Автоматизация и диспетчеризация систем электроснабжения

- 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.

Тел

еизмерения 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.

 Скачать реферат