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.
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
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;