) Планирование развития энергетики и объектов, т.е. поиска наилучших вариантов развития на основе использования современных экономико-математических методов, моделей и информационных технологий, объединяемых в системы автоматизированного проектирования (САПР). Реализуется в проектных организациях.
2) Управление хозяйственной деятельностью предприятий энергетики и составление планов, корректировка их, включая краткосрочное планирование материально-технического снабжения, финансовых потоков, а также бухгалтерия, кадры и т.п.
3) Задачи управления текущим режимом (Real Time) и планирование режима на ближайшую перспективу, объединяемые в систему автоматизации диспетчерского управления (АСДУ).
4) Повышение квалификации и подготовка кадров предприятия энергетики, тренаж и обучение. После 1986 года стало уделяться большое внимание повышению квалификации персонала.
Рассмотрим подробнее подсистему управления режимами. АСДУ – это иерархическая человеко-машинная система, предназначенная для сбора, передачи и обработки текущей информации о параметрах системы и режима, формирования и выдачи на объекты управляющих воздействий для обеспечения надежного и экономического снабжения потребителей электрической и тепловой энергией.
Сегодня АСДУ, реализуемая ранее в структуре ЦДУ РАО ЕЭС, после реорганизована в структуру системного оператора (СО). Основу АСДУ составляют ОИУК (оперативно-информационно-управляющие комплексы). С помощью них диспетчерский персонал организует воздействия на подчиненные объекты через их диспетчерский персонал.
Главная задача АСДУ связана с планированием режима и контролем реализации, которая требует решения задач прогноза нагрузки, выбора состава оборудования и его оптимальной нагрузки. В рыночных условиях АСДУ совместно с ОТС (оператором торговой сети) при планировании на сутки вперед определяется технические возможности реализации торговых сделок.
При реализации полученного диспетчерского графика возможны отклонения потребителя от прогноза, снижение генерации и т.п., что требует от системного оператора принятия оперативных решений и соблюдения баланса в условиях балансирующего рынка в соответствии с возможностями, предусматриваемыми в договорах с отдельными электростанциями, которые содержат вращающийся резерв или с потребителями, которые могут регулировать потребление.
Задачи, решаемые системным оператором, можно разделить:
1. Задачи сбора и обработки исходной информации (телеметрия):
1) сбор информации от устройств телемеханики;
2) первичная обработка путем фильтрации;
3) статическая обработка и подготовка массивов для работы математических моделей;
4) архивирование;
5) анализ надежности работы УТМ и связи;
6) контроль за метрологической проверкой технических средств (преобразователи типа Е, трансформаторы тока и напряжения);
2. Планирование электрических режимов:
1) прогноз активной и реактивной мощностей в узлах;
2) формирование модели текущего режима с определением эквивалентных схем отдельных участков сети;
3) расчет стационарного режима;
4) расчет динамической устойчивости;
5) расчет статической устойчивости, используется метод утяжеления режима;
6) оптимизация режима напряжений по критерию минимума потерь;
7) анализ послеаварийных режимов для ликвидации аварий;
8) расчет токов КЗ и выбор уставок РЗ;
9) выбор уставок АЧР;
10) оценка или дозировка управляющих воздействий для уставок ПА;
11) контроль за работой АЧРМ;
3. Планирование энергетических режимов:
1) прогноз потребления электрической и тепловой энергии;
2) распределение производства энергии между источниками с учетом маневренных свойств;
3) оценка ограничений мощности на ТЭЦ;
4) формирование балансов электрической и тепловой энергии;
5) оценка запасов топлива;
6) анализ результатов диагностики оборудования и планирование ремонтов;
7) оптимизация режимов ТЭС (ТЭЦ) с определением ХОП (характеристика относительных приростов), по ХОП определяются затраты на топливную составляющую;
8) оптимизация режимов ГЭС;
9) выбор оптимального состава оборудования;
4. Обучение и тренировка персонала:
1) задачи тренажерной подготовки по специальным программам;
2) задачи оценки эксплуатационных действий персонала.
Источниками ОИУК являются УТМ, опрашиваемые с разной цикличностью. На сегодня сложились следующие возможные задержки информации:
ПА – десятки мс (10…30мс);
ТС – секунды;
ТИТ – десятки секунд;
ТИИ – минуты;
ТИ для автоматического регулирования – до 1 секунды;
ТУ – несколько секунд;
диспетчерские ведомости – делаются в часовом разрезе, иногда 30 минут.
Точность для измерений: самая точная по электрической энергии – 0,2%.
Сегодня в АСДУ происходит интеграция с АСКУЭ, что позволяет дублировать информацию по потокам активной и реактивной мощностей, их мгновенным и интегральным значениям.
Рассмотрим принципиальную схему ОИУК, которая включает технические средства и программное обеспечение. Сегодня используются разные программы: ОИК-Диспетчер, КИО-3,4,5, СЗ-2000(СК) и т.д.
Структура комплекса показана на рис. 3.25. В состав его входят: МК – мостовой компьютер, который принимает телеметрию, проводит первичную обработку, архивирование и выдается в сеть ЭВМ; Сервер – хранилище информации; ЦК – циклический компьютер, предназначенный для решения сложных задач; БУЩ – блок управления щитом; БЩ – блочный щит.
Рис. 3.25
Связь персонала диспетчерской службы с ОИК осуществляется через рабочие станции (РС), которые устанавливается в отделах, у руководства, отдельные станции оснащаются сигнальной системой, которая действует по факту свершения какого-либо события, например работы РЗ и ПА. С их помощью обеспечивается доступ к информации. Соответствующее программное обеспечение позволяет выдавать информацию в удобном и наглядном виде.
АСУ ТП ТЭС
По мере увеличения мощности блоков усложняются процессы управления режимами, следовательно, оперативному персоналу невозможно контролировать все параметры, тем более при внештатных ситуациях. Ставиться задача помочь оперативному персоналу, например, информировать о приближении к предельным параметрам. Сократилось число параметров, контролируемых человеком.
Для блоков 500 МВт в 70 гг. была разработана специальная ЭВМ для контроля параметров режима: ОЗУ – 1 Кбайт, порядка 1000 параметров с простым алгоритмом. Затем были разработаны машины единой серии универсального типа СМ и ЕС.
В качестве примера рассмотрим объем информации для блока ТЭЦ. Основное оборудование блока: Котел Е-670, 670 т.пара/час при давлении 14 МПа и температуре 5450С; Турбина Т-180/220, активная мощность 180 МВт, тепловая энергия 260 гкал/ч, давление 13 МПа, температура 5400С; блочный трансформатор ТДЦ-250000/220.
Число контролируемых параметров 1450. В том числе:
– давления и расходы – 450;
– измерение электрических параметров – 100;
– термопары, для измерения температуры – 350;
– термосопротивления, для измерения температуры металла и конструкций, особенно много в системе охлаждения – 450;
– механических величин – 60, в том числе оборотов – 5, относительных расширений – 25; эксцентриситета – 5 и вибрации опор – 25;
– химический контроль воды – 25;
– химический анализ газов – 15.
Исполнительные механизмы. Общее число дискретных механизмов типа включить-отключить около 500, регулирующих каналов (отбор, отпуск пара и т.п.) примерно 180, регулируемых электрических приводов – 525 (например, дымососа).
Число рассчитываемых технико-экономических показателей 250, как минимум в часовом разряде.
Сигнальных табло около 50 на разных уровнях.
Структура оперативного управления строится как многоуровневая (рис. 3.26):
1) на высшем: ГЩУ и дежурный инженер станции;
2) ниже блочный или групповой щит управления, здесь начальники смен и оперативный персонал;
3) местные щиты управления, где размещаются операторы (котла, турбины, блочного трансформатора).
Рис. 3.26
На БЩУ располагаются периферийные вычислительные комплексы ПВК, связанные и объектами управления.
На ГЩУ общестанционный вычислительный комплекс (ОВК), куда передается основная информация с БЩУ и осуществляется связь с ДП энергосистемы. Кроме того ОВК обслуживает общестанционные объекты, куда входят: главные насосы; компрессорная; электролизная; цех химводоочистки; ОРУ; топливоподача.
На всех уровнях осуществляется взаимодействие оперативного персонала и ЭВМ. Здесь возможны следующие схемы:
1) Схема советчика диспетчера (рис. 3.27). Принятые обозначения на схеме:
ТОУ – технический объект управления; САР – система автоматического регулирования; Хв – внешнее воздействие; Х – входные регулируемые параметры; U – управляющее воздействие; Y – вектор параметра режима; ri – коэффициенты для регуляторов.
Рис. 3.27
Информация обрабатывается и выдается визуально оперативному персоналу, который принимается окончательное решение и осуществляет управление Uп. Еще персонал может воздействовать на настройку некоторых параметров регуляторов. Эта схема сегодня в основном используется.
В схеме оператор должен четко представлять технологический процесс, критерии и методы оптимизации. Программное обеспечение ЭВМ реализует несложные алгоритмы и работает достаточно надежно.
2) Схема супервизор –надсмотрщик (рис.3.28).
Рис. 3.28
Здесь на ЭВМ возлагается больше функций, она способна более полно воздействовать на САР и разгрузить персонал от некоторых операций управления и контроля. Математические модели и алгоритмы усложняются по сравнению с первой схемой. Функции оператора упрощаются.
3) Полностью цифровое управление (рис. 3.29):
Рис. 3.29
Схема может работать при сложных многофункциональных математических моделях, алгоритмах и программах. Роль оператора сведена до минимума. Сегодня к такой схеме можно только приближаться.
Во всех случаях управление должно обеспечивать определенные критерии управления, т.е. быть оптимальным.
При управлении реализуется функционально-групповой принцип, где все объекты, участвующие в технологии, объединяются в группы по функциям. Для парогенераторов эти группы объединяются в связи
1) с подготовкой и подачей топлива и сжиганием его;
2) с управлением пароводяным трактом, куда входят питательный насос, нагревательные поверхности котла (нагревательные трубки), барабан (если котел барабанного типа), пароперегреватель, главный паропровод;
3) с подачей воздуха, включая дутьевой вентилятор, воздухоподогреватель, горелки и т.п.
4) тракт уходящих газов: дымосос, электрические фильтры, труба и т.п.
Для турбин функциональных групп еще больше.
Все эти технические средства располагаются в шкафах, которые связывают ЩУ с исполнительными механизмами.
АСУ ТП выполняет следующие функции:
1.Управляющие:
1) автоматическое регулирование и непрерывное управление параметрами технологического процесса по определенным законам – в них реализуется САР;
2) дискретное управление операций типа открыть и закрыть, включить и отключить;
3) технологические защиты, их много в тепловой части;
4) перевод на ручное управление с резервированием функций, которые должны выполняться автоматически;
5) оптимизация режимов работы оборудования;
6) воздействие на технологический процесс при внештатных ситуациях;
7) оптимизация состава оборудования;
Информационные:
1) сбор информации, проверка достоверности, фильтрация, т.е. первичная обработка;
2) архивирование;
3) контроль параметров режима и диагностика, контролируются механические параметры, работа систем охлаждения, температурный режим топки котла и т.п.;
4) определение параметров технологического процесса;
5) отображение информации;
6) контроль диспетчерского графика.
АСУ ТП подстанций
Подстанции сегодня с позиции управления разделяют на три группы:
1) малоответственные, без дежурного персонала, работающие на местные сети и практически на влияющие на питающую сеть. Контроль и управление осуществляется эпизодически персоналом оперативно-выездных бригад (ОВБ) или путем дежурства на дому. Для автоматизации могут использоваться простейшие УТМ;
2) подстанции, телеуправляемые с диспетчерских пунктов или с ОПУ соседних подстанций, где есть персонал. Анализ и принятие решений на основе телеметрии, поступающей с управляемой подстанции;
3) системообразующие подстанции, обычно 220 кВ и выше, но иногда и 110 кВ, которые обеспечивают перетоки между подстанциями в замкнутой сети и организуется питание распределительных сетей. Основное средство на таких подстанциях - АСУ ТП. Сегодня эти подстанции эксплуатируются с дежурным персоналом, но ставится задача перевода их на режим управления с диспетчерских пунктов, которые являются подразделениями СО, РДУ, ДП, предприятий электрических сетей, входящих в ФСК, МЭС.
При автоматизации управления на всех уровнях управляемыми являются: коммутационные аппараты (выключатели, разъединители, заземляющие ножи, устройства РПН); задатчики систем автоматического регулирования (устройства компенсации: синхронные компенсаторы, реакторы с подмагничиванием, которые потребляют при постоянно включенном регуляторе меняющуюся реактивную мощность из сети и другие устройства гибкого управления).
Все управление осуществляется на основе анализа информации. Минимальный объем информации, передаваемой на диспетчерские пункты с объектов, определяется «Руководящими указаниями по выбору объемов информации».
Для подстанций первого типа предусматривается организация специальных пунктов управления. Технические средства должны обеспечивать как ручное, так и автоматизированное управление, выдачу на место управления коммутационным аппаратом минимальной информации, должна предусматриваться регистрация аварийных отключений.
Для подстанций второго типа в проектах предусматривается: техника контроля текущего состояния главной схемы собственных нужд; контроль текущего режима; сигнализация диспетчера о работе РЗА и ПА; появления недопустимых отклонений. На таких подстанциях должна передаваться на диспетчерский пункт диагностическая информация о важнейшем оборудовании, в первую очередь о трансформаторе, должно обеспечиваться ТУ коммутационными аппаратами. Все эти функции возлагаются на УТМ.
Для подстанций третьего типа основой управления является АСУ ТП, базовыми функциями которой являются:
1) сбор и обработка информации о текущем состоянии оборудования;
2) контроль параметров режима;
3) контроль исправности цепей блокировок;
4) аварийно-предупредительная сигнализация;
5) отражение состояния системы и параметров режима;
6) диспетчерское управление коммутационными аппаратами;
7) регистрация и архивирование событий;
8) осциллографирование аварийных процессов;
9) регистрация действий персонала;
10) технический учет эклектической энергии
11) обмен информацией с другими уровнями управления.
Дополнительные функции могут быть по заявке заказчика.
Взаимодействие оперативного персонала и АСУ ТП осуществляется на основе выбора объекта, как правило на мнемосхеме, например при управлении коммутационным аппаратом предусматривают обязательно следующие этапы:
1) выбор объекта;
2) получение подтверждения;
3) выдача команды;
4) подтверждение выполнения.
Для выполнения функций контроля и управления формируются следующие пункты управления:
1) центральный ЦПУ ПС;
2) АРМ – автоматизированное рабочее место, например, релейщика;
3) пункт управления собственных нужд;
4) АРМ системного инженера, обслуживающего техническое и программное обеспечение АСУ ТП.
При управлении другими подстанциями с этой системной делается АРМ по управлению этими подстанциями, на котором отображается ТС, ТИ с этих подстанций. Основной объект для связи – щит управления, который включает: мнемосхему, ключи управления коммутационными аппаратами, индикаторы положения коммутационных аппаратов, цифровые приборы, сигнальное табло.
Сегодня в управлении важную роль играет учет электроэнергии как технический, так и коммерческий. Организации учета посвящено много руководящих документов и типовых инструкций. По этим документам сегодня для коммерческого учета могут использоваться трехфазные, трехэлементные счетчики. Счетчики могут быть включены по схеме Арона (в фазы А и С), такая схема включения дает погрешность и ее нельзя применять на стороне высокого напряжения. Для измерений надо использовать счетчики с цифровым интерфейсом или с численно-импульсным выходом.
Высокие требования применяются к трансформаторам тока и напряжения. На 220 кВ класс точности 0,2 или 0,2S (трансформатор тока со специальным железом, которое на насыщается при токах КЗ). По рекомендациям ФСК на подстанциях 500 кВ (330-750 кВ) требуется установка трансформаторов тока не только в цепях выключателей, но и в цепях линий.
Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электрической энергии (АИИСКУЭ) должна интегрироваться в АСУ ТП для взаимного контроля. Данные АСКУЭ могут использоваться для формирования 30 минутных средних мощностей независимо от телеметрии.
Автоматизация на подстанциях стала развиваться после АСУ ТП электростанций и АСДУ энергосистем. На первом этапе устройства контроля выдавали информацию о режиме подстанции на диспетчерские пункты, и подчас оперативный персонал подстанций имел меньше информации, чем диспетчер энергосистемы, так как для него была недоступна информация, которая предавалась через УТМ. Первыми шагами автоматизации были «системы прослушивания» информационной шины.
Сегодня роль АСУ ТП подстанций возрастает, так как реально все управление объектами электрических сетей в конечном счете осуществляется через подстанции. АСУ ТП подстанций играют ключевую роль в управлении. Главная тенденция развития связана с комплексным подходом к решению всех задач управления, то есть интегрирования и создания единого программно-технологического комплекса для решения всех задач РЗ, ПА, автоматического регулирования и оперативного управления на базе единой технической и информационной базы. Эти общемировые тенденции реализуется следующим образом:
1) переходом к интегрированным системам управления, основанным на использовании программируемых микроконтроллеров и ПЭВМ;
2) использованием интегрированных электронных устройств на отдельных присоединениях, выполняющих функции защиты, автоматики, измерений и оперативного управления. Для таких систем интеграция заключается в широком использовании локальных сетей на подстанциях и открытых систем, которые позволяют в процессе развития подключать программные продукты и технические средства различных фирм
Общая концепция построения АСУ ТП должна учитывать также использование системы единого времени с синхронизацией путем спутниковой связи, комплекс задач и функций АСУ ТП должен быть открыт для расширения и можернизации.
Структура АСУ ТП на подстанциях строиться как трехуровневая:
1. Нижний уровень или полевой включает устройство сбора данных с объекта и выдачу управляющих воздействий. Техника нижнего уровня располагается как можно ближе к объекту. Сюда входят: МП, контроллеры, цифровые преобразователи, МП РЗиА, устройства определения места повреждений, регистраторы событий.
2. Средний уровень образуют устройства концентрации, первичной обработки и передачи информации от полевого уровня на верхний уровень. Они включают концентраторы или шлюзы – это программно-аппаратные средства, обеспечивающие связь уровней, которая осуществляется по стандартам RS 485/232, а также первичную обработку. Сюда же входит система единого времени.
3. К верхнему уровню относятся средства централизованного хранения и представления информации, которая объединяет рабочие станции и АРМы.
АРМ должны находиться у оперативного персонала (дежурный инженер или диспетчер), АРМ инженера РЗиА, службы АСУ, службы эксплуатации, начальника подстанции. Программное обеспечение включает комплексы программ отображения информации. Осциллограф, программы срабатывания РЗ, архивирования, оценки ресурсов оборудования.
Библиографический список
1. Арзамасцев Д.А. и др. АСУ и оптимизация режимов энергосистем: Учебное пособие для студентов вузов / Д.А. Арзамасцев, П.И. Бартоломей, А.М. Холян; Под ред. Д.А. Арзамасцев. – М:. Высш. шк., 1983.
2. Электрические системы: Автоматизированные системы управления режимами энергосистем / Под ред. В.А. Веникова. – М:. Высш. шк., 1973.
3. В.А. Веников и др. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем: Учебник / В.А. Веников, В.Г. Журавлёв, Т.А. Филиппова. – М.: Энергоатомиздат, 1990.
4. Булатов Б.Г. АСУ и оптимизация режимов энергосистем: Учебное пособие к лабораторным работам. – Челябинск: Изд. ЮУрГУ, 2000.
5. Автоматизация диспетчерского управления в элекроэнергетике / под общей ред. Ю.Н. Руденко и В.А. Семёнова. – М.: Издательство МЭИ, 2000.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение. 5
1. Оптимизация режимов энергосистем. 6
1.1. Параметры режима ЭС. 6
1.2. Формулировка задачи оптимизации. 7
1.3. Особенности задачи нелинейного программирования. 8
1.4. Методы безусловной оптимизации. 9
1.4.1. Метод покоординатного спуска. 10
1.4.2. Градиентный метод. 11
1.4.3. Метод случайного поиска. 12
1.4.4. Метод деформированного многогранника. 13
1.5. Оптимизация с учетом ограничений в форме равенств. 13
1.5.1. Метод прямой оптимизации. 13
1.5.2. Метод приведенного градиента. 14
1.5.3. Метод неопределенных множителей Лагранжа. 15
1.6. Оптимизация с учетом ограничений в форме неравенств. 16
1.7. Условия оптимального распределения нагрузки между параллельно работающими блоками. 18
1.8. Характеристики основного оборудования ТЭС. 20
1.9. Характеристики блоков. 23
1.10. Маневренные свойства блока. 24
1.11. Методы распределения нагрузки между блоками на КЭС. 24
1.11.1. Графический метод. 24
1.11.2. Распределение с помощью ЭВМ. 25
1.12. Влияние погрешностей в определении e на пережег топлива. 26
1.13. Условие оптимального распределения в системе с ТЭС. 27
1.14. Условия распределения с учетом федерального оптового рынка энергии и мощности (ФОРЭМ). 28
1.15. Определение удельных приростов потерь. 29
1.16. Мероприятия по снижению потерь в сети. 31
1.17. Распределение нагрузки в системе с ГЭС. 32
1.18. Определение характеристик ГЭС. 33
1.19. Распределение нагрузки в системе с ГЭС. 35
1.19.1. Применение динамического программирования для выбора графика сработки водохранилища для ГЭС. 35
1.20. Оптимизация реактивной мощности в системе. 38
1.21. Комплексная оптимизация режима. 38
1.22. Выбор состава включенного в работу оборудования. 40
1.23. Применение ЭВМ для оптимизации. 41
1.24. Оптимизация надежности. 43
1.24.1. Выбор оптимального резерва. 43
1.24.2. Алгоритм выбора резерва. 45
1.24.3. Определение дискретных рядов аварийного выхода и снижения нагрузки. 46
1.24.4. Ряд снижения нагрузки. 47
1.25. Оптимизация качества электроэнергии. 47
1.26. Интегральный критерий качества. 48
1.27. Определение оптимального напряжения для осветительной нагрузки. 50
Дата: 2019-04-23, просмотров: 183.
