Автоматизация и диспетчеризация систем электроснабжения

Аннотация

В данной дипломной работе рассмотрены вопросы автоматизации и диспетчеризации систем электроснабжения (СЭС) промышленных предприятий, проблемы создания автоматизированных систем с высокой степенью интеграции в рамках единой автоматизированной системы диспетчерского учёта (АСДУ) промышленного предприятия.

Рассмотрены основные проблемы интеграции технологического оборудования, имеющего разностороннюю прикладную направленность, в единую информационно-управляющую систему диспетчерского контроля.

Работа носит учебно-исследовательский характер и основана на реальных проектах автоматизации промышленных предприятий Самарской области (в том числе энергетического департамента ОАО "АВТОВАЗ").

Приведены функциональная структура, основные характеристики и режимы работы АСДУ на базе контроллеров "Continium".

Показаны возможности внедряемых информационных решений, как в плане внедрения новых технологий, так и модернизации существующих автоматизированных систем.

Показаны примеры автоматизации и диспетчеризации систем электроснабжения (СЭС) промышленных предприятий, построенные в соответствие с новыми подходами и методами управления производством.

Представленные в дипломной работе решения автоматизации и диспетчеризации СЭС на сегодняшний день являются передовыми разработками как зарубежных, так и отечественных производителей. Построение надёжных автоматизированных систем контроля и управления энергопотребления (АСКУЭ) на основе единого системного подхода (и с применением новых информационных технологий) позволит решить многие текущие и будущие проблемы отечественных промышленных предприятий.

В рамках раздела безопасности и экологичности работы рассмотрены вопросы охраны труда диспетчеров на автоматизированном диспетчерском пункте. Произведён расчёт экономической эффективности внедрения автоматизированной системы диспетчерского управления.

Содержание

• Аннотация
• Содержание
• Введение
• 1. Развитие систем автоматизации и диспетчеризации СЭС
• 1.1 Телемеханические и диспетчерские системы управления СЭС
• 1.2 Структура АСКУЭ, построенная с применением ПЭВМ
• 1.3 Интегрированные системы управления и автоматизация СЭС
• 2. Задачи автоматизированной системы диспетчерского управления энергосистемой
• 2.1 Задачи оперативного контроля и управления (1 группа)
• 2.2 Технологические задачи (2 группа)
• 2.3 Задачи автоматического управления (3 группа)
• 2.4 Задачи АСКУЭ (4 группа)
• 3. Автоматизированная система диспетчерского управления СЭС
• 3.1 Цели создания АСДУ
• 3.2 Принципы построения АСДУ
• 3.3 Требования к аппаратным и программным средствам АСДУ
• 3.4 Организационная и функциональная структуры АСДУ
• 3.5 Задачи АСДУ
• 4. Уровни построения АСДУ
• 4.1 АСДУ на уровне ЦДП энергосбыта энергосистемы
• 4.2 АСДУ на уровне ПЭС и РЭС
• 4.3 АСУТП электростанций и подстанций
• 4.4 Унификация технических и программных средств АСДУ
• 5. Современные методы автоматизации диспетчерских пунктов промышленных предприятий
• 5.1 Инструментальное обеспечение систем диспетчерского управления
• 5.2.1 Основные виды микропроцессорных средств автоматизации
• 5.2.2 PC- контроллеры и их характеристики
• 5.2.3 PLC- контроллеры и их характеристики
• 5.3 Обзор отечественных и зарубежных микропроцессорных средств автоматизации
• 5.4.1 Платформа автоматизации Modicon Quantum
• 5.4.2 Платформа автоматизации Modicon Premium
• 5.5 Построение АСКУЭ ОАО "АВТОВАЗ"
• 6. Разработка автоматизированной системы диспетчерского контроля жизнеобеспечения на базе контроллеров Continium
• 6.1 Назначение системы диспетчерского контроля жизнеобеспечения на базе контроллеров Continium
• 6.2 Общие требования к разрабатываемой системе
• 7. Линии и каналы связи ССОИ
• 7.1 Аппаратная платформа
• 7.2 Коммутаторы
• 7.3 Терминальные устройства доступа
• 7.4 Активное оборудование системы Continuum (Andover Controls)
• 7.5 Резервирование
• 8. Проектирование релейной защиты трансформатора 6/0,4 КВ
• 8.1 Выбор схемы защиты
• 8.2 Расчёт установок защит по току и проверка чувствительности
• 8.3 Расчёт максимальной токовой защиты трансформатора
• 8.4 Расчёт специальной токовой защиты нулевой последовательности на стороне 0,4 кВ
• 9 Безопасность и экологичность
• 9.1 Опасные и вредные факторы при работе с компьютером
• 9.2 Анализ микроклимата
• 9.3 Анализ уровня шума на рабочем месте
• 9.4 Анализ освещения
• 9.4.1 Расчёт искусственного освещения
• 9.5 Статическое электричество
• 9.6 Электромагнитные излучения
• 9.7 Электро- и пожаробезопасность
• 10. Расчёт экономической эффективности автоматизированной системы централизованного диспетчерского управления электроснабжением
• 10.1 Основные показатели экономической эффективности
• 10.2 Определение капитальных затрат на внедрение первой очереди АСУЭ
• 10.3 Расчёт годовой экономии от внедрения АСЦДУЭ
• 10.3.1 Экономия от снижения расходов энергоресурсов за счет внедрения задачи управления расходом энергоресурсов
• 10.3.2 Экономия от снижения платы за нагрузку
• 10.3.3 Экономия от снижения потерь в сетях электроснабжения и улучшения качества электроэнергии
• 10.3.4 Экономия теплоэнергии
• 10.3.5 Экономия электроэнергии за счет эффективного управления компрессорами
• 10.3.6 Экономия от сокращения численности персонала
• 10.4 Расчёт годового экономического эффекта
• Заключение
• Литература

Введение

Промышленность России на современном этапе остается основным потребителем энергоресурсов, например, доля промышленного потребления электроэнергии в отдельных регионах достигает 60-65%. Планируемое удвоение ВВП России может привести к увеличению потребления энергоресурсов, но это увеличение должно быть основано на внедрении новых технологий.

Из-за многократного удорожания энергоресурсов их доля в себестоимости продукции для многих промышленных предприятий резко возросла и составляет 20-30%, а для наиболеё энергоёмких производств достигает 40% и болеё. Вместе с удорожанием энергоресурсов наступил экономически целесообразный предел их потребления в рамках исторически сложившихся технологий для каждого отдельного предприятия, возникли вопросы качества использования этих ресурсов внутри предприятия и безопасности основных средств производства. Факторы высокой стоимости энергоресурсов и обеспечения безопасности обусловили в последние годы кардинальное изменение отношения к организации диспетчеризации в промышленности и других энергоёмких отраслях (транспорт и жилищно-коммунальное хозяйство).

Современная цивилизованная организация производства основана на использовании автоматизированного приборного учёта, сводящего к минимуму участие человека на этапе измерения, сбора и обработки данных и обеспечивающего адаптируемый к различным тарифным системам и графикам работы предприятия учёт. Учёт всесторонний с предоставлением оперативной и достоверной информации для всех заинтересованных сторон: поставщиков энергоресурсов и их потребителей, работников самого предприятия и служб инженерного контроля и безопасности.

При наличии современной АСДУ промышленное предприятие полностью контролирует весь свой процесс ресурсопотребления и имеёт возможность по согласованию с поставщиками энергоресурсов гибко переходить к разным тарифным системам, минимизируя свои энергозатраты. В этом случае появляется возможность эффективно перераспределять все виды ресурсов внутри предприятия, контролируя эффективность использования рабочего времени работниками предприятия. При этом обеспечение безопасность их работы будет обеспечена на болеё высоком уровне во время всего рабочего дня.

Сегодняшний день промышленных предприятий в области диспетчеризации связан с внедрением современных АСДУ, реализованных на основе современных информационных технологий. Многие ведущие фирмы мира предлагают интегрированные решения диспетчерских инженерных служб обеспечения жизнедеятельности предприятия с использованием микропроцессорных систем и средств, сетевых телекоммуникационных устройств и высокопроизводительных рабочих станций.

Целью данной дипломной работы является анализ существующих автоматизированных и диспетчерских систем управления СЭС, а также моделирование новых интегрированных решений для промышленных предприятий.

1. Развитие систем автоматизации и диспетчеризации СЭС

1.1 Телемеханические и диспетчерские системы управления СЭС

Автоматизированная система управления (АСУ) - это система "человек-машина", обеспечивающая эффективное функционирование объекта, в которой сбор, передача и обработка информации, необходимой для реализации функций управления, осуществляются с применением средств автоматизации и вычислительной техники.

Если вычислительная техника используется для решения комплексов взаимосвязанных задач управления энергетическим департаментом ПП (управление тепло-, водо-, газоснабжения и т.п.), то принято такую систему называть автоматизированной системой энергоснабжения (АСУ-Энерго). Если построена система управления электропотреблением ПП, то часто используется сокращение - АСУ-Электро. Последняя может быть разработана в виде отдельной изолированной системы или входить в состав общей АСУ-Энерго. Самый верхний уровень иерархии управления предприятием в целом осуществляется с помощью автоматизированной системы управления предприятия (АСУП). Системы АСУЭ соответственно относятся к болеё низкому уровню иерархии - АСУ технологических процессов (АСУ ТП) и имеют ряд специфических особенностей.

В сложных системах полная автоматизация управления предприятием (или его отдельным департаментом) обычно трудно реализовать из-за отсутствия аналитического аппарата управляющих процессов, а также непредсказуемости всех возможных режимов работы. Поэтому наряду с устройствами автоматизации и телемеханики определённые функции выполняет исключительно человек (оператор), при этом система управления превращаются в автоматизированную систему диспетчерского управления (АСДУ).

Эти диспетчерские системы управления отличаются от соответствующих систем автоматизации в первую очередь превалирующей ролью человека (диспетчера) в контуре управления. Приёмо-передача сигналов управления осуществляется диспетчером с помощью специально организованных каналов и линий связи. С помощью средств телемеханики диспетчер получает информацию о параметрах режима электропотребления и положения коммутационных аппаратов на главной понизительной подстанции (ГПП). С помощью этих устройств осуществляется передача управляющих команд с диспетчерского пункта на объекты.

Режимы работы отдельных элементов в системе электроснабжения (СЭС) промышленных предприятий (ПП) взаимосвязаны. Согласованное действие всех этих элементов будет обеспечено лишь в случае, если важнейшие из них обладают устойчивыми операциями контроля и управления, сосредоточенные в одном месте (диспетчерском пункте).

В простейшем случае диспетчеризация управления может осуществляться с помощью телефонной связи диспетчера с обслуживающим персоналом удалённых объектов. При телефонной связи диспетчера с контрольными пунктами получается значительный промежуток времени с момента, требующего оперативного вмешательства до момента исполнения. Кроме того, при диспетчеризации только посредством телефонной связи велика вероятность неполучения или недостоверности информации.

Работа диспетчера оказывается болеё эффективной, если информация о режимах работы элементов системы автоматически приходит от приборов, установленных на диспетчерских пунктах. Кроме того, сам диспетчер имеёт возможность изменить режим работы управляемой системы, непосредственно посылая сигналы на контролируемые объекты.

Если контрольных пунктов мало, а расстояние между диспетчерскими пунктами значительно, то можно использовать дистанционное управление. Для этого необходимо перенести аппаратуру управления и сигнализации со щитов местного управления на центральный диспетчерский пункт (ЦДП) (Рис 1.1). В случаях большого расстояния между диспетчерскими и контрольными пунктами необходимо использовать устройства телемеханики. Они не требуют постоянного дежурного персонала и позволяют использовать управляющую вычислительную машину.

Отдельной задачей АСУЭ является операция, выполненная с помощью технических средств и программного обеспечения, в результате решения которой формируются либо отчетный документ, либо одно или серия однотипных сообщений обслуживающему персоналу.

Отдельная функция АСУЭ - это совокупность задач, направленных на достижение общей цели управления и объединённых единым критерием управления.

Рис 1.1.Диспетчерская система управления СЭС

Телеуправление - управление положением или состоянием объектов методами и средствами телемеханики. Телеуправление предприятиями применяется тогда, когда это дает возможность улучшить ведение режима и позволяет ускорить локализацию и ликвидацию аварии, нарушение и отклонение от нормальных режимов работы, если это невозможно сделать с помощью местной автоматики.

Телесигнализация (ТС) - это получение информации о состоянии контролируемых и управляемых объектов, имеющих ряд возможных дискретных состояний. ТС должна обеспечивать передачу на пульт управления предупреждающих и аварийных сигналов, а также обеспечивать отображение состояние основных элементов СЭС на диспетчерском пульте (и на щите), при этом должны предусматриваться следующие показатели:

- положение всех телеуправляемых объектов;

- положение крупных телеприёмников;

- положение нетелеуправляемых выключателей ВН на вводах;

- положение секционных шинно-соединительных и обходных выключателей;

- положение силовых трансформаторов, находящихся в цехе.

Телеизмерения (ТИ) - должны обеспечивать возможность измерения основных параметров, отображающих работу системы и позволяющих правильно управлять ситуацией. Для телеизмерений в АСУ-Электро рекомендуют выбирать:

- напряжение на головных шинах;

- напряжение на шинах пункта приёма электроэнергии;

- ток на одном из концов линии подстанции;

- суммарную мощность, полученную от отдельных источников и т.д.

Телеизмерения тока и напряжения организуются по вызову, а мощности - по циклическому типу в течение суток. Телеизмерения интегральных параметров (ТИИ) обеспечивают возможность составления энергетических балансов. Кроме того, они используются постоянно для ввода результатов измерений в вычислительную информационную сеть.

Телеизмерения текущих параметров (ТИТ) - должны обеспечивать диспетчеру возможность измерения основных электрических параметров, необходимых для управления системой и восстановления её после аварии.

Телемеханизация (ТМ) должна обеспечивать:

- отображение на диспетчерском пульте состояний и основных элементов;

- передача на диспетчерский пульт предупреждающих и аварийных сигналов;

- управление основными элементами системы и т.п.

В качестве технических средств ТМ используются проводные многоканальные телемеханические устройства заводского изготовления. В качестве первичной измерительной аппаратуры в СЭС используются стандартные измерительные трансформаторы тока, имеющие на выходе ток 1 А или 5 А, и измерительные трансформаторы напряжения с напряжением измерительных обмоток 100 В, а также датчики для сбора различной технической информации.

В связи с постоянным удорожанием потреблённой электроэнергии и необходимости модернизации производственных мощностей (и их систем автоматизации) у промышленных предприятий возникла необходимость в построении интегрированных решений, в разработке автоматизированных систем контроля и управления электропотребления (АСКУЭ), построенных с применением персональных ЭВМ.

1.2 Структура АСКУЭ, построенная с применением ПЭВМ

В числе главных проблем, возникающих при создании АСКУЭ предприятия - оптимальное разделение функций между универсальными и специализированными средствами. Это в конечном итоге определяет конкретный выбор технических средств, суммарные затраты на создание АСКУЭ, её эксплуатацию и достигаемую эффективность.

Одна крайность при решении указанной проблемы заключается в перенесении почти всех функций АСКУЭ на ЭВМ. Полная централизация сбора и обработки измерительных данных на ЭВМ - приводит к уменьшению затрат на специализированное оборудование, но одновременно и к увеличению затрат на кабели связи, снижению надёжности и живучести системы в целом, а также делает проблематичной её метрологическую аттестацию. Другая крайность - построение АСКУЭ исключительно на базе специализированных средств. В данном случае достигается экономия кабельной продукции, успешно решаются вопросы метрологической аттестации, обеспечивается децентрализованный доступ к информации, но снижается эффективность АСКУЭ в целом за счет ограничения функций систем в плане полноты накопления данных, их обработки, отображения, документирования и анализа информации.

Оптимальный подход при создании АСКУЭ предприятия состоит в согласованном выборе специализированных и универсальных средств с Учётом их функций. При этом типовая структура централизованной АСКУЭ предприятия включает, как специализированные системы, так и ПЭВМ (Рис. 1.2.). Устройства сбора и передачи данных (УСПД) выполнены в виде микропроцессорных средств и предназначены для экономии кабельной продукции, а также для контроля каналов связи. Структура АСКУЭ конкретных предприятий отличаются количеством и типом систем, средствами связи, но для всех АСКУЭ характерны взаимозависимость функций ПЭВМ и систем.

Рис. 1.2. Типовая структура централизованной АСКУЭ

Современные специализированные информационно-измерительные системы автоматизированного электроснабжения характеризуются определенным числом измерительных каналов и групп учёта, а также списком штатных энергетических (мощность, расход) и сервисных (неработающие каналы, сбои питания и т.п.) параметров. В группу алгебраически суммируются данные определенных измерительных каналов одного вида учёта (точки учёта) в соответствии со схемой АСУ-Энерго конкретного предприятия. По соответствующей группе и (или) каналу система за определённые интервалы времени накапливает информацию о фактических расходах энергии или энергоносителей (электроэнергии, холодной и горячей воды, пара, газа, воздуха и др.).

Перечень интервалов накопления информации о расходах определяется:

1. Требованиями коммерческого учёта в соответствии с действующими и перспективными тарифами;

2. Требованиями технического учёта, то есть задачами оперативного прогнозирования и управления нагрузкой;

3. Требованиями контроля за показателями электроэнергии и т.п.

Поэтому диапазон интервалов содержит, как правило, интервал краткосрочного накопления (1 - 3 мин), интервалы среднесрочного (30 мин, зоны и смены суток, сутки) и долгосрочного (неделя, декада, месяц, квартал, год) накоплений. Данные о расходах электроэнергии и энергоресурсов в указанных интервалах используются помимо своего прямого назначения и для расчётов мощностей или удельных расходов, а также могут быть использованы в контуре экономического энергопотребления (в задачах АСКУЭ).

Основную информацию о процессах электропотребления предприятия получают на основе изучения комплекса графиков и диаграмм, отражающих в интегральном виде характер и динамику процессов на различных объектах (или их группах) системы электроснабжения предприятия. Указанные графики и диаграммы желательно иметь если не по каждой группе или каналу учёта, то по большинству точек учёта, причём в режиме сопоставления их друг с другом (например, суточный график нагрузки нескольких цехов на фоне графика нагрузки предприятия в целом и т.п.) и с возможностью выбора за любой среднесрочный или долгосрочный интервал текущего года.

Основным видом энергетических параметров для АСКУЭ являются не графики нагрузок, а текущие итоговые суммы расходов и мощностей. Поэтому сбор информации для вышеперечисленных графиков и её накопление (архивирование) являются задачами программного комплекса АСКУЭ верхнего уровня.

Периодичность процесса сбора данных в ПЭВМ с систем нижнего уровня определяется, с одной стороны, срочностью решаемой задачи верхнего уровня, а с другой - списком параметров систем. Для согласования времени принятия решения на разных уровнях управления применяются промежуточные системы человеко-машинного интерфейса (SCADA-системы).

Рассмотрим основную структуру диспетчерского управления и автоматизации системы электроснабжения.

1.3 Интегрированные системы управления и автоматизация СЭС

В современных условиях в электроэнергетике России (как и в других странах) происходит постепенное слияние различных систем автоматизации: АСКУЭ, АСДУ и АСУ ТП, и создание на их базе интегрированных автоматизированных систем управления (ИАСУ).

Интегрированные АСУ - это логическое продолжение вертикальной интеграции АС на разных этапах производства (потребления) электроэнергии. Основная цель создания таких систем - дальнейшеё повышение эффективности технических и программных средств автоматизации и диспетчеризации СЭС для улучшения технико-экономических показателей и повышения качества и надёжности электроснабжения ПП.

Реформирование электроэнергетики России требует создания полномасштабных иерархических систем управления: автоматических систем измерения показателей электроэнергии (АСИЭ); автоматизированных систем учёта потребления и сбыта электроэнергии (АСУПСЭ), АС диспетчерского управления (АСДУ), АС контроля и управления электропотреблением (АСКУЭ).

Основная особенность экономического метода управления - рассмотрение электропотребления как главного звена, управляющего рынком электроэнергии. Этот рынок, в свою очередь, представляет совокупность собственно технологического процесса (производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии), учётно-финансового процесса электропотребления, а также политических процессов в государстве и обществе. Эти факторы должны являться основой для создания и развития рынка электроэнергии в России. Причём функционирование такого рынка не возможно без создания интегрированной системы управления электропотреблением на базе систем АСИЭ, АСУПСЭ, АСДУ и АСКУЭ. При этом возникает необходимость чётко разграничить функции указанных систем в рамках единой системы управления энергопотреблением.

Интегрированная система управления электропотреблением в условиях рынка должна охватывать все уровни и стадии управления от производства до реализации - от физических потоков электрической энергии до финансовых и экономических показателей электропотребления (табл.1.1).

Управление на каждом уровне должно осуществляться соответствующими системами, что обусловлено спецификой выполняемых ими функций (в зависимости от стадии управления) и находит подтверждение в теории и практике создания больших информационно-управляющих систем.

В рамках интегрированной системы АСКУЭ должны быть задействованы различные по функциональному назначению технологические системы, образующие иерархию экономического управления электропотреблением.

Такая единая система АСКУЭ поможет реализовать управление электропотреблением экономическим методом:

- долгосрочное и краткосрочное планирование режимов (кривой) потребления -- на основе экономических параметров электропотребления потребителей и поставщиков (от АСУПСЭ) и действующей системы тарифов на электроэнергию (отражающей внешнеё, косвенное, воздействие на управление потреблением);

- контроль режимов электропотребления -- по параметрам потребления, используемым для расчётов с потребителями (от АСИЭ);

- принятие управленческих решений по регулированию потребления и доведение их до системы управления производством и распределением энергии.

Таблица 1.1. Структура (иерархия) управления электропотреблением

Уровни управления	Стадии управления
1. Внешний (старший) уровень управления.	1. Директивное и косвенное управление.
2. Уровень экономики.	2. Управление (планирование и контроль) экономическим методом.
3. Уровень потребления.	3. Учёт (накопление) экономических параметров для расчёта с потребителями.
4. Уровень присоединения.	4. Измерение (контроль) параметров для расчёта с потребителями.
5. Уровень процесса.	5. Измерение (контроль) технических параметров.

Система АСДУ осуществляет управление на технологическом уровне (уровне процесса и уровне присоединения). Её основными функциями являются:

- управление и регулирование потреблением на основе исполнения команд системы экономического управления (АСКУЭ) либо посредством исполнения директив внешнего уровня;

- обеспечение надёжного электроснабжения посредством автоматического измерения (контроля) технических параметров электроэнергии (/, U. W, Р) и автоматической коммутации цепей и генерирующих мощностей либо посредством исполнения старшего директивного уровня управления.

Система АСУПСЭ выполняет функции:

- учёт и накопление экономических параметров потребления - потреблённой энергии и мощности; соответствующих им стоимости и фактической оплаты;

- взаиморасчёты через выставление платежей непосредственно с поставщиками и потребителями, а также с финансовыми учреждениями для контроля оплаты;

- подготовку исходной информации об экономических параметрах электропотребления со стороны потребителей и поставщиков для принятия решений.

Система АСИЭ осуществляет измерение и контроль параметров электропотребления для расчётов с потребителями (потреблённой энергии и мощности).

Распределение подобным образом функций (рис.1.3) между системами АСИЭ, АСУПСЭ, АСКУЭ и АСДУ позволяет создать контур управления, замкнутый на верхнем уровне экономического управления потребления и производства электроэнергии. Благодаря этому можно обеспечить оптимальное управление электропотреблением, в наибольшей степени учитывающеё (балансирующеё) интересы производителей и потребителей в условиях формирующегося рынка электроэнергии.

АСИЭ выполняет измерение параметров энергопотребления в точках присоединения потребителей и поставщиков. АСУПСЭ осуществляет преобразование и группировку параметров потребления электроэнергии в экономические параметры конкретных потребителей и поставщиков, выставление счетов и контроль оплаты, их Учёт (накопление) и анализ.

АСДУ является исполнительным органом, осуществляющим непосредственное управление (по командам системы управления экономического уровня) коммутацией цепей и генерацией мощностей, т.е. на уровнях процесса и присоединений.

Рис. 1.3 Структурная схема функционального взаимодействия АСИЭ, АСУПСЭ, АСДУ и АСКУЭ при управлении процессом энергопотребления

АСКУЭ должна выполнять одновременно две функции:

- оперативный контроль и управление по выдерживанию заданного режима (кривой) потребления;

- формирование нового оптимального режима потребления на основе фактических экономических параметров потребления и тарифов на электроэнергию, а при необходимости -- управление переходом на новый режим потребления.

Следует отметить, что рекомендуемые "ЕЭС России" автоматизированные системы контроля и учёта электроэнергии (или контроля, учёта и управления энергопотреблением) можно структурировать как совокупность систем АСИЭ, АСУПСЭ и АСДУ. Тогда их внедрение можно и нужно рассматривать как этап внедрения интегрированной системы экономического управления энергопотреблением (АСУ-Энерго).

Интегрированные организационно-технологические АСУ энергосистемами создаются на базе функционирующих АСУ как естественное их развитие и характеризуются рядом особенностей, в частности наличием: многомашинного оперативного информационного управляющего комплекса (ОИУК); системой сбора оперативно-диспетчерской и организационно-экономической информации; разветвлённой сетью периферийных пунктов сбора и обработки информации; АСУ различного назначения, автоматизированных систем диспетчерского (АСДУ) и организационно-экономического управления (АСОУ), АСУ технологическими процессами, АСУ энергетическими компаниями и предприятиями.

К объективным трудностям создания такой единой системы АСКУЭ можно отнести продолжающийся процесс реформирования электроэнергетики, только формирующийся рынок электроэнергии, недостаточность правовой базы и отсутствие достаточных инвестиций в отрасль.

2. Задачи автоматизированной системы диспетчерского управления энергосистемой

Задачи оперативного контроля и управления решаются в ходе процесса на различных временных интервалах, осуществляют сбор данных из каналов связи с объектами, обеспечивают создание и ведение баз данных реального времени и являются поставщиком информации для технологических задач и задач автоматического управления. Технологические задачи решаются на основе обработки и анализа данных реального времени и данных из ИБД. В комплексе АСДУ в режиме on-line на единой информационной базе должны быть реализованы функции ОИК (SCADA) и режимно-технологических задач оперативного управления, полностью адаптированные к особенностям и условиям России. Задачи автоматического управления решаются на основе обработки и анализа данных реального времени.

В качестве источника информации для АСДУ могут использоваться: ручной ввод параметров; устройства телемеханики и РЗА; комплексы АСУТП электростанций и подстанций; системы учёта электрической энергии; интегрированная база данных энергопредприятий

2.1 Задачи оперативного контроля и управления(1 группа)

Задачи оперативного управления решаются на базе программно-технических средств оперативно-информационного управляющего комплекса (ОИУК) в рамках двух подсистем: иформационно-управляющей (ИУП) и информационно-вычислительной (ИВП). Основным назначением ИУП является сбор, первичная обработка и отображение информации о текущем режиме, а также контроль допустимости режима и состояния элементов энергооборудования. В задачи ИВП входят болеё сложные вычислительные функции, обеспечивающие помощь оперативному персоналу с расчётом допустимости нормальных и послеаварийных режимов, ремонтных заявок, коммутационных переключений, оценку состояния работы электрических, тепловых сетей и электростанций, определение расстояния до места повреждения, оперативный прогноз нагрузок и контроль за потреблением энергии и мощности, расчёт и оптимизацию электрических и тепловых режимов в реальном времени, диагностику основного оборудования. В части обработки телеинформации должны решаться задачи:

- приёма телеизмерений и телесигналов по каналам связи, контроль достоверности, восстановление недостоверных данных, расчёт интегралов, осреднение, контроль пределов;

- архивирования;

- контроля состояния системы сбора информации и формирование статистических данных о работе отдельных элементов системы сбора;

- управления диспетчерским щитом;

- ретрансляции телеинформации на другие уровни управления.

В части диспетчерской ведомости должны решаться задачи:

- переноса телеизмеряемых данных в архивы и ведомости;

- переноса интегральных и осредняемых значений телеизмерений в архивы и ведомости;

- приёма и передачи данных по каналам межуровневого обмена;

- уточняющего расчёта данных диспетчерской ведомости;

- формирования отчётных документов требуемой структуры.

2.2 Технологические задачи (2 группа)

Технологические задачи решаются в рамках подсистем:

- технологических задач диспетчерского управления;

- планирования режимов.

В подсистему технологических задач диспетчерского управления входят задачи автоматизации функций диспетчерского персонала:

- формирование и ведение оперативной расчётной схемы электрической и тепловой сети;

- ведение оперативного журнала диспетчера;

- ведение оперативной документации;

- автоматизированное рассмотрение диспетчерских заявок;

В подсистему планирования режимов входят задачи:

- прогноз нагрузок на характерные периоды;

- оценка режимных последствий ввода в работу новых объектов и подключёния их к электрическим и тепловым сетям;

- разработка и корректировка нормальных и ремонтных режимов работы оборудования;

- расчёт потерь энергии в электрических сетях и на электростанциях,

- анализ и прогноз надёжности, качества электроснабжения;

- расчёт удельных расходов топлива и себестоимости выработки энергии на электростанциях.

Режимно-технологические задачи оперативного управления включают:

- отслеживание состояния топологии электрической сети энергосистемы по данным ТИ и ТС;

- контроль правильности работы телеизмерительной системы на основе сравнения фактических и оценённых значений телеизмеряемых режимных параметров;

- оценку надёжности текущих режимов и выдача рекомендаций по её повышению;

- оптимизацию текущих электрических режимов энергосистемы и выдача рекомендаций по снижению потерь активной мощности;

- внутрисуточную коррекцию режимов энергосистемы по активной мощности;

- возможность проведения проверочных расчётов режимов на основе реальных данных с целью оценки допустимости тех или иных решений, принимаемых диспетчером;

- возможность проведения обучения диспетчерского персонала на основе данных реального времени.

В область режимно-технологических задач краткосрочного планирования входят:

- краткосрочный прогноз суммарной нагрузки энергосистемы и её 'районов на основе фактических нагрузок, хранящихся в диспетчерской ведомости:

- расчёт краткосрочного баланса мощности энергосистемы;

- оптимальное распределение нагрузки между электростанциями энергосистемы;

- формирование расчётной схемы и нагрузок узлов для краткосрочного планирования электрических режимов энергосистемы;

- расчёт и оптимизация краткосрочных электрических режимов энергосистемы исходя из минимума потерь и соблюдения заданных ограничений;

- оценка режимной надёжности сформированных краткосрочных режимов энергосистемы;

- определение плановых краткосрочных значений технико-экономических показателей работы энергосистемы;

- обработка и достоверизация контрольных замеров;

- определение статических характеристик нагрузок;

- прогноз нагрузок в узлах электрических сетей на характерные периоды;

- расчёт плавких вставок предохранителей, устанавливаемых на трансформаторах;

- оценка режимных последствий ввода в работу новых объектов и подключёния их к электрическим сетям;

- разработка и корректировка нормальной и ремонтной схем сетей;

- разработка типовых ремонтных схем;

- расчёт, анализ и прогноз надёжности схем электроснабжения;

- расчёт, анализ и прогноз качества электроэнергии в электрических сетях;

- расчёт, анализ, нормирование и прогноз потерь электроэнергии в электрических сетях.

2.3 Задачи автоматического управления (3 группа)

К таким задачам относятся:

- автоматическое управление энергоагрегатами (котел, турбина, генератор и т.д.);

- автоматическое управление средствами регулирования напряжения и реактивной мощности;

- автоматическое управление средствами первичной коммутации для локализации аварий и восстановления электроснабжения (автоматическое повторное включение (АПВ), автоматическая частотная разгрузка (АЧР), автоматический ввод резерва (АВР), автоматическое секционирование электрических сетей и т.п.);

- автоматическое управление средствами первичной коммутации для оптимизации установившихся режимов электрических сетей;

- релейная защита электрических сетей.

Особенностью этой группы задач является решение их соответствующими устройствами (как локальными, так и АСУ ТП) автоматически, без участия человека.

2.4 Задачи АСКУЭ (4 группа)

Подсистема АСДУ должна быть развёрнута на всех уровнях:

- уровень энергосбыта;

- уровень предприятий электрических сетей (ПЭС) - отделение энергосбыта;

- уровень районов электрических сетей (РЭС) - участок энергосбыта;

- уровень энергообъектов (ТЭЦ и подстанции).

Функции и задачи АСКУЭ заключаются в формировании и передаче данных о выработанной и потреблённой электроэнергии, а также потреблении топлива для оперативного диспетчерского управления (ОДУ) энергосистемой и для решения сбытовых задач.

АСКУЭ создаётся для автоматизации расчётного и технического учёта производства и расхода электроэнергии на базе достоверной, метрологически обеспеченной информации, контроля балансов мощности и энергии, контроля и управления режимами электропотребления, а также управления нагрузкой потребителей. Автоматизацией учёта электропотребления решается проблема коммерческих расчётов за электроэнергию и мощность по дифференцированным и многоставочным тарифам, а также проблема получения точных и достоверных балансов электроэнергии по энергообъектам в едином временном срезе.

В основу создаваемых систем АСКУЭ положены следующие базовые принципы:

- исходной информацией для системы служат данные, получаемые от счётчиков расхода электроэнергии (уровень подстанций и станций);

- система создаётся как расчётная, использующая для расчётного и технического учёта одни и те же комплексы технических средств;

- сбор, первичная обработка, хранение и выдача в систему информации об электроэнергии и мощности на объектах осуществляется с помощью специализированных информационно-измерительных систем или устройств сбора и передачи данных (УСПД);

- информация об электроэнергии и мощности, образующаяся на энергообъектах и циркулирующая в АСКУЭ привязана к астрономическому времени или синхронизирована в пределах энергообъекта;

- система сбора и передачи информации АСКУЭ по возможности использует установленные системы связи.

3. Автоматизированная система диспетчерского управления СЭС

3.1 Цели создания АСДУ

Автоматизированная система диспетчерского и технологического управления (АСДУ) представляет собой многоуровневый программно-технический комплекс, включающий средства сбора информации, каналы связи, ПЭВМ и программы обработки. АСДУ позволяет:

- обеспечить диспетчерский и режимный персонал, энергоснаб, энергонадзор, руководство энергосистемы и предприятий сетей оперативной информацией о текущих прогнозных и ретроспективных режимах;

- организовать эффективный контроль за ведением текущего режима энергосистемы;

- повысить обоснованность принимаемых диспетчером решений;

- повысить качество и надёжность электроснабжения потребителей;

- осуществлять оперативный и ежесуточный контроль баланса мощности и электроэнергии и улучшить планирование внутрисуточных и текущих режимов;

- получить максимальную прибыль за счет оптимального ведения режимов, экономии топлива и электроэнергии;

- внедрить в кратчайший срок в промышленную эксплуатацию самые современные средства вычислительной техники, а также прикладное программное обеспечение.

3.2 Принципы построения АСДУ

АСДУ разрабатывается на основе следующих принципов:

- функциональная полнота - система должна обеспечивать выполнение всех функций, необходимых для автоматизации объектов управления;

- гибкость структуры - возможность достаточно быстрой настройки при изменяющихся условиях эксплуатации объекта управления;

- открытость - должна обеспечивать возможность присоединения к системе новых функций;

- живучесть - способность сохранять работоспособность системы при отказе её отдельных элементов;

- унификация - максимальное использование стандартного системотехнического программного обеспечения и совместимость системы с международными стандартами с целью его дальнейшего развития и включения в межуровневую региональную вычислительную сеть;

- распределённость обработки информации в неоднородной вычислительной сети;

- отработка типовых решений на "пилотных" проектах с последующим их применением на других объектах;

- преемственность по отношению к эксплуатируемым в настоящеё время системам АСДУ энергосистемой, предусматривающая возможность совместной эксплуатации существующих устройств управления на энергообъектах (телемеханики, релейной защиты и автоматики) и внедряемых микропроцессорных систем, с последующей заменой устаревших устройств;

- информационная совместимость на разных уровнях управления.

3.3 Требования к аппаратным и программным средствам АСДУ

АСДУ должна удовлетворять следующим требованиям:

- использования современных микропроцессорных терминалов и контроллеров с требуемой реакцией: электрические процессы - не болеё 1-5 мс, тепломеханические процессы - не болеё 250 мс;

- возможности передачи данных от контроллеров и устройств телемеханики с меткой времени (для расчётов баланса энергии и мощности и регистрации аварийных процессов);

- повышения скорости передачи данных по телемеханическим каналам;

- возможности использования стандартных промышленных контроллерных сетей и применение в этих сетях контроллеров;

- использования стандартов Международной электротехнической комиссии (МЭК) и российских ГОСТов;

- использования стандартных, локальных вычислительных сетей (ЛВС);

- использования стандартных операционных систем, стандартной структуры реляционных баз данных;

- обеспечения требуемой точности и реакции на события в нормальных и аварийных ситуациях.

АСДУ должна иметь открытую сетевую архитектуру, как в отношении конфигурации её оборудования, так и в отношении универсальности функциональных пакетов программ, чем обеспечивается высокая степень гибкости. Она строится на базе многопроцессорных систем управления, объединённых в локальные (ЛВС) и региональные (РВС) вычислительные сети, имеёт в своем составе мощные ЭВМ.

На всех уровнях АСДУ должна быть использована интегрированная база данных (ИБД), включающая SQL-совместимые базы данных и базы данных реального времени (БДРВ), реализующие единое информационное пространство.

ИБД должна обеспечивать необходимую полноту, целостность и надёжность хранения информации.

3.4 Организационная и функциональная структуры АСДУ

АСДУ - это совокупность комплексов АСДУ ЦДП (центр. диспетч. пункта) АО-Энерго, АСДУ ПЭС и РЭС, АСУТП электростанций и подстанций, систем АСКУЭ, обменивающихся информацией по каналам телемеханики или через ЦКИ (центр коммутации информации). В соответствии с территориальным принципом обслуживания и управления объектами АСДУ можно реализовать на трёх или четырёх уровнях управления:

I. Уровень служб и отделов АО-Энерго и энергосбыта (ЦДП, энергосбыт).

II. Уровень предприятий электрических сетей (ДП ПЭС, отделение энергосбыта).

III. Уровень районов электрических и тепловых сетей (ДП РЭС, участок энергосбыта). Крупные предприятия электрических сетей делятся на районы.

IV. Уровень энергообъектов (электростанция, подстанция).

Каждый уровень АСДУ функционирует на базе локальных (ЛВС) либо региональных вычислительных сетей, под управлением специализированных ЭВМ.

3.5 Задачи АСДУ

Задачи АСДУ, в общем, должны быть аналогичными для всех энергопредприятий (за исключением Энергосбыта, где есть только задачи АСКУЭ). Это является одним из основных принципов построения единой вертикали АСДУ АО-Энерго. В состав АСДУ входят следующие группы задач:

- задачи оперативного контроля и управления;

- технологические задачи;

- задачи автоматического управления;

- задачи контроля и учёта электрической энергии.

4. Уровни построения АСДУ

4.1 АСДУ на уровне ЦДП энергосбыта энергосистемы

Комплекс может быть построен на основе модели "клиент-сервер" с использованием следующих стандартов открытых систем:

- Ethernet;

- DECnet, IPX, TCP/IP;

- Windows NT (для рабочих станций и клиентских рабочих мест на базе ПЭВМ).

В комплекс может быть включена поддержка распределённой SQL-базы данных (для задач АСДУ и ПХД).

В состав технических средств, необходимых для функционирования комплекса, входят:

- два базовых сервера АСДУ, которые выполняют функции оперативно-информационного комплекса и оперативного управления режимом;

- два сервера связи АСДУ, которые выполняют коммуникационные функции с нижними уровнями. На первом этапе к этим серверам будут подключаться установленные в энергосистеме КП отечественных телемеханических комплексов и АСУ нижних уровней;

- клиентская часть на базе ПЭВМ и графических рабочих станций;

- автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей;

- вычислительная сеть, обеспечивающая подключёние локальных и удалённых конечных пользователей;

-коммуникационная система, обеспечивающая подключёние удалённых локальных вычислительных сетей по коммутируемым и выделенным каналам связи, для обеспечения обмена с АСУ РАО другими АСУ данного уровня;

- контроллер управления диспетчерским щитом. Реализация человеко-машинного интерфейса в комплексе осуществляется через АРМ пользователей, функционирующие на ПЭВМ в локальной сети. Устанавливаются следующие АРМ:

- АРМ руководства АО;

- АРМ пользователей в службах и отделах (СРЗА, СТМиС, ОАСУ);

- АРМ диспетчеров передающих (системообразующих) сетей;

- АРМ инженера ЦДП по режимам.

Подсистема АСКУЭ на уровне Энергосбыта выполняет следующие основные задачи:

- сбор данных об электроэнергии, и мощности для решения сбытовых задач;

- передача данных об электроэнергии и мощности в АСДУ ЦДЛ для решения технологических, режимных и информационных задач;

- передача обобщенных данных об электроэнергии и мощности в АСУ РАО.

Функции и задачи собственно АСКУЭ, включающие:

- оперативный контроль баланса мощности и электроэнергии по основным подстанциям, сетевым районам и в целом по ПЭС;

- оперативный контроль мощности, потребляемой крупными потребителями в часы максимумов нагрузок;

- текущий контроль режимов электропотребления и договоров с потребителями;

- управление нагрузкой потребителей с целью оптимального расходования энергоресурсов и соблюдения режимов электропотребления;

- статистический Учёт и анализ режимов электропотребления.

Функции коммерческого учёта электроэнергии и мощности, включающие:

- обеспечение соответствующих подразделений энергосистемы информацией, необходимой для коммерческих расчётов;

- оперативное отслеживание условий выполнения заключенных контрактов на покупку (продажу) электроэнергии и мощности.

4.2 АСДУ на уровне ПЭС и РЭС

Уровень РЭС для малых предприятий электрических сетей отсутствует. Функции, выполняемые АСДУ ПЭС и РЭС практически одинаковы. Оперативно-диспетчерское управление распределительными сетями в ПЭС, с выделенными РЭС, децентрализовано.

АСДУ верхнего уровня управления предприятия и района электрической сети создаётся на базе рабочих мест отделов и служб ПЭС и РЭС в рамках локальной вычислительной сети на основе единого информационного обеспечения. На данном уровне реализуется интеграции задач оперативного диспетчерского управления подсистем АСДУ ПЭС и РЭС.

Интеграция осуществляется по двум направлениям:

- согласованным решением задач в каждой подсистеме АСДУ на различных уровнях иерархии - от энергообъектов до ПЭС и РЭС;

- организацией взаимодействия с разными подсистемами данного уровня (АСКУЭ, Электроснабжения).

На начальном этапе рабочие места отделов и служб функционируют автономно. На последуюих этапах интеграции и создания ЛВС информационное единство обеспечивается интегрированной базой данных (ИБД). При этом в отдельных случаях возможна автономная работа некоторых задач при условии согласованности информации.

На уровне АСДУ ПЭС и РЭС решаются следующие задачи:

- по информационно-управляющей подсистеме (ИУП) - контроль и представление сетей, регистрация ТИ, ТС, дорасчёт и контроль параметров режима, накопление данных реального времени, суточная ведомость, телеуправление;

- по информационно-вычислительной подсистеме (ИВП) - достоверизация ТИ, ТС, оценка состояния электрической сети, формирование и контроль баланса мощности и энергии, оперативный расчёт и оптимизация режима распределительной сети, расчёт потерь мощности и энергии, и др.;

- по технологическим задачам диспетчерского управления - формирование и ведение оперативной схемы электрической сети, ведение оперативного журнала диспетчера, ведение оперативной документации, автоматизированное рассмотрение диспетчерских заявок, формирование и ведение базы данных бланков переключении;

- по подсистеме планирования режимов - обработка контрольных замеров, расчёт режимов сетей, расчёт ТКЗ, расчёт уставок защит, разработка ремонтных схем, прогноз нагрузок, анализ и прогноз надёжности;

- по подсистеме автоматического управления - автоматическое управление средствами регулирования и реактивной мощности, автоматическое управление средствами первичной коммутации (АПВ, АЧР, ЧАПВ, АВР и др.).

В состав технических средств, необходимых для функционирования комплекса, входят:

- два базовых сервера АСДУ, которые выполняют функции оперативно-информационного комплекса и оперативного управления режимом;

- два сервера связи АСДУ, которые выполняют коммуникационные функции с нижним и верхним уровнями. На первом этапе к этим серверам будут подключаться установленные в энергосистеме КП отечественных телемеханических комплексов и АСУ нижних уровней;

- клиентская часть на базе ПЭВМ и графических рабочих станций - автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей;

- вычислительная сеть, обеспечивающая подключёние локальных и удалённых конечных пользователей;

- коммуникационная система, обеспечивающая подключёние удалённых локальных вычислительных сетей по коммутируемым и выделенным каналам связи, для обеспечения обмена с другими АСУ данного уровня;

- контроллер управления диспетчерским щитом. Реализация человеко-машинного интерфейса в комплексе осуществляется через АРМ пользователей, функционирующие на ПЭВМ в локальной сети. Предусматриваются следующие АРМ:

- АРМ руководства ПЭС и РЭС;

-АРМ пользователей в службах и отделах;

- АРМ диспетчера распределительной сети;

- АРМ инженера по режимам.

Подсистемы АСКУЭ на уровне РЭС выполняет следующие основные задачи:

- сбор данных об электроэнергии и мощности;

- передача данных об электроэнергии и мощности в АСКУЭ Энергосбыта;

- передача данных об электроэнергии и мощности в АСДУ ПЭС и РЭС для решения технологических, режимных и информационных задач.

4.3 АСУТП электростанций и подстанций

АСУ ТП станций и подстанций выполняется на базе МП терминалов РЗА и программируемых контроллеров. Такая система управления должна обеспечивать:

- информационные функции, которые включают сбор аналоговой и дискретной информации о режимных и технологичеких параметрах оборудования;

- регистрацию событий и процессов в аварийных режимах;

- обработку, накопление, архивирование информации;

- ведение базы данных реального времени;

- отображение графической информации в виде схем, графиков и др.;

- функции управления, в том числе управление коммутационными аппаратами, регулирование и др.;

- диагностику работы оборудования, определение ресурса работы, тепловизионный контроль и др.;

- диагностику технических средств АСУ ТП;

- приём и передачу информации на разные уровни управления и смежные подсистемы (АСКУЭ);

- выполнение функции релейной защиты и автоматики. Сочетание контроллеров и терминалов РЗА позволяет создать гибкую систему АСУ ТП, имеющую различную конфигурацию и учитывающую особенности различных подстанций.

В состав технических средств, необходимых для функционирования АСУ электростанций и подстанций, входят:

- базовый сервер АСУ (на ТЭЦ - резервный), который выполняет функции оперативно-информационного комплекса и оперативного управления режимом;

- два сервера связи АСУ (на небольших подстанциях интегрирован с базовым сервером), который выполняет коммуникационные функции с оборудованием нижнего уровня АСУ ТП, уровнем РЭС или ПЭС, другими АСУ данного уровня (АСКУЭ);

- клиентская часть на базе ПЭВМ и графических рабочих станций - автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей;