Управление энергосистемами: технические средства
Объединение энергетических систем, создание Европейской, а затем и Единой энергетической системы страны требует новых, более совершенных технических средств управления.
Устойчивость энергетических систем и как следствие этого надежность энергоснабжения потребителей может быть повышена путем применения различных технических средств — чувствительной релейной защиты, автоматики регулирования (АРЧ), автоматов повторного включения (АПВ), системы форсировки возбуждения генераторов.
Надежность работы объединенных энергосистем обеспечивается сочетанием рационального режима, определяемого диспетчерской службой и системой противоаварийной автоматики.
В эксплуатационных условиях возникают плохо учтенные службой режимов недостатки мощности в одной или нескольких энергосистемах, входящих в ОЭС. Противоаварийная автоматика в этих условиях должна предохранять оборудование тепловых или гидравлических электростанций от перегрузки и в случае необходимости автоматически снижать часть нагрузки.
Подобные автоматы отключения нагрузки в аварийных ситуациях установлены в Европейской энергетической системе и настроены на отключение примерно 5% мощности системы.
Система автоматов повторного включения получила в СССР широкое распространение — в данное время в электросетях установлено более 100 тыс. таких автоматов. Эффективность работы автоматов повторного включения весьма высока. Благодаря этим автоматам предотвращается перерыв электроснабжения многих потребителей.
Для обеспечения устойчивости работы энергетических систем применяются также весьма эффективные автоматы разгрузки при снижении частоты в электросетях объединенных энергетических систем. В целях поддержания динамической устойчивости применяются устройства по автоматическому включению резерва. Суть этих устройств состоит в том, чтобы включать резервные агрегаты в случае выхода из строя работающих машин.
Служба режимов энергосистем выполняет особо важную функцию — она делает расчеты по определению нагрузок (на предстоящие сутки, месяцы, кварталы, год) и их покрытия. В Советском Союзе впервые была разработана теория распределения нагрузок между энергетическими агрегатами и электростанциями, имеющими различные технико-экономические характеристики. С ростом мощностей и количества агрегатов электростанций и энергосистем планирование и регулирование нагрузок становится для диспетчерских служб сложной задачей.
На службу режимов возлагается эта сложная по содержанию и большая по объему работа.
С течением времени объемы работ по расчету нагрузок становились непосильными для работников службы режимов.
Решение этой проблемы стало возможным при условии оснащения диспетчерских служб электронно-вычислительными машинами.
За девятую и десятую пятилетки в энергосистемах СССР созданы и действуют автоматизированные системы управления с использованием электронных машин для расчета режимов, распределения нагрузок и управления энергетикой.
При создании автоматизированных систем управления энергетическими системами, электростанциями и агрегатами была разработана строгая иерархическая структура АСУ. Эта структура предусматривает четкую взаимосвязанную связь между всеми звеньями энергетического хозяйства от низших ступеней (агрегат, электростанция) до диспетчерского и планово-экономического управления.
В ней определены технические средства управления — однотипные электронные машины, которые обеспечивают их техническую и программную совместимость между собой.
Были разработаны также и математические программы, на основе которых можно производить расчеты по режимам работы и управлению энергетических объектов.
Начальной, или нижней, ступенью указанной системы АСУ являются автоматические системы управления энергетическими агрегатами, линиями электропередач. На начало 1977 г. на трех тепловых электростанциях Минэнерго — Змиевской, Бурштынской и Молдавской и двух гидроэлектростанциях — Саратовской и Воткинской введены автоматические системы. Экономическая эффективность их пока еще недостаточно высока, срок окупаемости затрат колеблется от 1,8 до 3 лет.
На Братской ГЭС готовится к включению система противоаварийной автоматики, которая в случаях аварийных ситуаций будет автоматически подключать гидрогенераторы Братской и Усть-Илимской ГЭС для поддержания устойчивости системы.
В десятой пятилетке намечается осуществить автоматическое управление еще на 15 электростанциях, в том числе управление крупными энергоблоками мощностью 300, 500, 800 и 1200 МВт.
На атомных электростанциях с начала их создания предусматривался возможный максимум автоматизации. С появлением электронных машин возможности автоматизации АЭС значительно расширились.
Некоторые трудности по комплексной автоматизации возникают на теплоэлектроцентралях, где требуется разработать систему алгоритмов и программ управления теплоснабжения промышленных предприятий и жилых зданий.
К началу 1977 г. АСУ энергосистем на базе ЭВМ созданы в 22 наиболее крупных энергосистемах, установленная мощность электростанций которых составляет около 74% от суммарной мощности всех электростанций Минэнерго СССР.
Поскольку в 1977 г. вводятся АСУ еще в 6 энергосистемах, общее количество АСУ в них возрастет к началу 1978 г. до 28.
Экономическая эффективность АСУ энергетики весьма высока — при затратах примерно 30 млн. руб. годовая экономия составляет около 14 млн. руб., а срок окупаемости — немногим более двух лет.
Эксплуатируемые АСУ энергосистемы оказали влияние на улучшение экономических показателей производства. В этих энергосистемах за счет оптимизации режимов с помощью ЭВМ затраты на топливо снизились в среднем на 0,3%, потери в сетях уменьшились в среднем на 3% (относительных). Так, например, в городских электросетях в г. Измаиле Одессэнерго потери в сетях сократились с 12 до 9% при одновременном увеличении нагрузки на 9,7%.
Ввиду того что в энергосистемах сочетается диспетчерское и хозяйственное управление, на АСУ и ВЦ возлагается решение всего комплекса задач — расчет режимов работы и загрузки оборудования, планирование системы в целом, оперативного управления, капитального строительства, материальных, финансовых и трудовых ресурсов.
В соответствии с этим энергетики при проектировании АСУ энергосистем предусматривают установку таких устройств, которые обеспечивают связь между ЭВМ, установленными на электросетях (низший уровень), с ЭВМ, используемыми в диспетчерских пунктах объединенных систем (верхний уровень). Эти устройства обеспечивают межмашинный обмен информацией в автоматическом режиме, т. е. имеют прямой доступ к информационным массивам нижнего, среднего и высшего звена.
Объединенные энергосистемы (ОЭС) являются следующей ступенью иерархической системы управления. На начало 1977 г. все объединенные энергосистемы имеют свои АСУ пока еще с разной степенью охвата автоматизацией диспетчерского управления.
В десятой пятилетке намечено расширить АСУ ОДУ путем ввода в действие вторых очередей, расширения круга решаемых задач и т. п. В ОДУ Северо-Запада и Урала осуществлена интересная схема — регулирование частоты с помощью малых (управляющих) ЭВМ.
Как было указано, в ОЭС создаются АСУ диспетчерского управления, т. е. режимного и оперативного управления. Эти АСУ не несут функций хозяйственного руководства, их программы и информационный фонд должны быть рассчитаны на удовлетворение потребностей работников службы режимов и оперативного персонала диспетчерских служб.
Поскольку диспетчерские пункты объединенных энергосистем (ОЭС Юга, ОЭС Средней Азии) могут территориально находиться вблизи от административных органов управления энергетикой (например, Министерства энергетики Украины, Узбекистана), целесообразно ВЦ диспетчерского пункта использовать для планирования, управления и хозяйственного руководства.
В Министерстве энергетики и электрификации, так же как и в любой другой отрасли, создается отраслевая АСУ.
Первая очередь этой «АСУ-энергия» была введена в эксплуатацию в конце 1975 г. в составе восьми подсистем и 149 задач, в том числе по расчету и оптимизации работ энергетики страны.
Экономическая эффективность первой очереди ОАСУ-энергия составила: затраты на создание — 25,9 млн. руб., годовая экономия — 10,2 млн. руб., годовой экономический эффект — 1,7 млн. руб., а срок окупаемости — 2,6 года.
В энергетике ввиду однородности технологии производства электрической и тепловой энергии и однотипности (в принципе) оборудования (паровые и гидравлические турбины, котлы и реакторы АЭС, насосы и вентиляторы) имеются особенно благоприятные условия для использования типовых алгоритмов и программ. Это значительно облегчает условия для создания и внедрения АСУ в энергетике. При однотипности технических средств автоматизации (ЭВМ типа «Ряд», управляющие ЭВМ, периферийные устройства) типовые программы найдут самое широкое применение во всех звеньях управления энергетикой.
Следует подчеркнуть особое значение информационного обеспечения АСУ и систематического обновления этого фонда. Информационный фонд (или банк данных) в энергетическом хозяйстве состоит из двух частей — постоянной и переменной, точнее, непрерывно меняющейся. Постоянная часть информационного фонда содержит данные, которые не меняются или частично меняются за длительные промежутки времени. Сюда относятся, например, установленная мощность, параметры установок, плановые показатели и т. д. Переменная часть информационного массива состоит из быстро меняющихся параметров и показателей непрерывного технологического процесса производства. Эта часть информационного массива должна меняться (обновляться) в точном соответствии с изменением нагрузок, частоты систем, перетоков мощностей, напряжений в узловых пунктах электросети.
