- 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;

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13