Функции противоаварийного оперативного управления, реализуемые автоматической системой диспетчерского управления

В настоящее время АСДУ работают в режиме «советчика» диспетчера. Упрощённо порядок работы АСДУ сводится к следующему: 1.АСДУ собирает информацию, 2. обрабатывает, 3.оценивает 4.отображает её 5. формирует советы диспетчеру 6. ведёт режим. С учётом этих советов диспетчер формирует управляющие команды. Указанные команды передаются на объекты с помощью средств АСДУ.

На рис. 2.7 приведена структура комплекса функций противоаварийного оперативного управления (ПАОУ), реализуемых АСДУ в режиме реального времени. С помощью этого комплекса осуществляется контроль за схемой и режимом работы энергосистемы, формируются управляющие команды, передаваемые диспетчером на энергообъекты или оперативному персоналу подчинённых диспетчерских пунктов. Цель этих управляющих команд – предотвращение возникновения аварийных ситуаций, ограничение их распространения, ускорение восстановления нормального режима.

Как следует из рисунка управляющие команды формируются диспетчером на основании информации, предварительно обработанной ЭВМ ОИУК. Эти команды передаются на объекты также с помощью средств АСДУ.

Рис. 2.7. Структура комплекса функций ПАОУ, реализуемых АСДУ

Далее приводится краткая характеристика некоторых отмеченных функций.

Первая функция – сбор и первичная обработка текущей информации.

Исходная информация для решения задач ПАОУ формируется на основании:

а) данных, поступающих в ЭВМ ОИУК от устройств телемеханики (ТМ);

б) данных суточной ведомости, вводимых в ЭВМ каждый час;

в) данных о выработке электроэнергии;

г) прихода, расхода запасов топлива, гидроресурсов и т.д.;

д) данных о состоянии коммутирующих аппаратов (ТС).

Телеинформация, поступающая в ОИУК, проходит первичную обработку: проверяется её достоверность, масштабирование телеизмерений (ТИ); формируются вторичные (исправленные) параметры режима, т.е. суммарные, усреднённые, интегральные значения.

Большое внимание уделяется повышению точности ТИ. Используются два основных способа: 1.внедрение новых, более точных систем передачи информации, цифровой формы её отображения 2. повышение точности систем измерения за счёт применения приборов с более высокими классами точности (класс точности не ниже 1,0).

В рассматриваемом комплексе предусмотрена разная глубина переработки информации о состоянии контролируемой ЭЭС перед тем как соответствующие данные будут представлены диспетчеру:

А. При наиболее простом анализе предусматривается использование текущих данных в сочетании с сигнализацией о нарушении установленных предельных значений параметров режима. Диспетчер при этом, анализируя полученные данные (данные о текущем режиме и сигналы о нарушениях), принимает решение о реализации соответствующих УВ.

Б. В результате более детального анализа информации диспетчеру наряду с данными о текущем режиме предоставляется дополнительная информация: оценка текущего и перспективного режима (запас устойчивости в утяжелённом режиме, перегрузка элементов сети в возможных ПАР и т.д.).

В. Наиболее полная обработка информации позволяет формировать и выдавать советы диспетчеру.

Советы – это рекомендации по корректировке текущего или возможного ПАР с целью устранения фактических или предотвращения возможных перегрузок, по восстановлению нормального уровня напряжений в контрольных точках сети и т.д.

Разнообразные расчёты, связанные с оценкой надёжности и устойчивости, осуществляются для текущего режима на основании сформулированной по ТИ и ТС модели текущего режима, а также для перспективных режимов на основании моделей этих режимов, сформированных по результатам прогнозирования нагрузок и генерации в узлах сети, а также с учётом изменений её топологии.

Для анализа ПАР и последовательности развития аварийных ситуаций используются массивы ретроспективной информации, накапливаемой в памяти ЭВМ.

Вторая функция – формирование модели текущего режима, оценивание состояния.

Задачи оперативного и автоматического управления решаются на основе моделей текущего режима. Применяются различные модели, с разной степенью сложности и подробностями, отражающими режимы контролируемых ЭЭС. Модели формируются на основе данных о топологии сети и о параметрах режима. Топология сети определяется на основании данных ТС, фиксирующих положение выключателей системы. Параметры текущего режима определяются на основании показаний ТИ.

В связи с недостаточностью указанных данных и их неточностью модель текущего режима формируется, в конечном счете, расчётным путём с помощью программ расчётов УР. При этом используются методы оценивания состояния ЭЭС. Оценивание состояния – получение наиболее достоверных параметров текущего режима сети. При указанных расчётах осуществляются детекция и идентификация. Детекция – выявление грубых ошибок в измерениях параметров режима. Идентификация – корректировка параметров модели сети.

Оценивание состояния позволяет кроме главного результата (формирования модели) выявить «плохие» данные, неисправности устройств ТМ, ошибки в топологии сети, формировать дополнительные нетелеизмеряемые величины (например, фазы напряжений).

Наряду с программами оценивания состояния в формировании моделей текущих режимов принимают участие программы эквивалентирования.

Модели текущих режимов созданы как для мини-ЭВМ, так и для универсальных ЭВМ. Они используются для оперативных расчётов УР, устойчивости, автоматики и др.

Формирование моделей перспективных режимов осуществляется на основе прогноза потребителей, генераций ЭС, состава сети.

Третья функция – оценка надёжности режима.

Критериями, по которым производится оценка надёжности текущего

режима ЭЭС, являются: а) условие баланса мощности для региона; б) термическая стойкость оборудования; в) устойчивость параллельной работы; г) ряд обобщённых показателей.

Оценка надёжности может производиться для текущего или ожидаемого (прогнозируемого) нормального режима, а также для возможного ПАР.

Контроль надёжности по балансу мощности для района энергетической системы.

Баланс активной мощности для каждого региона характеризуется тремя показателями:

Рг – генерируемой активной мощностью;

Рп – мощностью нагрузки, плюс мощностью на собственные нужды, плюс потерями мощности;

Рс – сальдо перетоков мощности (алгебраической суммой) с соседними ЭЭС (районами).

Эти показатели связаны выражением

Рп = Рг±Рс.

Контролируя текущие значения этих параметров и сопоставляя их с плановыми или с предельно допустимыми значениями, диспетчерский персонал оценивает насколько напряжён текущий режим, выявляет причины и виновников нарушения режима.

Значения Рг и Рс формируются по данным ТИ мощностей ЭС и перетоков мощности по МЛЭП. Величина Рп оценивается по вышеприведённому выражению.

Если имеется недостаток ТИ, то оперативный персонал вводит недостающую информацию. Если в составе программных средств АСДУ имеется соответствующее обеспечение, то потери мощности определяются в результате оперативных расчётов УР, выполняемых с использованием текущей информации.

Следует отметить, что программы для оперативных расчётов УР используются на разных этапах управления, планирования, подготовки диспетчерского персонала: текущего времени, предстоящего момента времени, прошлого (ретроспективного времени). На рис. 2.8 представлена структурная схема использования программы оперативного расчёта УР при различной информационной базе.

Рис. 2.8. Структурная схема использования программы оперативного расчёта УР