Некоммерческое акционерное общество

АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

Кафедра электроснабжения промышленных предприятий

 

 

 

 

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ОСНОВЫ ДИСПЕТЧЕРСКОГО

И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ

В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

 

Конспект лекции

для магистрантов профильного направления

специальности 6М071800 - Электроэнергетика

 

 

 

 

Алматы 2010 

          СОСТАВИТЕЛЬ: М.В. Акименков. Информационные основы диспетчерского и технологического управления в электроэнергетике. Конспект лекций для магистрантов профильного направления            специальности 6М071800 -  Электроэнергетика - Алматы: АУЭС,- 61с.  

В конспекте лекций по дисциплине «Информационные основы диспетчерского и технологического управления в электроэнергетических  системах» рассмотрены основные положения теории информации применительно к диспетчерско-технологическому управлению в электроэнергетике, информационное обеспечение основных функций диспетчерско-технологического управления и автоматизация процессов сбора, передачи и обработки этой информации.

 

Содержание

 

Лекция 1. Диспетчерско-технологическое и оперативно-коммерческое управление в электроэнергетике   4

Лекция 2. Функции диспетчерского управления в нормальном режиме           8

Лекция 3. Диспетчерское управление в аварийных режимах                      16

Лекция 4. Функция управления – информация                                             19

Лекция 5. Основные определения, используемые при обработке информации. Кибернетические системы.

Преобразования непрерывных сообщений в дискретные                                 19           

Лекция 6. Каналы связи. Преобразования сигналов. Коды и кодирование        24       

Лекция 7. Помехоустойчивость. Структуры сетей связи                             29

Лекция 8. Измерительные трансформаторы. Контроль мощности  и учет электроэнергии    31

Лекция 9. АСДУ как составная часть АСУЭ. Уровни АСУ                       34

Лекция 10. Сети RS-485. Протоколы передачи информации                    39

Лекция 11. Виды обеспечения АСУ. Создание информационного обеспечения  АСДУ        41

Лекция 12. Автоматические системы управления в нормальных режимах. АРЧМ. АРН. Автоматические системы противоаварийного управления                          45  

 Литература                                                                        49

  

 

 

 

        Лекция 1. Диспетчерско-технологическое и оперативно- коммерческое управление

 

       Содержание лекции: изучение содержания диспетчерско-технологи-ческого и оперативно-коммерческого управления, основные виды услуг и понятий.

        Цель лекции: изучить содержание диспетчерско-технологического и оперативно-коммерческого управления, основные виды услуг и понятий.

 

         1.1 Основные виды услуг диспетчерско-технологического и оперативно-коммерческого управления

         Современная энергетика Казахстана работает в условиях функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ). В связи с этим предмет изучения формулируется как информационное обеспечение диспетчерско-технологического и оперативно-коммерческого управления.

Диспетчерско-технологическое управление включает следующие виды технологических услуг:

          - диспетчерская разработка и ведение режимов, производство оперативных переключений в сети, устранение последствий аварийных нарушений и восстановление нормального, оптимального режима;

          - регулирование активной и реактивной мощности с целью поддержания установленных нормативов качества ЭЭ, предотвращения и устранения перегрузок элементов сети;

         - поддержание необходимых резервов активной мощности;

предотвращение развития аварийных нарушений и восстановление нормального режима работы с помощью средств противоаварийной автоматики;

         - автоматическое и оперативное обслуживание субъектов ОРЭМ технологической информацией, необходимой для эффективного функционирования конкурентного ОРЭМ.

         Оперативно-коммерческое управление включает следующие виды услуг:

          - формирование контрактов (соглашений);

          - технологическое обеспечение рыночных отношений;

          - реализация контрактов (соглашений);

          - учет поставленной (полученной) ЭЭ и мощности;

-         формирование счетов, контроль за их оплатой.

 

          1.2 Структура диспетчерского управления

После децентрализации в энергетике Казахстана произошли определенные изменения в организационной структуре диспетчерского управления. На рисунке 1 представлена блок-схема этой структуры. Из этой структуры можно сделать вывод, что диспетчерско-технологическое управление осуществляется со следующих диспетчерских центров (ДЦ):

       - национального ДЦ системный оператор КЕГОК (НДЦ СО КЕГОК);

       - региональных ДЦ филиалов КЕГОК (РДЦ филиалов КЕГОК);

       - ДЦ распределительных энергокомпаний (РЭК), владеющих сетями

10 кВ и ниже;

       - ДЦ мелких РЭК, выполняющих функции распределения электроэнергии через сети 6-10 кВ.

       В такой структуре функции диспетчерско-технологического и оперативно-коммерческого управления осуществляется с одного ДЦ. Однако могут существовать и ДЦ, выполняющие только функции оперативно-коммерческого управления.

 

 

 

Рисунок 1-  Организационная структура диспетчерского управления в ЕЭС Казахстана. Пунктиром обозначены вариантные связи

 

        1.3 Виды оперативной подчиненности

Термин диспетчерское управление  означает вид оперативного подчинения, когда операции с тем или иным оборудованием ЭЭС (электроэнергетичес-кой системы) проводятся только по распоряжению соответствующего диспетчера(старшего дежурного персонала), в управлении которого это оборудование находится. В оперативном управлении диспетчера находится оборудование, операции с которым требуют координации действий подчиненного оперативного персонала, или согласованных изменений в релейной защите и автоматике.

         Термин диспетчерское ведение означает вид оперативной подчиненности, если операции с тем или иным оборудованием ЭЭС выполняются с ведома (по разрешению) соответствующего диспетчера, в чьем ведении это оборудование находится.

         Каждый элемент ЭЭС может находиться в управлении оперативного руководителя одной ступени, а также в ведении нескольких оперативных руководителей одной или разных ступеней управления. Ежегодно утверждаются списки оборудования, находящегося в оперативном управлении и ведении. При вводе нового оборудования эти списки корректируются.

 

         1.4 Режимы энергообъединения (ЭО)

Нормальным называется режим работы, при котором обеспечивается выпол-нение установленных требований по надежности электроснабжения и качес-тву электроэнергии.

Экономичный нормальный режим работы, когда минимизированы затраты на производство, передачу и распределение электроэнергии, называется оптимальным.

Режим, в который ЭО перешло вынужденно из нормального и существова-ние которого должно быть ограничено, т.к. один или несколько параметров имеют значения, допустимые лишь в течение небольших промежутков времени, называется утяжеленным.

Режим, в котором один или несколько параметров имеют значения, недо-пустимые даже кратковременно, называется аварийным.

Режим, в который ЭО переходит из аварийного (обычно под действием РЗА), называется послеаварийным. Этот режим может быть нормальным или утяжеленным.

 

          1.5 Задачи управления

         Сложность задачи диспетчерского управления обусловливает необходи-мость разделения (декомпозиции) этой комплексной задачи на ряд более простых взаимосвязанных, решаемых на всех ступенях системы диспет-черского управления. Декомпозиция во временном аспекте заключается в разделении общей задачи, решаемой на всех ступенях территориальной иерархии, на задачи, относящиеся к четырем уровням временной иерархии управления:

        - долгосрочное планирование режимов на месяц, год;

        - краткосрочное планирование режимов на сутки, неделю;

        - оперативное управление текущими режимами, осуществляемое оперативным персоналом;

        - автоматическое управление нормальными и аварийными  режимами по ходу технологического процесса.

На высшем уровне временной иерархии управления осуществляются следующие задачи долгосрочного планирования:

        - прогнозирование потребления э/э и характерных графиков нагрузки ;

        - разработка балансов мощности и ЭЭ;

        - разработка схем и режимов для характерных периодов года(осенне-зимний максимум, период паводка и др.), а также в связи с вводом новых объектов сети;

        - проведения капитальных ремонтов электроэнергетического оборудования;

        - решения вопросов повышения надежности функционирования сети, совершенствования средств   управления;

        - разработка диспетчерских инструкций.

         Краткосрочный уровень планирования – это недельное и суточное планирование.   

         Суточное планирование режима осуществляется обычно на сутки вперед в понедельник-четверг и в пятницу на субботу-понедельник, в праздничные периоды – в последний предпраздничный день на праздничный период плюс первый рабочий день после праздника. Под режимом понимается график перетоков по ВЛ, нагрузок электростанций, потребления э/э субъектами энергорынка, напряжения в контрольных точках, настройки ПА  при определенном состоянии схемы электроэнергетической сети с учетом запланированного графика ремонтов и вероятностной оценки аварийных отказов.

        Оперативное управление в нормальных условиях  (ведение текущего режима оперативным персоналом) осуществляется согласно суточным планам-графикам. При отклонениях от плана осуществляется корректировка режима.

        Она может быть вызвана:

        - отклонением фактического графика потребления от запланированного, что требует изменения графика генерации на электростанциях;

        - уменьшением плановой генерации электростанций в связи с аварийным отключением оборудования;

       - изменением фактической ремонтной площадки (в сторону увеличения или уменьшения).

        Каждый уровень диспетчерского управления в соответствии со своими правами и обязанностями осуществляет управляющие воздействия по ликвидации возникших небалансов генерации и потребления, не допуская создания аварийных ситуаций.

Выполняя свои функции по ведению нормального режима, дежурный персонал всех уровней управления проводит оперативные переключения (предусмотренные планом или внеплановые, необходимость в которых возникла в процессе управления), изменяя схему электрических сетей и энергообъектов, а также состав включенного оборудования электростанций и сетей (вывод в ремонт или из ремонта, в резерв или из резерва).

         На каждой ступени системы оперативно-диспетчерского управления   производится сбор, обработка и документирование оперативной информации.

        Низший временной уровень - уровень автоматического управления, осуществляемый централизованными и местными (децентрализованными) системами и устройствами автоматического регулирования режима и устройствами РЗ и ПА. Состояние и настройка их контролируется опера-тивным персоналом и при необходимости изменяется.

 

         Лекция 2. Функции диспетчерского управления в нормальном режиме

          Содержание лекции: изучение содержания функций управления на уровнях диспетчерского управления

          Цель лекции: изучить содержание функций управления на уровнях диспетчерского управления.

Каждому уровню оперативного управления присущи определенные функции.

 

        2.1 Оперативный персонал НДЦ СО при ведении нормального режима (укрупнено):

        - осуществляет оперативное руководство реализацией суточного плана-графика, при необходимости изменяет его в целях обеспечения требований надежности и качества э/э;

       - контролирует схему и перетоки в основной сети ЕЭС (межсистемные и наиболее важные внутренние транзитные линии);

       - регулирует режим ЕЭС, управляя через РДЦ работой отдельных крупных ЭС национального  значения и энергосистем;

       - контролирует положение с энергобалансом, значений необходимого горячего резерва;

       - контролирует реализацию планового графика ремонтов

электрооборудования, находящегося в ведении НДЦ СО.

 

       2.2 Оперативный персонал РДЦ филиалов КЕГОК в нормальном режиме:

       - оперативно управляет работой сетей и ЭС(электростанций) в соответствии с планом-графиком работы  региональных сетей и распоряжениями диспетчера НДЦ;

       - обеспечивает выполнение заданных перетоков мощности по связям со смежными сетями (и корректировкой, выдаваемой диспетчером НДЦ);

       - контролирует выполнение суточного графика  работы субъектов   энергорынка региона: генерацию электростанций, потребление прямых потребителей (заключивших договор на поставку э/э непосредственно из сети КЕГОК) ;

       -  принимает  необходимые меры по балансировке режима потребления-генерации,   корректировке суточного графика работы субъектов региона, взаимодействуя с диспетчером НДЦ СО в установленном порядке;

       - осуществляет непрерывный контроль за соблюдением энергоисточниками и субъектами энергорынка суточного графика нагрузки, выполнения сальдо-перетоков мощности и электроэнергии и требует его соблюдение;

       - дает распоряжения и разрешения на пуск и останов оборудования электростанций, находящихся  в оперативном ведении  диспетчера РДЦ;

       - контролирует состояние оборудования  подстанций и электростанций;

       - поддерживает наиболее надежную схему региона, следит за эксплуатационной схемой региональных и межрегиональных связей  энергообъектов, находящихся в управлении или ведении диспетчера РДЦ;

       - осуществляет оперативный контроль за состоянием (отключены, включены) устройств релейной защиты и автоматики на ВЛ-500-220-110кВ, устройств режимной и противоаварийной автоматики, находящихся в оперативном управлении и ведении диспетчера РДЦ;

       - непосредственно руководит производством оперативных переключений на линиях, устройствах релейной защиты и ПА, находящихся в оперативном управлении диспетчера РДЦ;

       - создает режим работы и разрешает производство оперативных переключений на линиях, оборудовании, устройствах релейной защиты и ПА, находящихся в оперативном ведении диспетчера РДЦ;

       - разрешает допуск бригад на производство работ по разрешенным заявкам на ремонт электроэнергетического оборудования и контролирует ход ремонта;

       - ведет контроль за уровнем напряжения и поддерживает допустимые уровни напряжения в контрольных точках региона;

       - при раздельной работе энергорайона осуществляет регулирование частоты;

        - при аварийной перегрузке линий электропередачи дает распоряжения на ограничение потребителей (загрузку/разгрузку электростанций), учитывая и используя резервы мощности ПУЛ РЭМ для его участников;

       - при потере мощности в регионе дает оперативные распоряжения о вводе ограничений потребителей, руководствуясь указаниями диспетчера НДЦ СО и правами участника ПУЛ РЭМ;

       - при ведении режима региона использует ОИК, средства  СДТУ и АСДУ;

       - осуществляет оперативное руководство испытаниями оборудования регионального значения, а также включением нового оборудования основной сети;

       - предотвращает технологические нарушения режима работы региона и обеспечивает их быстрейшую локализацию и ликвидацию, предпринимая все меры по предотвращению и ликвидации технологического нарушения;

       - руководит ликвидацией аварий, нарушающих режим работы региона, действуя согласно инструкций по ликвидации аварий в электрической части энергосистем;

       - в необходимых случаях оказывает помощь подчиненному оперативному персоналу при ликвидации аварий на оборудовании и ВЛ находящихся в их оперативном управлении;

        - ведет запись всего хода ликвидации аварии. О возникших авариях немедленно сообщает  по регламенту согласно  утвержденного «Списка лиц …»;

         - тщательно записывает (в сжатой и ясной форме) в оперативном журнале отдаваемые распоряжения и их выполнение, случаи нарушения нормального режима работы энергорегиона, оперативные сообщения  подчиненного оперативного персонала;

         - предоставляет дежурным диспетчерам НДЦ СО сведения по кругу вопросов, находящихся в их оперативном управлении (ведении);

         - дает информацию (по запросу вышестоящих организаций) о работе энергосистемы строго по кругу вопросов, находящихся в компетенции оперативного персонала;

         - своевременно передает  оперативные сообщения и донесения в НДЦ СО согласно регламенту;

         - обо всех изменениях режимов генерации-потребления, ухудшающих баланс мощности и энергии в регионе и приводящих к необходимости ввода ограничений потребителей (ввода АОПМ), сообщает руководству  филиала МЭС и  РДЦ;

         - сообщает начальнику СРЗЭ или его заместителям о всех случаях работы РЗА и ПА, об отказах в работе и выводе из работы из-за неисправностей устройств РЗА и ПА.

 

        2.3 Оперативный персонал РЭК

        - оперативно управляет работой сетей  в соответствии с планом-графиком работы  и распоряжениями диспетчера РДЦ;

        - обеспечивает выполнение заданных перетоков мощности по связям со смежными сетями (и корректировкой, выдаваемой диспетчером РДЦ);             -  

        - контролирует выполнение суточного графика  работы субъектов   энергорынка региона;

        -  принимает  необходимые меры по корректировке суточного графика работы субъектов региона, взаимодействуя с диспетчером НДЦ СО в установленном порядке;

        - осуществляет непрерывный контроль за соблюдением энергоисточниками и субъектами энергорынка суточного графика нагрузки, выполнения сальдо перетоков мощности и электроэнергии и требует его соблюдения;

       - контролирует состояние оборудования  подстанций ;

       - поддерживает наиболее надежную схему региона, следит за эксплуата-ционной схемой сетей;

       - осуществляет оперативный контроль за состоянием (отключены, включены) устройств релейной защиты и автоматики 110-35 -10 кВ, находящихся в его оперативном управлении и ведении ;

       - непосредственно руководит производством оперативных переключений на линиях, устройствах релейной защиты и ПА, находящихся в его оперативном управлении;

       - создает режим работы и разрешает производство оперативных переключений на линиях, оборудовании, устройствах релейной защиты и ПА, находящихся в его оперативном ведении ;

       - осуществляет допуск бригад на производство работ по разрешенным заявкам на ремонт электроэнергетического оборудования и контролирует ход ремонта;

       - ведет контроль за уровнем напряжения и поддерживает допустимые уровни напряжения в контрольных точках региона;

       - при раздельной работе энергорегиона осуществляет регулирование частоты (если имеются хотя бы небольшие электростанции);

       - при аварийной перегрузке линий электропередачи дает распоряжения на ограничение потребителей;

       - при потере мощности в регионе дает оперативные распоряжения о вводе ограничений потребителей, руководствуясь указаниями диспетчера РДЦ и  правами потребителя;

      - при ведении режима региона использует ОИК, средства  СДТУ и АСДУ;

       - осуществляет оперативное руководство испытаниями оборудования регионального значения, а также включением нового оборудования основной сети;

       - предотвращает технологические нарушения режима работы региона и обеспечивает их быстрейшую локализацию и ликвидацию, предпринимая все меры по предотвращению и ликвидации технологического нарушения;

       - руководит ликвидацией аварий, нарушающих режим работы региона, действуя согласно инструкции по ликвидации аварий в электрической части энергосистем;

       - в необходимых случаях оказывает помощь подчиненному оперативному персоналу при ликвидации аварий на оборудовании и ВЛ, находящихся в их оперативном управлении;

       - ведет запись всего хода ликвидации аварии. О возникших авариях немедленно сообщает  по регламенту согласно  утвержденного «Списка лиц …»;

       - тщательно записывает (в сжатой и ясной форме) в оперативном журнале отдаваемые распоряжения и их выполнение, случаи нарушения нормального режима работы энергорегиона, оперативные сообщения  подчиненного оперативного персонала;

       - предоставляет дежурным диспетчерам РДЦ сведения по кругу вопросов, находящихся в их оперативном управлении (ведении);

       - дает информацию (по запросу вышестоящих организаций) о работе энергосистемы строго по кругу вопросов, находящихся в компетенции оперативного персонала;

       - своевременно передает  оперативные сообщения и донесения в РДЦ  согласно регламенту;

       - обо всех изменениях режимов потребления, приводящих к изменению запланированного графика потребления из сети КЕГОК, сообщает диспетчеру РДЦ;

        - сообщает начальнику СРЗЭ или его заместителям о всех случаях работы РЗА, об отказах в работе и выводе из работы из-за неисправностей устройств РЗА.

 

       2.4 Оперативный персонал промышленного предприятия, обслуживающий электросетевое хозяйство :

       - оперативно управляет работой сетей предприятия в соответствии с планом-графиком работы  и распоряжениями вышестоящего диспетчера РЭК;

       - обеспечивает выполнение заданного графика потребления активной и реактивной мощности по связям с РЭК;

       - контролирует выполнение суточного графика  поцехового (или подведом-ственными предприятиями) потребления;

       - контролирует состояние оборудования  подстанций ;

       - поддерживает наиболее надежную схему ведомственных сетей;

        - осуществляет оперативный контроль за состоянием (отключены, включены) устройств релейной защиты и автоматики 110-35 -10 кВ, находящихся в его оперативном управлении и ведении ;

       - непосредственно руководит производством оперативных переключений на линиях, устройствах релейной защиты и ПА, находящихся в его оперативном управлении;

       - создает режим работы и разрешает производство оперативных переключений на линиях, оборудовании, устройствах релейной защиты и ПА, находящихся в его оперативном управлении;

       - выдает наряды на производство работ по разрешенным заявкам на ремонт электроэнергетического оборудования и контролирует ход ремонта;

      - ведет контроль за уровнем потребления реактивной мощности;

 

       - при аварийной перегрузке линий электропередачи дает распоряжения на ограничение потребителей;

      - при ведении режима использует АСУЭ;

       - осуществляет оперативное руководство испытаниями ведомственного электрооборудования, а также включением нового оборудования ;

       - предотвращает технологические нарушения режима работы ведомственных электроустановок и обеспечивает их быстрейшую локализацию и ликвидацию, предпринимая все меры по предотвращению и ликвидации технологического нарушения;

        - руководит ликвидацией аварий, нарушающих режим работы ведомственных электроустановок, действуя согласно инструкции по ликвидации аварий в электрической части;

       - ведет запись всего хода ликвидации аварии. О возникших авариях немедленно сообщает  по регламенту согласно  утвержденного «Списка лиц …»;

       - тщательно записывает (в сжатой и ясной форме) в оперативном журнале отдаваемые распоряжения и их выполнение, случаи нарушения нормального режима работы ведомственных электроустановок;

       - предоставляет дежурным диспетчерам РЭК сведения по кругу вопросов, находящихся в их оперативном управлении (ведении);

       - дает информацию (по запросу вышестоящих организаций) о работе ведомственных электроустановок строго по кругу вопросов, находящихся в компетенции оперативного персонала;

       - своевременно передает  оперативные сообщения и донесения в ДП РЭК согласно регламенту;

       - обо всех изменениях режимов потребления, приводящих к изменению запланированного графика потребления из сети РЭК и договорам на поставку э/э, сообщает диспетчеру РЭК;

       - сообщает начальнику СРЗЭ или его заместителям о всех случаях работы РЗА, об отказах в работе и выводе из работы из-за неисправностей устройств РЗА.

 

        Лекция 3. Диспетчерское управление в аварийных режимах

 

       Содержание лекции: изучаются основные виды аварийных нарушений  в электрических сетях и действия оперативного персонала на примерах некоторых аварий.

       Цель лекции: на основании изучения основных видов аварийного нарушения режима работы электрической сети и методов их устранения определить необходимую исходную информацию, используемую для выявления и устранения аварийного нарушения.

       3.1 Виды аварийных нарушений

       Выделяют следующие виды аварийных нарушений работы ЭС, для которых предписываются в инструкциях оперативному персоналу определенные функции управления:

       -  предотвращение и ликвидация аварийных нарушений из-за понижения  частоты;

       -  предотвращение и ликвидация аварийных нарушений из-за повышения частоты;

       - предотвращение нарушения устойчивости при снижении напряжения в основных  узловых точках;

       -  ликвидация нарушений режима, связанных с повышением   напряжения;          

       - предотвращение и ликвидация аварийных нарушений, связанных с перегрузкой межрегиональных и региональных связей;                                                            

       -  ликвидация асинхронного режима и синхронных качаний в отдельных регионах;                                                                                                                           

       -  ликвидация аварийных нарушений, связанных с разделением ЕЭС Казахстана;

       -   включение линий электропередачи 110-220-500кВ при их отключении;

       -   предотвращение и ликвидация аварийных нарушений при потере

значительной части  генерирующей мощности;                                                             

       -   предотвращение и ликвидация аварийных нарушений в сложных

погодных   условиях;                                                                                                        

       -   диспетчерское управление при неисправностях и отказах устройств ПА (ВЧТО, АНКА-АВПА, ESB, АКПА), РЗА, телемеханики и связи;                                                                       

       -   ликвидация аварий в главной схеме подстанций;

       -  ликвидация аварий с силовыми  трансформаторами (автотрансформато-рами);                              

       -  ликвидация обесточивания главных шин;                                                                                           

       -   действия оперативного персонала при повреждении выключателей и разъединителей;

       -   действия оперативного персонала при повреждении измерительных трансформаторов;                                                               

       -  отыскание  замыканий на землю в сети постоянного тока;                                             

       -  ликвидация аварии в схеме собственных нужд подстанций;

       - ликвидация технологических нарушений при нарушении связи между вышестоящим и   подчиненным оперативным персоналам.

Для описания действий персонала при ликвидации аварийного нарушения для каждого вида нарушения составляется инструкция, которая включает:

       - нормативное состояние контролируемых параметров для данного вида нарушения;

       - информация, на основании которой диспетчер определяет наступление данного аварийного нарушения;

       - функции оперативного персонала по ликвидации аварийного нарушения.

       Ниже, в качестве примера, рассмотрена инструкция по ликвидации аварийного нарушения, вызванного понижением частоты.

 

       3.2 Предотвращение и ликвидация аварийных нарушений из-за понижения частоты 

 

       3.2.1 Нормативное состояние контролируемых параметров

       Частота в ЕЭС Казахстана должна поддерживаться в пределах установлен-ных ГОСТ и директивными документами.

Согласно ГОСТ-у 24278-89, допустимое отклонение частоты: нормальное +/- 0.2 Гц, максимальное +/- 0.4 Гц.

Основой поддержания нормативной частоты является строгое соблюдение баланса генерации и потребления электроэнергии субъектами оптового рынка в соответствии с договорами на поставку электроэнергии и мощности. Каждый субъект энергорынка выполняет заданный суточный график сальдо перетоков мощности с коррекцией по частоте.

Работа с частотой:

- ниже 49,0 Гц  в течение 1 часа и более, вызванная аварийным отключением генерирующих источников или линий электропередачи, является аварией;

       -ниже 49,0 Гц продолжительностью от 30минут до 1 часа, вызванная аварийным отключением генерирующих источников или линий электропередачи, считается  отказом  в      работе 1 степени (РД 20.20.801-00).

 

       3.2.2 Информация, определяющая наступление данного аварийного нарушения

   Информация о понижении частоты поступает на ДП через систему телеметрии от частотомеров, установленных на подстанциях.

 

       3.2.3 Функции оперативного персонала по ликвидации аварийного нарушения

        Мероприятия  по  повышению  частоты должны производиться   за минимально возможное время.

Задержка с подъемом частоты до исходной может привести к стабилизации режима на пониженной частоте с увеличением послеаварийного уровня потребления энергоузлов до контрактного, кратковременно снижающегося при понижении частоты в  соответствии со своими  частотными характеристиками, что может при отсутствии оплаченного резерва мощности вызвать затруднения  в подъеме частоты до нормального уровня из-за отказа потребителей в корректировке своего  потребления по частоте.

 

       3.2.3.1 Оперативный персонал должен  тщательно  следить за перетоками мощности по контролируемым связям,  не  допуская  превышения  перетоков сверх установленных инструкциями максимально допустимых величин.

 

       3.2.3.2 При внезапном снижении частоты в течение нескольких  секунд на 0,1 Гц и более от предшествующего установившегося значения диспетчер  должен  на  основании показаний приборов диспетчерского пункта, опроса подчиненного оперативного персонала или у диспетчера вышестоящего уровня определить причины понижения частоты (снижение генерации, превышение контрактного потребления или сальдо-перетока), выяснить состояние  и режим работы контролируемых связей.

 

       3.2.3.3 При снижении частоты ниже 49.8 Гц и менее для предотвращения дальнейшего снижения частоты при  ожидаемом  росте  нагрузок  диспетчер обязан выяснить причину,  дать распоряжение (по команде диспетчера НДЦ СО)  подчиненному персоналу на мобилизацию имеющихся  резервов мощности (если они имеются в составе РЭК).

Если частота продолжает снижаться, то (по команде  диспетчера НДЦ СО) необходимо:

        -     использовать вращающийся резерв мощности (если они имеются в составе РЭК);

   - отключить потребителей (ввести ограничения), превышающих

заявленный график потребления  (сальдо-переток);

   - ввести ограничение прямых потребителей при снижении нагрузки их договорных энергоисточников или потери с ними электрической связи.

Использовать резерв мощности на электростанциях допускается только на время, необходимое для ввода ограничений потребителей, проводимых для балансирования режима потребления и генерации.

 

        3.2.3.4 После предоставления ограниченным потребителям в установленном порядке резервов мощности от ПУЛ РЭМ отменить ограничения. Отмена ограничений должна быть произведена в случае восстановления исходного (заданного суточным графиком) режима работы энергоисточника (сети).

       3.2.3.5 При согласии потребителей на покупку резервной мощности у других энергоснабжающих организаций и при условии подтверждения заключения договора на  замещение потерянной мощности от энергоснабжающей организации, обратное включение потребителей производить только после набора нагрузки на электростанции, предоставившей дополнительную мощность.

         3.2.3.6 При большой  потере  генерирующей  мощности  и глубоком снижении частоты, если, несмотря на работу АЧР, частота остается ниже 49,0 Гц, диспетчер РЭК по команде диспетчера РДЦ (после исчерпания имеющегося резерва мощности и по команде диспетчера НДЦ СО) должен повысить частоту отключением потребителей.

Отключение производится только тех потребителей, которые заключили договор с энергоснабжающей организацией, виновной в создании недостатка мощности в регионе.

3.2.3.7 Включение потребителей, отключенных от АЧР (если не включались от ЧАПВ), должно производиться только с разрешения диспетчера НДЦ СО по команде диспетчера РДЦ при  условии  обеспечения  уровня  частоты после включения не ниже 49,8 Гц.

3.2.3.8 При  изолированной  работе региона или ее частей действия оперативного  персонала  определяются  в зависимости от сложившейся обстановки, глубины отклонения частоты, состояния и режима работы контролируемых  региональных связей.

 

          Лекция 4. Функция управления – информация

 

Содержание лекции: определение необходимой информации для реализации функций управления. 

Цель лекции: показать, как на этапе разработки  автоматизированных систем управления определяется объем исходной информации при автоматизации определенных функций.

       

       При разработке автоматизированных систем управления диспетчерского управления на этапе определения состава автоматизируемых функций выявляется объем исходной информации, который должен быть собран системой сбора и передачи информации на диспетчерский пункт. Если

данный объем не может быть собран, то автоматизация данной функции должна быть исключена из общего объема автоматизируемых функций или перенесена на более поздний срок после создания требуемых условий по сбору необходимой информации:

       - замене измерительных трансформаторов и счетчиков;

       - замене коммутационных аппаратов;

       - замене устаревших устройств РЗА;

       - установке новых УСПД;

       - созданию системы связи, удовлетворяющей требованиям надежности и

  быстродействия, предъявляемых автоматизируемой функцией управления.

 Описание объема информации, необходимой для автоматизации функций управления, обычно составляется в виде таблицы: в левом столбце приводится наименование автоматизируемой функции, а в правом – необходимая информация, которая должна быть собрана системой сбора и передачи информации. Ниже приведен пример составления такой таблицы для некоторых основных функций управления.

 

     Таблица 1

Функция

Требуемая информация

1Оперативное управление работой сетей и ЭС в соответствии с планом-графиком работы региональных сетей и распоряжениями диспетчера НДЦ

1 Перетоки мощности (ПМ) по ВЛ с 2-х сторон (актив, реактив) с сигнализацией превышения технических пределов.

2 ПМ по опасным сечениям с контролем допустимых пределов.

3 Перетоки энергии (ПЭ) в точках коммерческого учета (ТКУ) с показом сравнения значений план-факт (П-Ф)).

4 Генерация мощности (ГМ) электростанций (актив-реактив) и отдельных мощных энергоблоков.

5 Выдача мощности и энергии электростанциями и отдельными энергоблоками со сравнением план-факт.

6 Потребление электроэнергии и мощности прямыми потребителями со сравнением план-факт.

7 Договорной вращающийся и ожидаемый резерв на электростанциях.

 

  

      Продолжение таблицы 1

Функция

Требуемая информация

 

8 Напряжение на шинах ПС (сигнализация превышения пределов).

9 Частота в контрольных точках.

10 Сигнализация положения (ТС) коммутационных аппаратов (КА).

11 Сигнализация состояния ВЛ (под напряжением, без напряжения, заземлено).

12 Сигнализация изменения состояния эквивалентированного объекта на схеме.

 

2 Разрешение на пуск и останов оборудования электростанций, находящегося  в оперативном ведении  диспетчера РДЦ;

1 Состояние ремонтных заявок из элек-тронной системы обработки ремонтных заявок.

2 п/п1.1., 1.2., 1.3., 1.4., 1.7.

3 Указания по условиям вывода оборудования в ремонт.

3 Оперативный контроль за состоянием (отключены, включены) устройства релейной защиты и автоматики на ВЛ-500-220-110кВ, устройства режимной и противоаварийной автоматики, находя-щихся в оперативном управлении и ведении диспетчера РДЦ;

1 Сигнализация от микропроцессорных РЗА

2 Оперативный электронный журнал РЗА в ОИК АСДУ

3 п/п 1.2. 12. Сигнализация изменения состояния эквивалентированного объекта на схеме.

 

4 Разрешение на производство оперативных переключений на линиях, оборудовании, устройствах релейной защиты и ПА, находящихся в оперативном ведении диспетчера. РДЦ;

п/п  1, 2, 3.

 

 

 

 

   

  Окончание таблицы 1

Функция

Требуемая информация

5 Контроль за уровнем напряжения и поддержание допустимых уровней напряжения в контрольных точках региона;

п/п 1.8 с контролем п/п 1,2, и 3

6 Контроль за уровнем напряжения и поддержание допустимых уровней напряжения в контрольных точках региона;

п/п 1.8 с контролем п/п 1,2, и 3

 

 

         Лекция 5. Основные определения, используемые при обработке информации. Кибернетические системы. Преобразования непрерывных сообщений в дискретные

           Содержание лекции: даются основные определения, используемые при обработке информации, понятие кибернетики как науки об управлении в больших системах,  меры информации.

       Цель лекции: изучить основные определения, используемые при обработке информации, понятие кибернетики как науки об управлении в больших системах,  меры информации и начальные понятия по преобразованию непрерывных сообщений в дискретные.

5.1 Основные определения:

Информационная система – это организационно упорядоченная совокупность документов (массивов документов) и информационных технологий, в том числе с использованием средств вычислительной техники и связи, реализующих информационные процессы.

Информация – это сведения о лицах, предметах, фактах, событиях, явлениях и процессах, независимо от формы их представления.

Документ (документированная информация) – это зафиксированная на материальном носителе информация с реквизитами, позволяющими ее идентифицировать.

Информационные процессы – это процессы сбора, обработки, накопления, хранения, поиска и распространения информации.

Пользователь (потребитель информации)это субъект, обращающийся к ИС или посреднику за получением необходимой ему информации и пользующийся ею.

Данные – это факты или идеи, выраженные в формализованном виде и обеспечивающие возможность их хранения, обработки и передачи.

Знания – это система абстрактных объектов, доступная пониманию конкретного человека или сообщества людей.

Коммуникации – это обмен информацией между объектами естественного и искусственного интеллекта.

5.2 Техническая и экономическая кибернетика

Кибернетика – это наука об общих законах управления в природе, обществе, живых организмах и машинах. Этой науке около 50 лет и основные принципы ее были сформулированы Винером. Кибернетика принимает сложность, общность, взаимосвязи процессов и явлений как неотъемлемую черту исследуемых объектов. Для любых комплексов объектов, рассматриваемых как кибернетические системы, в качестве инструментов исследования используются такие понятия, как: цель, самоорганизация, гомеостаз.

Кибернетика рассматривает поведение систем во взаимодействии с другими системами, составляющими их среду. Коренными понятиями кибернетики являются: система и информация.Причем кибернетические системы рассматриваются как системы управления, процессы управления, как процессы переработки информации, а обеспечивающие их средства выступают как коммуникации.

5.2.1 Кибернетическая системаэто система, в отношении которой принято допущение об относительной изолированности в информационном отношении и абсолютной проницаемости в материально-аналитическом отношении. Это предполагает, что количество информации в этой системе, конечно, что всякое поступление информации в систему (информационный вход) и поступление информации из системы в среду (информационный выход), контролируемы и наблюдаемы. Материальные и энергетические потоки рассматриваются в качестве носителей информации.

5.2.2 Управление – это функция системы, ориентированная либо на сохранение ее основного качества (совокупности свойств, утеря которых влечет к разрушению системы) в условиях изменения среды, либо на выполнение некоторой программы, которая должна обеспечивать устойчивость функционирования, гомеостаз, достижение определенной цели. Система, в которой реализуются функции управления, называется системой управления. В ней выделяют две подсистемы:

1)     Управляющая подсистема – осуществляет функции управления.

          2)Управляемая подсистема – формирует цели управления.

Рисунок 2-  Структурная схема системы управления

E – внешняя среда системы управления, dканал передачи информации о состоянии объекта управления,    fканал передачи управляющей информации, aвоздействие среды на объект управления, bвыход объекта управления.

          Между управляющей (1) и управляемой (2) системами необходимы каналы связи. По каналу связи, ведущему от (2) к (1), передается информация о состоянии (2), информацию о значениях существенных элементов объекта управления. По каналу от (1) к (2) передается управляющая информация (управляющее воздействие). Таким образом, (1) и (2) связаны между собой обратной связью. В некоторых системах канал связи для передачи информации о состоянии объекта управления отсут-ствует, то есть имеется прямая связь. Такие системы управления весьма ограниченны по возможностям и отличаются низкой надежностью. Состояние объекта управления в какой-либо момент времени зависит от его предшествующего состояния, воздействия среды и управляющих воздействий. Состояние управляющей системы зависит от состояния объекта управления и собственных предшествующих состояний. Важной отличительной особенностью сознательно управляемых социальных и экономических систем является обязательное наличие посредника в связях d и f, то есть отсутствие автоматизма их функционирования. В некоторых случаях представленной схемы недостаточно для описания некоторых систем регулирования техники, поведения высших животных, для описания систем управления социальными и экономическими процессами. На схеме с выделенными элементами управляющая система не только регистрирует состояние объекта управления, но и наблюдает за изменениями состояния среды. Таким образом, управляющая система осуществляет упреждающее определение состояния объекта управления с целью заблаговременного принятия соответствующих мер. Совокупность управляющих воздействий, распределенных во времени и соответствующих какой-либо информации о состоянии объекта или среды называется управляющим решением. Всякое управляющее решение предполагает уменьшение разнообразия (энтропии) объекта управления. Если все процедуры при обработке информации о состояниях объекта управления и среды в управляющее решение могут быть формализовано описаны, то такое описание называется алгоритмом управления.

         Система – это множество, на котором реализуется заранее данное отношение r с фиксированными свойствами p. Система – это совокупность элементов, находящихся во взаимодействии.

         Большая система – это система, превосходящая в каком-либо аспекте, важном для достижения цели наблюдателя, его собственные возможности. При этом один и тот же материальный объект в зависимости от целей наблюдателя и средств, имеющихся в его распоряжении может приводить или не приводить к большой системе. Физические размеры объекта не являются существенными. Важным качеством больших систем является эмержентность – наличие порождаемых свойств, специфичных именно для системы и не выводимых из известных свойств ее элементов и способов их соединения. Эмержентность большой системы не дает возможности ограничиться изучением ее элементов и связей между ними, а предполагает целостный анализ большой сложной системы.

         5.3 Мера информации

 Первая попытка ввести меру информации была сделана в 1927 г. Р.Хартли(Англия). Естественным требованием, предъявляемым к инфор-мационной мере, должно быть требование аддитивности: в двух ячейках должно быть в два раза больше информации, чем в одной.

                                           С = log m                                                             (1)

где m –число различных состояний системы.

Такая мера удовлетворяет требованию аддитивности. Емкость устройства, состоящего из n ячеек, имеющего

                                                q = mn                                                                    (2)

 состояний, равна емкости одной ячейки, умноженной на число ячеек:

                                               C = log mn = n log m                                            (3)

За единицу измерения информационной емкости принята двоичная единица, сокращенно bit.

                                                C = log 216 = 4 бит,                                             (4)

эквивалентно емкости 4 двоичных ячеек.

Дальнейшее развитие теории информации шло в направлении учета статистических характеристик. Если от источника информации по каналу связи передается сообщение о событии, априорная вероятность которого на передающей стороне Р1, то после приема сообщения апостериорная веро-ятность этого события для приемника(получателя) информации равна Р2.

 Прирост количества информации с учетом логарифмической меры

                             D I = log (Р2 Р1 ) = log  Р2 – log  Р1 .                      (5)

Для идеального канала связи без помех и искажений

                             D I =   – log  Р1  .                                                       (6)

Чем меньше вероятность Р1 , тем больше неопределенность исхода, т.е. тем большее количество информации содержится в принятом сообщении.

Т.к. Р1 находится в пределах  0 <  Р1 <  1 , следовательно,   D I всегда положительная величина. Чем реже бывает включен объект, т.е чем меньше   Р1 (объект включен), тем больший прирост информации получаем при вклю-чении объекта. В пределе при  Р1 =0

                        D I =   lim(– log  Р1  ) = бесконечности .                        (7)

Сигнал о том, что двухпозиционный объект при этом выключен, приносит малое количество информации, так как вероятность выключения будет равна 1 - Р1 , а при Р1 стремящейся к нулю,        

                            D I =   lim[– log  (1 - Р1)] = 0.                                      (8)

Cледовательно, при Р1 стремящейся к нулю, сигнал о том, что объект выключен, не несет информации.

 

         5.4 Преобразования непрерывных сообщений в дискретные

 Сигналы разделяются на дискретные и непрерывные как по параметру, так и по времени. Непрерывное сообщение может быть превращено в дискретное. В 1933 г. В.А.Котельниковым сформулирована следующая теорема: «Если функция l(t) не содержит частот выше Fm , Гц, то она полностью определяется своими мгновенными значениями в моменты времени, отстоящие друг от друга на Dt =1/(2 Fm).

 Интервалы  Dt называются интервалами дискретизации. Дискретизацией во времени называется процесс, когда непрерывное сообщение сводится к сигналу в виде последовательности импульсов, амплитуда которых равна значению исходной функции, передаваемой в дискретные моменты времени k Dt, а интервалы между ними Dt =1/(2 Fm).

 

Рисунок 3 - Дискретизация во времени

В отличие от изложенного процесс преобразования непрерывной функции в дискретную по параметру (уровню) носит название квантования по параметру.

 

 

Рисунок 4-  Квантование по параметру и дискретизация по времени

Шагом квантования по параметру называется разность между соседними дискретными значениями функции. Для равномерного квантования шаг квантования  D постоянный:

                                           Dкв = (lmax - lmin)/(q - 1)                   (9)

где q – число шагов квантования.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


 Рисунок 5 - Одновременная дискретизация по параметру и во времени и разностно-дискретная модуляция(РДМ).

При РДМ передаются только приращения параметра на постоянный шаг квантования, т.е. на +1 или -1, в зависимости от полярности приращения в моменты, когда параметр изменился на шаг квантования. Если параметр не изменяется на шаг квантования, то импульсы не передаются.

 

        Лекция 6. Каналы связи. Преобразования сигналов.

                          Коды и  кодирование

 

        Содержание лекции: изучаются виды каналов связи в энергетике, методы преобразования сигналов при передаче их по каналам связи, коды и кодирование.

        Цель лекции: изучить методы преобразования сигналов при передаче их по каналам связи, способы их кодирования.

        6.1 Каналы связи

        Каналом связи называется совокупность технических средств и тракта (среды, кабеля, проводной линии) для передачи сообщений на расстояние.

Число одинаковых каналов связи, размещаемых в линии связи,

                         Nk = K Dfл.с. / D fк.с. ,                         (10)

где Dfл.с. – полоса пропускания линии связи;

      D fк.с.  полоса пропускания канала связи ;

             K  - коэффициент, учитывающий полосу затухания фильтров при 

               частотном разделении каналов или защитные интервалы по време-

               ни при временном разделении каналов.

  В системах с кодовым разделением каналов коэффициент К учитывает также 

  статистику сообщений.

  По назначению каналы связи разделяются на телефонные, телеграфные, 

  телевизионные и т.д.

  По характеру эксплуатации каналы связи разделяются на выделенные и 

  коммутируемые.

         В энергетике применяются  каналы связи:

         - акустические с воздушной средой (10 Гц – 10 МГц;

         - электрические (проводные) :  воздушные (0 – 200 кГц), на  симметричном кабеле (0 – 1 МГц),  коаксиальном  кабеле(0 – 15 МГц), высокочастотные по кабелям и ВЛ(0 -1000 кГц);                             

       - радио (беспроводная) : радиосвязи (10 кГц – 3.106 МГц),  радиорелейная (30 МГц – 3.104 МГц);

       - космическая (30 МГц – 3.104 МГц);

       - оптическая : оптическая с открытой средой (0,3Гц – 1.1015 Гц), волоконно-оптическая - (0,3Гц – 0,8.1015 Гц).

       6.2 Преобразования сигналов

       Процесс автоматического преобразования сообщения в сигнал происходит в передатчике, который включает в себя одну или несколько из следующих операций: преобразование, кодирование, модуляцию. Преобразование используется для смены носителя информации или самой передаваемой функции по определенному закону, обеспечивающему однозначное соот-ветствие между выходной функцией преобразователя и входной.

Линейное преобразование используется обычно для преобразования неэлектрических величин(скорости, давления, уровня, расхода и т.п.) в электрические. Нелинейное преобразование применяется в дискретных системах, при котором исходная функция заменяется другой, обычно дискретизированной, квантованной  по уровню.

       Кодированием в широком смысле слова называют любое преобразование сообщения в определенный сигнал путем установления между ними однозначного соответствия. Кодирование может включать в себя процессы преобразования, дискретизации, модуляции и кодирования в узком смысле слова. Обратная операция называется декодированием.

       Модуляцией называется процесс управления одним из параметров переносчика информации, например, значением постоянного тока, частоты, амплитуды, фазы синусоидального или импульсного тока, акустической, электромагнитной или другой волны под воздействием передаваемого сигнала (моделирующей функции времени).

       Переносчиком информации является модулируемая функция времени.

Обычно применяют линейную модуляцию, при этом зависимость между значением воздействия и значением модулирующего параметра выбирается линейной. Модуляция в большинстве случаев применяется для переноса спектра частот из области нижних частот в область более высоких частот, при согласовании сигнала с каналом связи по спектру.

Модуляция переменного синусоидального напряжения (переносчика)                  

                                          u(t) = Um sin(wot + fo).                 (11)

Может осуществляться по амплитуде Um, частоте wo  или фазе fo.  Возможна также одновременная модуляция, например, по частоте и амплитуде и т.п.

Выражения для синусоидального напряжения, модулированного норми-рованной функцией l (t) (изменяющейся от -1 до +1) соответственно для амплитудной (АМ), частотной (ЧМ) и фазовой (ФМ) модуляций, имеют вид:

                               - u(t)АМ = Um[1+m l (t) ] sin(wot + fo);                     (12)

                               - u(t)ЧМ = Um sin[(wot + wд[l (t) dt + fo);                     (13)       

                               - u(t)ФМ= Um sin[(wot + fд l (t) + fo]                            (14)

где wд – девиация частоты (диапазон изменения частоты);

      fд – максимальное изменение фазы колебаний;

     m  - глубина модуляции.

 

 

                                      

       Рисунок 6 -  Виды амплитудной и частотной модуляции                           

 

       6.3  Энтропия

       Энтропия Н представляет собой логарифмическую меру беспорядочности состояния  источника сообщений и характеризует среднюю степень неопределенности состояния этого источника. Выражение для среднего количества информации на один символ имеет вид (К.Шеннон):

 

                                           m

                                 H = - S Pi log Pi  , где 1<i< m .                             (15)

                                      i=1

Численно энтропия Н равна количеству информации I.

Пусть источник имеет два состояния: включен и выключен. Обозначим Р1  - вероятность первого события (включен) и Р2 – вероятность второго события (выключен), тогда с учетом того, что

                                                     Р1 + Р2 = 1,                                            (16)

получаем из вышеприведенной формулы К.Шеннона:

                               Н = - [ Р1log Р1 + (1 - Р1) log (1- P1)] .                      (17)

Из формулы следует, что Н = 0, когда Р1=0 или Р1=1, т.е. если объект включен или объект выключен достоверно, то сообщение не несет никакой информации. Если же эти события равновероятны (Р1=0,5 и Р2=0,5), то Н=1.

Если все m различных состояний источника равновероятны, т.е.

                               Pi = 1/ m ,                                                                  (18)

энтропия максимальна и:

                      m

        Hmax = - S 1/ m log 1/ m  = - m (1/ m) log 1/ m   = log  m,                 (19)

                   i=1

задаваясь  Pi = 0 – 1, получаем:

                                   Н = f( Pi ).                                                      (20)

            

       Рисунок 7- Зависимость энтропии от вероятности

       В частном случае при равновероятных сообщениях формулы К.Шеннона           

       и Р.Хартли совпадают.

       Если к входу канала подключен источник сообщений с энтропией на символ, равной емкости канала связи, то источник информационно согласован с каналом.

        6.4 Передача сообщений с шумами                                        

       Пропускной способностью, или емкостью, канала с шумами называется максимальная скорость передачи информации на символ или в единицу времени при условии, что канал связи без шумов согласован с источником информации.

К.Шеннон доказал, что если энтропия источника информации не превышает пропускной способности канала, т.е. Н < C , то существует код, обеспечи-вающий передачу информации через канал с шумами со сколько угодно малой частотой ошибок или сколько угодно малой недостоверностью.

К.Шенноном была определена пропускная способность, или емкость, канала связи при ограниченной средней мощности аналогового сигнала и равномерном спектре сигнала и помехи:

                                       C = Fm log ( 1 + Wc/Wш),                                        (21)

где Fm  - полоса частот канала;

      Wc – средняя мощность сигнала;

      Wш – средняя мощность белого шума (с равномерным спектром ) с нормальным законом распределения амплитуд в полосе частот канала связи.

Следовательно, можно передавать информацию по каналу с помехами без ошибок, если скорость передачи информации R меньше или равна С.

Максимальное количество информации, которое можно передать за время Т равно

                                           V = Fm T h                                                           (22)

где h = log ( Wc/Wш) – мера превышения сигнала над помехой. Величина

V = Fm T h получила название объема сигнала. Один и тот же объем сигнала может быть получен при уменьшении или увеличении одного из параметров путем пропорционального увеличения или уменьшения любого другого пар-метра. Если скорость воспроизведения  в магнитофоне относительно записи увеличивается в К раз, то во столько же раз увеличивается полоса частот и также в К раз уменьшается время воспроизведения при одном и том же неизменном объеме сигнала.

       6.5 Коды и кодирование

        В телемеханике кодированием называется преобразование дискретных сообщений в дискретные сигналы в виде кодовых комбинаций. Все коды разделяются на две большие группы: блочные и непрерывные.

Рассмотрим блочные коды.

Код имеет следующие основные характеристики:

1)     Основание кода m, равное числу отличающихся друг от друга символов в алфавите. В двоичных кодах m = 2.

2)     Длина кодовой комбинации n, называемая также разрядностью кода или длиной слова. Код называется равномерным, если все кодовые комбинации одинаковы по длине. В телеизмерении применяются равномерные коды.

3)     Число кодовых комбинаций N в коде, каждая из которых может передать свое отдельное сообщение. N называется также объемом кода.

Последовательности из n символов разделяются на группы, на приемной стороне декодирование производится также поблочно.

Код удобно представить в виде матрицы KnN, имеющей N строк и n столбцов, где К может принимать значения от 0 до m-1

                                    K11  K21  K31 ….Kn1

                                    K12  K22  K32 ….Kn2

                                    ……………………

                                    K1N  K2N  K3N ….KnN

Каждая строка матрицы представляет собой кодовую комбинацию, и если длина строки постоянная (n = const), то код будет равномерным. Число строк в матрице равно числу кодовых комбинаций N. Код называется полным, если N = m n .Для простейшего число-импульсного кода m=1 , а N = n max , т.е. максимальному числу импульсов (элементов комбинирования).      

       6.7 Коды с обнаружением и исправлением ошибок

       Если в коде используются не все возможные комбинации

                                              M < N

и  помеха может искажать отдельные символы (передаваемые импульсы), то на приемной стороне появляется возможность обнаруживать, а при определенной избыточности исправлять кодовые комбинации. Такие коды получили название помехоустойчивых или корректирующих.

 

       Лекция 7. Помехоустойчивость. Структуры сетей связи

        Содержание лекции: изучаются помехи, искажающие сигнал при передаче и способы их подавления, а также структуры сетей связи, используемые в системах сбора и передачи информации (ССПИ).

        Цель лекции: изучить основные методы подавления помех, искажающих сигнал при передаче информации в реальных ССПИ.

       7.1 Помехи в каналах связи

Если передается аналоговой или дискретный сигнал А(t), то на выходе канала связи в результате воздействия помех может быть принят сигнал, искаженный помехами:                             

                              X(t) = m (t) A(t) + z (t)                                  (23)

где m (t) – мультипликативная помеха; 

       z (t) – аддитивная помеха.

 Аддитивные помехи не зависят от сигнала и вызываются сторонним возмущением поля, с помощью которого передается сигнал по каналу связи (электрическим, электромагнитным, акустическим и др.).

Мультикативные помехи обусловлены сторонним изменением коэффициента передачи канала связи. Источником МП могут быть неудовлетворительно работающие системы АРУ в высокочастотных каналах связи.

По происхождению помехи в канале связи разделяются на две большие группы: атмосферные и индустриальные.

В многоканальных системах связи возникают специфические перекрестные помехи, обусловленные взаимным влиянием каналов из-за несовершенства аппаратуры.

Все помехи, независимо от происхождения, по форме разделяются на импульсные, флуктуационные и в виде периодических или синусоидальных колебаний.

Помеха называется импульсной, если она состоит из коротких импульсов, следующих друг за другом через промежутки времени, при которых нестационарный процесс одного импульса успевает закончиться до появления следующего импульса помехи, т.е. время нестационарного процесса меньше среднего времени между импульсами.

 

       Рисунок 8 - Импульсные помехи

       Флуктуационные помехи в отличие от импульсных имеют форму хаотических непрерывных изменяющихся колебаний. Для флуктуационных помех характерно отсутствие выбросов, отличающихся от среднего больше чем в 3-4 раза, и нестационарный процесс от каждого первичного импульса помех не успевает закончиться, как начинается новый импульс.

 

          

       Рисунок 9 - Флуктуационные помехи

 

       7.2 Помехоустойчивость при передаче дискретных сигналов

       Помехоустойчивостью называется способность системы противостоять вредному воздействию помех.

Методы повышения помехоустойчивости дискретных сигналов разделяются на четыре основных группы: параметрические, основанные на повышении устойчивости элемента сигнала (0,1) путем выбора метода модуляции и коррекции импульсов; основанные на применении избыточных, коррек-тирующих кодов, т.е. кодов, использующих не все возможные комбинации; использующие избыточность передаваемых сообщений (повторение передач. мажоритарные и др.); использующие обратный канал связи.

       7.3 Метод обратного канала

       В системах с информационной обратной связью принятый сигнал запоминается и передается по обратному каналу на передающую сторону. Здесь он сравнивается с первичным сигналом, и при искажении посылается команда стирания искаженного сигнала или подтверждение правильно принятого.

       В системах с решающей обратной связью решение о правильности принятого сигнала вырабатывается на приемной стороне. Для этого используются коды с обнаружением ошибок и по обратному каналу посылается запрос повторения передачи при обнаружении ошибки. Запрос повторяется несколько раз до получения правильной комбинации. Такие системы часто называют системой с переспросом. При мажоритарном способе выявления ошибки квитирование(т.е.подтверждение приема сигнала) осуществляется при совпадении  двух из трех сигналов.                 

       7.4. Структуры сетей

       Рисунок 10 - Структура сетей

а) радиальная; б) магистральная; в) древовидная; г) кустовая с двумя древовидными структурами.

 

       Лекция 8. Измерительные трансформаторы. Контроль мощности и учет электроэнергии

 

       Содержание лекции: изучаются измерительные трансформаторы (ИТ), факторы влияющие на их погрешность и современные многофункцио-нальные счетчики, предоставляющие информацию как для учета электроэнергии, так и для диспетчерского контроля.

        Цель лекции: изучить выбор ИТ и функции современных многофункци-ональных электросчетчиков.

        8.1 Выбор ИТ для учета  электроэнергии

        Выбор ИТ для учета  электроэнергии производится по следующим параметрам:

1. Коэффициент трансформации.

2. Класс точности.

3. Мощность вторичной нагрузки ИТ.

Факторы, определяемые конструкцией ТТ по степени их влияния на погрешности:

а) произведение номинального первичного тока I1H на число первичных витков W1 (первичная МДС F);

 При увеличении первичного номинального тока I1H и числа первичных витков W1 токовая и угловая погрешности уменьшаются. Поэтому при проектировании ТТ стремятся увеличить число первичных витков.

б) материал магнитопровода.

      Применение аморфных и нанокристаллических сплавов для ТТ позволяет добиться  снижения токовой и угловой погрешности.

Внешние факторы, оказывающие наибольшее влияние на погрешности ТТ:

   а) кратность первичного тока Кi;

   б) мощность (сопротивление) вторичной нагрузки ZН;

   в) коэффициент мощности вторичной нагрузки ТТ.

Выбор ТТ по коэффициенту трансформации производится согласно главе 1.5 ПУЭ, «Допускается применение ТТ с завышенным коэффициентом трансформации (по условиям  электродинамической стойкости и термической стойкости или защиты шин), если при максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке ТТ будет составлять не менее 40 % номинального тока счетчика, а при минимальной рабочей нагрузке – не менее 5 %».  

Воздействие токов КЗ на ТТ.

Токи короткого замыкания (КЗ) оказывают следующие воздействия на ТТ:

1. Термическое воздействие на  первичную и вторичные обмотки ТТ.

2. Динамическое воздействие на первичную обмотку ТТ.

3. Намагничивание материала магнитопровода.

        Противоречие

        Для повышения стойкости к токам КЗ необходимо уменьшать количество витков первичной обмотки и увеличивать сечение провода первичной обмотки.

       Для того чтобы получить высокие классы точности ТТ требуется увеличить количество первичных витков, поэтому при уменьшении номинального первичного тока стойкость ТТ к токам КЗ уменьшается.

 

Встроенные и шинные ТТ представляют собой одновитковую конструкцию (первичной обмоткой является высоковольтный ввод или шина), в которой первичная МДС F численно равна первичному току.

         Поэтому в шинных и встроенных  ТТ невозможно добиться высокого класса точности для малых номинальных первичных токов.

Номинальная мощность вторичной нагрузки ТТ определяется как произведение квадрата номинального вторичного тока на сопротивление вторичной нагрузки

                                             S2 = I2Н2  × Z2Н  .                                            (23)                                            Сопротивление вторичной нагрузки ТТ Zскладывается из сопротивления приборов во вторичной цепи ТТ и сопротивления кабеля.

        Погрешности  ТТ классов точности 0,2S и 0,5S не выходят из пределов допускаемой погрешности при мощности вторичной нагрузки менее 25 % номинальной и не требуют применения догрузочных резисторов.   

При использовании ТТ с увеличенной мощностью вторичной нагрузки можно применить кабель меньшего сечения, но соответственно с большим сопротивлением и соответственно с большими потерями в кабеле.

         С точки зрения энергосбережения необходимо избегать применения ТТ с завышенной мощностью вторичной нагрузки

По данным Свердловского трансформаторного завода в узле учета с ТТ на мощность 60 В.А. потери э/э за 25 лет 117000 кВтч., а на мощность 10 В.А. – 39150 кВтч. , т.е. на 77850 кВтч больше.

Выводы:

        1) При выборе ТТ для учета электроэнергии необходимо выбирать  коэффициент трансформации ТТ таким, чтобы при минимальной рабочей нагрузке ток во вторичной цепи ТТ был не менее 1 %  номинального для ТТ классов точности 0,5S и 0,2S и не менее 5 % для ТТ классов точности 0,2; 0,5 и 1;

       2)  Применение встроенных ТТ с завышенным номинальным первичным током позволяет обеспечить высокоточный учет электрической энергии;

        3)  Применение ТТ с большой мощностью вторичной нагрузки должно быть экономически обосновано, иначе однократная экономия на кабеле обернется значительными потерями в  эксплуатации.

        8.2 Выбор ТН

Метрологические характеристики ТН устанавливаются для мощности активно-индуктивной нагрузки при коэффициенте мощности 0,8 в диапазоне     от  0,25 SH(U1/ U)2      до 0,8-1,2 SH(U1/ U)2        

         где SH – номинальная мощность ТН в данном классе

         точности, В·А;

         U1Н – номинальное первичное напряжение ТН, В;

         U1 – значение первичного напряжения, подведенного к ТН, В;

         0,8 – 1,2 номинального для ТН, предназначенных для измерения.

Мощность нагрузки ТН является суммой мощности нагрузки всех обмоток.

При применении ТН для учета и для релейной защиты при однофазном КЗ в сети с изолированной нейтралью погрешности измерительной обмотки ТН выходят из класса точности.

При этом первичное напряжение  ТН выходит из  диапазона, для которого устанавливаются метрологические характеристики согласно ГОСТ 1983-2001.

При симметричном режиме сети на выводах разомкнутого треугольника напряжения нет и дополнительные обмотки не нагружены.

При несимметрии напряжения сети, однофазном КЗ в сети с изолированной нейтралью на выводах разомкнутого треугольника появляется напряжение и каждая из дополнительных обмоток трех ТН нагружается.

С дополнительных обмоток ТН нередко производится питание освещения, подогрева счетчика, модема или других вспомогательных цепей.

В последнее время освоен серийный выпуск ТН с двумя вторичными обмотками для измерений и одной обмоткой для защиты.

У этих ТН при работе постоянно нагружены обе измерительные обмотки.

Поверка ТН с двумя измерительными обмотками должна производиться с включением номинальных нагрузок на обе обмотки.

Выводы:

       1) Для коммерческого учета электроэнергии необходимо применять ТН с номинальной мощностью измерительных обмоток 10 В×А;

       2) При выборе мощности ТН необходимо учитывать, что нагрузка дополнительных обмоток ТН влияет на погрешности измерительной обмотки;

       3) При принятии решения по необходимости догрузки ТН резисторами на месте эксплуатации необходимо учитывать нагрузки  всех обмоток ТН и характер работы ТН.

       8.3 Схемы подключения счетчиков

Для подключения счетчиков в сетях напряжением 1000 В и выше используется схема, изображенная на рисунке 13.

     

       Рисунок 11- Схема подключения счетчика к трехфазной 3- или 4-      

       проводной сети с помощью трех трансформаторов  напряжения и трех     

       трансформаторов тока

 

       Лекция 9. АСДУ как составная часть АСУЭ. Уровни АСУЭ

 

       Содержание лекции: изучается структура автоматизированных систем управления предприятием и ее подсистемы, которые могут рассматриваться как самостоятельные автоматизированные системы управления.

        Цель лекции: изучить принципы построения автоматизированной  системы управления электроснабжением и ее основной системы - АСДУ.

       9.1 Структуры автоматизированных систем управления

Существует понятие АСУП – автоматизированная система управления предприятием. В составе ее различают подсистемы (системы): АСУЭ – автоматизированная система управления электроснабжением  или энергоснабжением (в этом случае подразумевается комплексная автома-тизация процессов обеспечения основных технологических процессов всеми видами энергии: электроэнергией, воздухом, теплом и т.д.) и АСУТП – автоматизированная система управления технологическими процессами (добычей и перекачкой нефти, плавки и проката металла и т.д.). В составе АСУЭ выделяют подсистему (систему) автоматизированного диспетчерского управления электроснабжением (АСДУ) и прочие подсистемы, связанные с процессами управления энергохозяйством предприятия.

Принципы построения АСДУ определяются:

- недопустимостью прекращения поступления на диспетчерский пункт (ДП) информации, требуемой для оперативного управления;

 - возможностями оператора реализовать управляющее воздействие на основе полученной информации (быстро протекающие процессы – автоматические системы), поэтому смена информации на средствах визуальной индикации  обычно не быстрее 5-10 сек. для циклически опрашиваемых параметров (мощность, напряжение, частота, ток). Однако информацию по отключению выключателей, срабатыванию определенных видов РЗА целесообразно выдавать как можно быстрее;

- необходимостью сохранения информации по текущему и аварийному режимам для оперативного анализа, прогнозирования  и ретроспективного анализа (экономического и режимного);

- на объектах, не имеющих дежурного персонала, потребностью дистан-ционного включения (отключения) коммутационных аппаратов, управления  УСПД (устройствами сбора и передачи информации), терминалами РЗА и ПА.

  Различают АСДУ:

-  отдельной подстанции (ПС);

-  диспетчерского центра (ДЦ), соответствующего уровня диспетчерско-технологического управления.

  Как было показано в лекции 1 различают следующие ДЦ:

- национальный ДЦ системный оператор КЕГОК (НДЦ СО КЕГОК);

- региональные ДЦ филиалов КЕГОК (РДЦ филиалов КЕГОК);

- ДЦ распределительных энергокомпаний (РЭК), владеющих сетями 110 кВ и ниже;

- ДЦ мелких РЭК, выполняющих функции распределения электроэнергии через сети 6-10 кВ. и 0,4 кВ.

  С развитием оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) появля-ются ДЦ, занимающиеся только оперативным коммерческим контролем.

  Если промышленное предприятие имеет географически распределенную структуру и собственные корпоративные распределительные электросети, то выход на ДЦ сетей вышестоящего уровня, питающих данные корпоративные сети, осуществляется с ДЦ верхнего уровня диспетчерско-технологического управления корпоративными сетями.

   Различными разработчиками АСУ используются разные понятия уровней АСУ в структуре многоуровневой АСУ.

 Ниже приведен вариант разбиения на такие уровни:

-    верхний в районных диспетчерских центрах (РДЦ) корпоративных элек-

     сетей;

-   средний в операторных насосно-перекачивающих станций (НПС);

-   нижний в непосредственной близости от технологического оборудования.

 

 

Рисунок 12 - Структура уровней управления корпоративными электросетями

 Эллипсами выделены системы сбора информации (ССПИ) среднего уровня и верхнего уровня. В ССПИ среднего уровня входит устройство сбора и передачи информации (УСПД) объекта, осуществляющее сбор информации с уровня подстанции, с объектов технологического управления и прием команд управления с верхнего уровня и система корпоративной сети связи. На среднем уровне может отсутствовать комплекс технических средств автоматизированного рабочего места (АРМ), если данная подстанция необслуживаемая. ССПИ верхнего уровня включает сервер приема-передачи информации и корпоративную сеть связи со средним уровнем и другими уровнями. Сервер приема-передачи может быть выделенным или совмещенным, т.е. выполняющим еще и задачи отображения информации, прикладные программы централизованной обработки и т.д.

 

Рисунок 13 - Структура технических средств АСУЭ на верхнем уровне управления предприятия, имеющего корпоративные электрические сети

 

Рисунок 14 - Средний и нижний уровень АСУЭ

        На рисунке 14 операторная 1 осуществляет функции оперативного технологического управления, а операторная 2 – функции диспетчерского управления нижнего уровня электротехническим оборудованием корпоративной электросети. На вышестоящий уровень осуществляется передача информации для технологического и электротехнического оперативного управления с этого уровня.

    Дальнейшим развитием автоматизированных систем нижнего уровня является создание интегрированных систем, т.е. систем, выполняющих на уровне подстанции сбор и обработку информации разного назначения на один сервер с его резервированием.  На рисунке 15 программно-техническими средствами решается совокупность задач контроля и управления подстанцией в нормальных и аварийных режимах:

- защита силового оборудования в аварийных режимах, возникших на подстанции и вне;

- контроль текущего режима и состояния главной схемы подстанции с отображением на мониторах автоматизированных рабочих мест (АРМ) эксплуатационного персонала и диспетчерском щите;

- управление коммутационными аппаратами в нормальных (оперативное переключение) и аварийных режимах;

- мониторинг технологических режимов и оборудования;

- архивирование информации;

- передача необходимого объёма информации в систему диспетчерского управления (АСДУ);

- интеграция с подсистемами релейной защиты и автоматики (РЗА), и противоаварийной автоматики,

- регистрация аварийных сообщений;

- ведение архивов и генерация отчётов;

- реализация через АРМ инженера-релейщика доступа к устройствам РЗА для дистанционного изменения их уставок, анализа аварийных процессов и работы защит на основе считанных осциллограм, зафиксированных значений электрических величин и информации событий;

- учёт электроэнергии (АСКУЭ);

- контроль качества электроэнергии;

 

 

 

Рисунок 15 - Интегрированная АСУЭ крупной подстанции

- обмен информацией с вышестоящими уровнями автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) в объёме ТУ, ТС, и ТИТ.

 

 

 

        Лекция 10. Сети RS-485. Протоколы передачи информации

 

        Содержание лекции: изучаются сети RS-485, на основе которых осуществляется на уровне подстанции сбор информации от контроллеров РЗА, диагностических систем и многофункциональных электросчетчиков.

        Цель лекции: изучить организацию сетей RS-485, правильное их исполнение и протоколы передачи информации.

       10.1 Интерфейс  RS-485. Текущая версия (не проверялась)

RS-485 — полудуплексный многоточечный последовательный интерфейс передачи данных. Передача данных осуществляется по одной паре проводников с помощью дифференциальных сигналов. Разница напряжений между проводниками одной полярности означает логическую единицу, разница другой полярности — ноль. В стандарте RS-485 для передачи и приёма данных часто используется единственная витая пара проводов.

        1. Стандарт RS-485 оговаривает только электрические характеристики, физический уровень (среду), но не программную платформу.

        Стандарт RS-485 не оговаривает: возможность объединения несимметричных и симметричных цепей, параметры качества сигнала, уровень искажений (%), методы доступа к линии связи, протокол обмена, аппаратную конфигурацию (среда обмена, кабель), типы соединителей, разъёмов, колодок, нумерацию контактов, качество источника питания (стабилизация, пульсация, допуск), отражённость, уровень сигнала (reflect).

10.2 Электрические и временные характеристики интерфейса       RS-485

·  32 приёмопередатчика при многоточечной конфигурации сети (на одном сегменте, максимальная длина линии в пределах одного сегмента сети: 1200 метров).

·  Только один передатчик активный.

·  Максимальное количество узлов в сети — 250 с учётом магистральных усилителей.

·  Характеристика скорость обмена/длина линии связи (зависимость экспоненциальная):

o 62,5 кбит/с 1200 м (одна витая пара);

o 375 кбит/с 300 м (одна витая пара);

o 500 кбит/с ;

o 1000 кбит/с ;

o 2400 кбит/с 100 м (две витых пары);

o 10000 кбит/с 10 м .

Примечание: скорости обмена 62,5 кбит/с, 375 кбит/с, 2400 кбит/с оговорены стандартом RS-485. На скоростях обмена свыше 500 кбит/с рекомендуется использовать экранированные витые пары.

10.3 Сетевые протоколы работающие поверх RS-485

 В энергетике УСПД используют в основном полевые шины, построенные на основе ProfiBus DP и ModBus.

 В сети с протоколом ProfiBusDP центральные контроллеры (программ-мируемые логические контроллеры и PC) связаны с их распределенными полевыми устройствами через высокоскоростную последовательную связь. Большинство передач данных осуществляется циклическим способом.
В качестве ведущего устройства могут использоваться контроллеры. Как ведомые устройства могут использоваться приводы, клапаны или устройства ввода-вывода.

ModBus - коммуникационный протокол, основанный на архитектуре «клиент-сервер». Широко применяется в промышленности для организации связи между электронными устройствами. Может использовать для передачи данных последовательные линии связи RS-485, RS-422, RS-232, а также сети TCP/IP (Modbus TCP).

10.4 RTU фрейм     

В RTU режиме сообщение должно начинаться и заканчиваться интервалом тишины — временем передачи не менее 3.5 символов при данной скорости в сети. Первым полем затем передаётся адрес устройства. Вслед за послед-ним передаваемым символом также следует интервал тишины продолжи-тельностью не менее 3.5 символов. Новое сообщение может начинаться после этого интервала. Фрейм сообщения передаётся непрерывно. Если ин-тервал тишины продолжительностью 1.5 возник во время передачи фрейма, принимающее устройство должно игнорировать этот фрейм как неполный. Таким образом, новое сообщение должно начинаться не раньше 3.5 интер-вала, так как в этом случае устанавливается ошибка.

10.5. Кабель для сетей RS-485.

RS-485 спроектирован как балансная система. это означает, что, помимо земляного, имеется два провода, которые используются для передачи сигнала.

 

 

Рисунок 16 - Балансная система использует, помимо земляного, два провода для передачи данных

 

Система называется балансной, потому что сигнал на одном проводе является идеально точной противоположностью сигнала на втором проводе. Другими словами, если один провод передает высокий уровень, другой провод будет передавать низкий уровень, и наоборот. Несмотря на то, что RS-485 может успешно осуществлять передачу с использованием различных типов передающей среды, он должен использоваться с проводкой, обычно называемой "витая пара". Как следует из ее названия, витая пара - это просто пара проводов, которые имеют равную длину и свиты вместе. Использование передатчика, отвечающего требованиям спецификации RS-485, с кабелем на основе витой пары, уменьшает два главных источника проблем для разработчиков быстродействующих территориально распределенных сетей, а именно: излучаемые электромагнитные помехи и индуцируемые электромагнитные помехи (наводка).

 

 

 

Рисунок 17 - Сигналы на двух проводах балансной системы идеально противоположны

 

Лекция 11. Виды обеспечения АСУ. Создание информационного обеспечения  АСДУ

Содержание лекции: изучаются виды обеспечения АСУ и создание информационного обеспечения. АСДУ.

Цель лекции: изучить основные виды обеспечения АСУ и создание информационного обеспечения АСДУ с использованием специальных редакторов.

11.1 Информационное обеспечение

Информационное обеспечение АСУ – это совокупность всех массивов данных, необходимых для автоматизированного управления производством. Информационное обеспечение АСУ является многоуровневой иерархической системой показателей, определяющих состав объекта (здания, сооружения, оборудование, материалы), данных, характеризующих производственные объекты, а также совокупность производственных показателей, которые образуются путем расчетных операций. Информационное обеспечение осуществляет процедуры накопления и хранения информации, а также ее использование при решении различных задач АСУ. Не менее важное значение имеют вопросы защиты информации от несанкционированных и несогласованных действий пользователей, сбоев оборудования, ошибок  ПО. От организации структуры информационного обеспечения зависят оперативность и достоверность результатов выдаваемых системой, а, следовательно, и эффективность управления в целом.

 

        Таблица 2  - Структура информационного обеспечения

Внемашинное

Внутримашинное

Система классифи-каций и кодирова-ния

Конструк-торская и техноло-гическая докумен-тация

Оператив-ные документы

Методоло-гические, плановые, инструк-тивные материалы

 

Информа-ционные массивы (БД)

Служебные программы

 

 

 

11.2 Техническое обеспечение АСУ

Техническое обеспечение АСУ представляет из себя совокупность средств регистрации, передачи, обработки, отображения информации, используемых для автоматизации процессов управления. Техническая база состоит из взаимодействующих между собой комплексов технических средств (КТС), предназначенных для автоматизации различных процессов управления на тех или иных иерархических уровнях. Основными функциями технических средств является регистрация и сбор информации, размещение информации на машинных носителях, передача информации к месту обработки, обработка и выдача результирующей информации потребителям.

Техническая база АСУ состоит из следующих четырех частей:

1.      Технические средства.

2.      Методические руководящие материалы (общесистемные методики, инструкции, руководящие материалы, нормативно-справочные документы).

3.      Техническая документация:

-            рабочие проекты;

-            эксплуатационные инструкции и ведомости технического обеспечения для конкретного объекта.

4.      Персонал (разрабатывающая группа, обслуживающая группа).

11.3 Математическое обеспечение АСУ

Математическое обеспечение АСУ представляет собой совокупность математических методов и алгоритмов, обеспечивающих построение математических моделей и решение задач автоматизированного управления. Математическое обеспечение можно классифицировать как:

-          средства моделирования процесса управления;

-          методы математического программирования;

-          методы математической статистики;

-          методы математической теории массового обслуживания;

-          типовые функциональные задачи управления.

С точки зрения технологии построения модели и решения задачи управления выделяют следующие этапы:

1.      Разработка экономико-математической модели.

2.      Определение алгоритма решения соответствующей задачи управления на основе математических методов.

3.      Составление схемы математического анализа полученного результата.

11.4 Программное обеспечение АСУ.

Программное обеспечение (ПО) АСУ – это комплекс программ регулярного применения, управляющих работой технических средств и информационной базой в требуемых режимах, реализующих решение функциональных задач, а также осуществляющих взаимодействие человека со всеми вычислительными средствами. В ПО выделяются средства разработки и эксплуатации программ (системы программирования и операционная система), программные средства технического обслуживания, а также прикладные программы, ориентированные на реализацию целевых и функциональных комплексов. Средства программирования обеспечивают восприятие алгоритма или программы решения задачи, сформулированных на удобном для пользователя языке программирования и их автоматическое преобразование в машинную программу, непосредственно обеспечивающую решение конкретной задачи. Примерами операционных систем являются различные версии Windows, UNIX и т.п.     

11.5 Организационное обеспечение АСУ

Организационное обеспечение АСУ включает структуру подразделений, осуществляющих эксплуатацию программно-технического комплекса, штатное расписание этих подразделений и совокупность должностных инструкций персонала этих подразделений.

11.6 Наиболее употребляемые понятия, характеризующие программно-технические комплексы АСДУ

         ОИК – оперативно-информационный комплекс: прием(передача) информации с других уровней(на другие уровни), обработка, отображение, сохранение в базе мгновенных значений и в базе длительного хранения.

         SCADA (Supervisory Control and Data Systems) – то же самое.

         Время срабатывания системы  – среднее время срабатывания системы, в течение которого SCADA успевает обработать предъявленную с нижнего уровня информацию через ССПИ. Обычно поставщик указывает три сценария: установившийся режим, среднее возмущение, крупное возмущение. Обычно среднее время срабатывания характеризуется такими показателями (см. таблицу 3)

 

         Таблица 3 - Среднее время срабатывания в различных сценариях

Действия

Установившийся режим

Среднее возмущение

Крупное возмущение

Выбор показа

макс. 1 сек

макс. 1 сек

макс. 3 сек

Обновление экрана

макс. 2 сек

макс. 2 сек

макс. 2 сек

Выполнение команды

макс. 2 сек

4-6 сек

< 10 сек

 Время цикла ОИК –время цикла опроса на сервере обработки данных, поступающих с УСПД нижнего уровня; при постоянном цикле при увели-чении объема поступающей с нижнего уровня информации в аварийном режиме, часть ее может быть не обработана в 1-2 циклах опроса и не будет выдана на средства отображения и не будет записана в базу мгновенных значений. Обычно в существующих ОИК цикл опроса 5-10 сек.

 

Таблица 4 -  Рестарт системы и переключение

Действие

Время выполнения

Рестарт после полного отключения

< 10 мин.

Переключение из горячего резерва

<  10 сек

Переключение из холодного резерва

<  5 мин.

 

 

      11.7 Редакторы для создания электронного  информационного обеспечения АСУЭ

В современных АСУЭ пользователь при внесении данных в базу данных не работает с утилитами базы данных. Разработчик предоставляет пользователю редакторы собственной разработки, ориентированные на специфику автоматизированной системы оперативного управления электроэнергетическим объектом (системой).

  Существуют редакторы для создания нормативно справочной информации (НСИ), которые позволяют ввести в базу данных значения типа размерности, допустимых пределов изменения, коэффициентов, формул вычисления и т.д. Обычно создается редактором иерархическая структура уровней, позволяющая выйти на конкретную подстанцию и далее на точки контроля на определенном уровне напряжения: 10кВ, 35 кВ, 110 кВ, 220 кВ, 500кВ) для внесения описателей этого параметра или вида оборудования.

  Для создания форм отображения (таблиц; графиков; схем, с нанесенными параметрами, меняющимися в темпе процесса опроса или по заданию и т.д.) пользователю также предоставляется набор редакторов (генераторов отчетов), позволяющих создать требуемую форму с использованием принятых в электроэнергетике символьных обозначений коммутационной аппаратуры и электрооборудования.

Как правило, поставщики программного обеспечения в рекламных роликах предоставляют описание возможностей таких редакторов применительно к поставляемой стандартной базе данных (Oracle, dBase, SQL Server и т.д.).     

 

Лекция 12. Автоматические системы управления в нормальных  режимах. АРЧМ. АРН. Автоматические системы противоаварийного управления

 

Содержание лекции: изучается принципиальная работа систем автоматического управления в нормальном режиме и цифровых систем противоаварийного управления.

Цель лекции: изучить основные принципы автоматического регулирования режима по частоте и мощности, регулирования напряжения и построения автоматических систем противоаварийного управления.

 

12.1 Регулирование режима по частоте и активной мощности   Регулирование режима по частоте и активной мощности. осуществляется с помощью первичного, вторичного и третичного регулирования.

Система первичного регулирования обеспечивает с помощью регуляторов частоты вращения турбин баланс между генерируемой и потребляемой мощностью. Время реакции систем первичного регулирования составляет 2-20 с в зависимости от типа турбоагрегата. Рекомендованы следующие коэффициенты статизма, определяющие участие агрегатов в регулировании:

- агрегаты ТЭС и АЭС -  4-6 %;

- гидроагрегаты -  2- 6 %.

Для обеспечения первичного регулирования должен иметься резерв

не менее 2,5 % текущей нагрузки. Резерв должен быть сосредоточен на агрегатах традиционных ТЭС, работающих на минеральном топливе, ГАЭС, некоторых АЭС. На газотурбинных установках (ГТУ) первичный резерв не предусматривается.

Основной задачей системы вторичного регулирования, которая реализуется с помощью централизованных устройств АРЧМ, является устранение перегрузки отдельных ЛЭП, вызванной действием первичной системы регулирования. Суммарная мощность, необходимая для вторичного регулирования, составляет около 4 % максимума нагрузки.

Концепция третичного регулирования не имеет единой трактовки для всех стран, входящих в состав ЭО УСРТЕ. Некоторые понимают под этим термином полностью автоматизированную систему оптимизации нормального режима с учетом требований надежности.

Иногда под третичным регулированием понимают ручное воздействие на режим работы ЭЭС, обусловленное необходимостью поддержания резерва для вторичного регулирования.

 

12.2 Система автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (АРЧМ)

Единая энергетическая система Казахстана не имеет АРЧМ. Регулирование частоты выполняет АРЧМ ЕЭС России. ОАО «Институт «Энергосетьпроект» и НПК «Дельфин-Информатика» разработали базовую систему автоматического регулирования режимов электроэнергетических объектов, предназначенную для создания:

-  систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности в энергосистемах и энергообъединениях (АРЧМ);

- систем автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности в электрических сетях;

-  систем централизованного автоматического регулирования активной мощности электростанций (ГРАМ);

-  систем централизованного автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности электростанций (ОСРН) и подстанций (АРНПС).

Система АРЧМ соответствует требованиям "Стандарта организации ОАО РАО "ЕЭС России". Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике. Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС и изолированно работающих энергосистемах России" (введен в 2007-11-01).

Назначение системы:

Система предназначена для автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков активной мощности на различных уровнях управления:

- центральная координирующая система АРЧМ ЕЭС;

- централизованные системы АРЧМ в ОДУ и РДУ.  

Основные функциональные возможности системы:

- регулирование частоты;

- регулирование перетоков (с коррекцией по частоте) по заданным связям   (группе связей, сечению, обменной мощности);

- ограничение перетоков по заданным связям;

- ретрансляция на подведомственные электростанции управляющих

      воздействий от системы верхнего уровня;    

- регулирование заданной мощности электростанций (с коррекцией по частоте) по командам диспетчерских центров.

Система осуществляет согласованное регулирование всех взаимосвязанных параметров, обеспечивающее выполнение функций вторичного регулиро-вания, предписанных ей в каждом конкретном случае.
Система обеспечивает максимально возможную точность регулирования в пределах ограничений на регулировочные диапазоны регулирующих электростанций, которые отведены для вторичного регулирования и на допустимые значения режимных параметров, которые меняются в процессе регулирования и могут оказаться ограничивающими факторами.
В случае необходимости система позволяет получить более высокую точность регулирования одних параметров за счёт точности регулирования других, менее приоритетных.

12.3  Автоматическое регулирование напряжения. Назначение устройств регулирования напряжения

Поддержание нормального уровня напряжения в питающих частях энергосистемы и ее потребителей является одной из основных задач качественного ведения режима работы электроэнергетической систёмы. Государственный стандарт допускает отклонение напряжения у потребителей от номинального не более чем на 5%. Отклонения напряжения сверх указанного значения в сторону понижения могут приводить к увеличению скольжения асинхронных двигателей и, как следствие, к перегрузке реактивным током питающих элементов; при наличии электросветильников в виде ламп накаливания - к значительному уменьшению их светоотдачи, а для люминесцентных ламп - к их погасанию.

При увеличении напряжения может возникнуть массовый выход из строя ламп накаливания и радиоаппаратуры. Кроме того, чрезмерное увеличение напряжения вызывает старение изоляции с повышенными токами утечки, что может привести к повреждению электрооборудования. Уменьшение напряжения в узловых пунктах энергетической системы снижает пропускную способность линий электропередачи и понижает устойчивость параллельной работы энергосистемы Используют следующие виды регулиро-вания:

первичное – поддержание воздействием на возбуждение синхронных генераторов и компенсаторов постоянного напряжения на шинах статора при изменении режима электрической сети. Время действия системы первичного регулирования составляет несколько секунд;

вторичное – координация действия устройств, реагирующих на изменение напряжения и реактивной можности в разных районах контролируемой сети;

третичное – оптимизация режима по критериям надежности или экономичности. Реализуется примерно 10 мин. автоматически или вручную. Подобные системы создаются в трех европейских странах – Бельгии, Италии и Франции, а также в Техасе, США.

В ЕЭС Казахстана (России) получили распространение только локальные устройства автоматического регулирования напряжения (АРН), воздействием на изменение коэффициентов трансформации трансформаторов под нагрузкой (АРНТ), а также на включение/отключение батарей конденсаторов.

 

12.4 Автоматические системы противоаварийной автоматики

 Основной принцип построения ПА в ЕЭС России в современных условиях может быть сформулирован следующим образом.

Каждый регион  должен быть охвачен своей системой ПА, обеспечивающей устойчивость при отключении в этом регионе наиболее мощных ЛЭП или генерирующих блоков. При этом результирующий небаланс, обусловленный возмущением и управляющими воздействиями, не должен превышать допустимой величины, определяемой устойчивостью электропередач в других регионах ЕЭС. (Одним из таких регионов является Казахстан).

В таком виде этот принцип был сформулирован около 30 лет назад и положен в основу построения ПА в ЕЭС. Это требование очень сложно выполнить, так как объем управляющих воздействий (УВ) в каждом регионе ограничен. Система автоматической координации помогает решить эту задачу, действуя в двух направлениях:

- увеличение допустимого небаланса УВ на основе анализа напряженности 

режима ЕЭС;

- адаптивное распределение УВ на основе определения «виновника» создания напряженного режима.

Применяются следующие виды УВ: разгрузка турбин(РТ); отключение генераторов(ОГ); отключение нагрузки(ОН); программная форсировка возбуждения генераторов(ФВ); управление установками продольной и поперечной компенсации; форсировка компенсации (ФК), включение шунтовых реакторов(ФШР), отключение шунтовых реакторов(ОШР); деление энергосистемы(ДС) на несинхронно работающие части; реализация резервов мощности; отключение отдельных ЛЭП и трансформаторов связи, секционных и шиносоединительных выключателей, не приводящие к ДС; включение ранее отключенной нагрузки, нормально отключенных ЛЭП, трансформаторов, выключателей.

Другие типы УВ, которые разрабатываются, находятся в стадии внедрения или имеют более ограниченную область применения:

- электрическое торможение генераторов;

- загрузка паровых турбин воздействием на систему регулирования или путем отключения отборов высокого давления, теплофикационных отборов;

- разгрузка и загрузка гидротурбин;

- управление мощностью передач и вставок постоянного тока и др.

 

Список литературы  

      1. Овчаренко Н.И. Автоматика электрических станций и электроэнергетических систем: Учебник для вузов / под. ред. А.Ф. Дьякова.- М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000.- 504 с.

     2. Окин А.А. Противоаварийная автоматика.- М.: Изд-во МЭИ, 1995.

     3. М.А. Беркович, А.Н. Комаров, В.А. Семенов Основы автоматики энергосистем.- М.: Энергоиздат, 1991.

     4. Н.В. Лисицын, Ф.Я.Морозов, А.А.Окин, В.А.Семенов Единая энергосистема России.- М.: Издательство МЭИ, 1999.

    5. В.А. Ильин Телеуправление и телеизмерение.- М.: Энергоиздат, 1982.

    6. В.А. Забегалов, В.Г. Орнов, В.А. Семенов Автоматизированные системы диспетчерского управления в энергсистемах.- М. :Энергоиздат, 1984.