Надежность работы энергоблоков электростанций зависит от обучения и тренированности персонала. Однако эффективность действий человека, управляющего работой энергоблоков, зависит от многих факторов: состояния здоровья, длительности и интенсивности нагрузок, наличия стрессов, чередования нагрузок и отдыха и т. п.
Замеры показателей режима дают огромный объем полезной информации. Обработка и анализ данных — это необходимое условие объективного планирования.
Одной из задач обработки данных является фильтрация грубых ошибок персонала и обеспечение согласования параметров режима.
Большие возможности повышения надежности работы энергоблоков дает использование средств вычислительной техники.
Намеченное создание мощных гидравлических и тепловых электростанций, развитие атомной энергетики, сооружение дальних электропередач сверхвысокого напряжения чрезвычайно усложняет задачи оперативно-диспетчерского управления как разнохарактерными отдельными энергоблоками, так и всей энергосистемой страны (ЕЭС).
Основные направления совершенствования технологического и организационно-экономического управления — это развитие автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) энергоблоков, автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ), широкое использование вычислительной техники, создание систем межмашинного и межуровневого обмена информацией (с заменой традиционных устройств телемеханики), создание иерархических систем автоматического управления нормальными и аварийными режимами на базе микро-ЭВМ.
Создаются системы автоматизированного сбора, обработки и обобщения данных о периодически измеряемых параметрах режима. Основными показателями можно считать средние, среднеквадратические и средневзвешенные значения параметров (Р, Q, /, U и др.), отклонение параметров от заданных значений и многие другие (включая параметры максимальных нагрузок для зимнего дня), положение регуляторов трансформаторных и автотрансформаторных связей (РПН и ВДТ) для анализа эффективности средств регулирования напряжения в системе и т. п.
Организована схема передачи информации о результатах измерений по иерархическим ступеням оперативно-диспетчерского управления (энергосистема — ОДУ—ЦДУ).
В ЦДУ ЕЭС СССР разрабатывается и собирается обобщенный банк данных с упорядоченным хранением, обработкой и анализом информации по структуре и режимам.
Информация о работе энергоблоков получается при оперативном расчете технико-экономических показателей (ТЭП). Но ТЭП рассчитываются за отрезок времени в прошлом и становятся бесполезными в наиболее сложных ситуациях — при быстро меняющихся параметрах процесса.
Объединение энергосистем в ЕЭС СССР увеличивает число аварийных возмущений в элементах объединения и вероятность каскадного развития аварии.
Для обеспечения живучести объектов следует выбрать оптимальные законы управления системами автоматического регулирования (САР) и устройствами противоаварийной автоматики (УПА).
Аварийное возмущение приводит обычно к внезапному небалансу мощности в энергосистеме. На первом этапе имеют место интенсивные колебания режимных параметров, которые могут привести к нарушению динамической устойчивости. Этот процесс длится 5—10 с.
На втором этапе наблюдается медленное изменение частоты, приводящее к перераспределению потоков мощности, которое в течение 30—300 с может привести к нарушению статической устойчивости послеаварийных режимов.
Для решения задачи управления с целью надежного сохранения устойчивости послеаварийных режимов рассматривается комплекс вопросов, включающий в себя: обеспечение необходимых запасов устойчивости доаварийных режимов, моделирование аварийных возмущений, моделирование переходных процессов, выбор эффективного критерия для анализа статической устойчивости, разработку критериев и методов управления послеаварийными режимами.
Для обоснованного выбора управляющих воздействий, обеспечивающих живучесть энергосистемы, необходим анализ квазиустановившихся послеаварийных режимов с учетом динамики частоты.
Использование микропроцессоров и микро-ЭВМ является одним из наиболее перспективных условий в автоматизации оперативно-диспетчерского управления.
Относительно небольшая стоимость, высокая надежность, простота обслуживания в сочетании с достаточно большой производительностью и объемом оперативной памяти открывают перед микро- ЭВМ обширную сферу применения в системах автоматизированного и автоматического управления.
С помощью микропроцессорных мультиплексоров (ММ) можно полностью заменить установленные на ОДУ и ЦДУ полукомплекты устройств телемеханики, обеспечить межуровневый обмен всей оперативной информацией, разгрузить мини-ЭВМ от рутинных процедур работы с устройствами телемеханики и сэкономить оперативную память ЭВМ за счет исключения программ-драйверов различных устройств телемеханики.
Микро-ЭВМ обеспечивает: выполнение функций группового приемопередатчика, предназначенного для работы по каналам с устройствами телемеханики разных типов; адаптивную обработку телеизмерений и телесигналов, ретрансляцию телеинформации; обмен телемеханической и алфавитно-цифровой информацией с мини-ЭВМ, а через каналы связи — с ММ других уровней управления; управление мнемосхемой и аналоговыми приборами диспетчерского щита при помощи устройств воспроизведения разных типов, как непосредственно, так и от мини-ЭВМ.
Проводятся работы по применению микро-ЭВМ для создания устройств релейной защиты, для разработки устройств автоматической дозировки управляющих воздействий в системах противоаварийной автоматики, в составе АСУ технологическими процессами как гидравлических, так и тепловых станций.
В перечень функций комплекса АСУ ТП электрической части одной из крупных ГРЭС с блоками 200 МВт институтом «Энергосетьпроект» включены задачи: прием текущей информации, подготовка текущей информации, контроль текущих параметров, групповое управление возбуждением синхронных машин, автоматическое составление бланков переключений, анализ схемы электрических соединений, автоматическое документирование информации, человеко-машинный обмен, связь с высшими уровнями АСДУ.
Перечисленные задачи, составляющие математическое обеспечение АСУ ТП, выполнены на базе ЭВМ М-6000.
Опыт эксплуатации комплекса АСУ ТП на Молдавской ГРЭС с десятью энергоблоками по 200 МВт при использовании одной УВМ М-6000 (в части тепломеханического оборудования) показал повышение эффективности работы за счет более экономичного и надежного ведения режимов эксплуатации основного оборудования.
В 1982 г. на энергоблоках большой единичной мощности (300, 500 и 800 МВт) было установлено и эксплуатируется более 15 информационных подсистем (ИП) — комплекс АСВТ производства НПО «Элва».
Информация, собираемая ИП, используется не только для оперативного управления энергоблоками, но и для различных расчетных и оптимизационных задач.
В настоящее время на многих крупных энергетических объектах, таких как гидро- и тепловые электрические станции, крупные узловые подстанции, устанавливаются управляющие вычислительные комплексы (УВК) для автоматического управления технологическими процессами (ТП) производства и распределения электрической энергии.
Внедряемые на этих объектах автоматизированные системы управления (АСУ ТП) образуют нижний уровень управления в иерархической структуре отраслевой АСУ Минэнерго «Энергия» и предназначены для автоматизации управления в реальном масштабе времени.
Наиболее ответственными задачами управления являются: регулирование электрических параметров режима, автоматизация оперативных диспетчерских решений в аварийных режимах, реализация функций системной противоаварийной автоматики.
УВК на энергообъектах строятся на базе современных мини- ЭВМ третьего поколения АСВТ М-6000 и СМЭВМ.
Проводимые мероприятия включают в себя рациональное построение комплекса технических средств (КТС) и разработку специального математического обеспечения (МО), осуществляющего реконфигурацию системы управления при сбоях и отказах отдельных элементов КТС, а также обеспечивающего работу УВК при неполной информации.
Общая структура КТС АСУ ТП повышенной надежности, скомплектованной на базе АСВТ М-6000, показана на рис. 11-9.
Двухмашинный УВК обеспечивает выполнение следующих функций. Одна ЭВМ условно назначается основной (ведущей) и решает задачи оперативного управления режимами ТП в темпе производства. Другая ЭВМ решает информационные задачи и обеспечивает диалог НСС — система. При выходе из строя любой ЭВМ оставшаяся в работе выполняет обе функции с приоритетом задач управления режимами ТП. Любая ЭВМ может быть ведущей или ведомой, переключение осуществляется автоматически или по желанию оператора.
Все оборудование станции разбито на группы по территориальному принципу, для каждой группы смонтирован свой вычислительный комплекс, подключаемый к УВК через слой РС.
Представленный двухмашинный КТС внедрен на АСУ ТП Боткинской ГЭС. Он решает как информационные задачи, так и задачи прямого цифрового управления ТП: осуществляет групповое регулирование активной и реактивной мощности, оптимизацию режимов, функции противоаварийного управления.
Использование серийных, хорошо освоенных промышленностью средств вычислительной техники обусловливает надежную автоматизацию непрерывных ТП энергообъектов.
Рис. 11-9. Структура комплекса технических средств АСУ ТП ГЭС
НСС — начальник смены станции; РМД — рабочее место диспетчера; ЦГД — цветной графический дисплей; ПкК — полноклавишная клавиатура; ФК — функциональная клавиатура; РС — разветвитель сопряжения; ДР — дуплексный регистр; КПДП — канал прямого доступа в память; МКУВ — модуль кодового управления бесконтактный; МВвИС — модуль ввода инициативных сигналов; МБПД — модуль быстрой передачи данных; АРС — адаптер разветвителя сопряжения; У СО — устройство сопряжения с объектом
Одной из самых крупных подстанций Удмуртэнерго является подстанция 220 кВ «Ижевск». Подстанция имеет 8 присоединений 220 кВ, 19 присоединений 110 кВ и 36 присоединений 10 кВ. Разработка АСУ ТП подстанции «Ижевск» преследовала цель создания системы сбора, контроля, отображения, регистрации информации о состоянии подстанции и автоматического управления ею в нормальных и аварийных режимах с последующим развитием в опорный пункт сбора и передачи информации о состоянии куста подстанций Удмуртэнерго.
В октябре 1983 г. была сдана в промышленную эксплуатацию первая очередь АСУ ТП, представляющая собой совокупность информационных подсистем, обеспечивающих повышение быстроты и правильности действий дежурного персонала подстанции за счет достоверной оперативной и справочной информации о текущем состоянии оборудования подстанции и ее режиме.
В состав комплекса технических средств (КТС) АСУ ТП входят: специфицированный управляющий вычислительный комплекс (СУВК) — одномашинный комплекс на базе ЭВМ СМ-I с использованием периферийных устройств серии агрегатированных средств вычислительной техники (АСВТ); система сбора и передачи информации (ССПИ), включающая в себя измерительные преобразователи, реле-повторители, устройства связи с объектом и кабельные каналы связи. В машинном зале ЭВМ расположен СУВК, а также датчики дискретных сигналов. На щит управления подстанции вынесены средства отображения информации; дисплейный модуль ДМ-2000 и терминал графический цветной (ТГЦ).
Опытно-промышленная эксплуатация АСУ ТП подстанции показала, что дежурный персонал достаточно быстро привыкает к работе с пультом оператора и устройством отображения и, как правило, уже не использует традиционные стрелочные приборы щита управления.
Развитие автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) энергообъединениями повышает требования к системе сбора информации, к надежности, достоверности и точности передачи. Качеством систем сбора в значительной степени определяется эффективность и живучесть АСДУ.
В ОДУ Урала АСДУ имела подсистему сбора телеинформации третьего поколения, две ЭВМ ЕС-1010, выполняющие функции обработки, отображения информации и решения задач информационного обеспечения, и две ЭВМ ЕС-1040 для решения задач планирования режима и других технологических задач.
В 1982 г. завершены работы по внедрению в качестве систем сбора первого в стране телекомплекса четвертого поколения на микро-ЭВМ УВТК-501. Результаты эксплуатации позволяют сделать вывод, что телекомплексы четвертого поколения на микро-ЭВМ УВТК-501 найдут широкое применение в энергетике для создания современных систем сбора информации повышенной живучести, а также для создания АСУ ТП реального времени.
Рис. 11-10. Структура автоматизированной системы управления (АСУ) в энергетике
ОАСУ — отраслевая автоматизированная система управления; АСДУ — автоматизированная система диспетчерского управления; РАСУ — республиканская автоматизированная система управления; ПО — производственные объединении; АСУИР автоматизированная система управления нормальными режимами; АСУАР — автоматизированная система управления аварийными режимами
На рис. 11-10 представлен иерархический комплекс системы управления ОАСУ «Энергия», характеризующийся единством технических средств, математического и информационного обеспечения.
Высший уровень — отраслевая автоматизированная система управления (ОАСУ) «Энергия», в состав которой входит автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ) ЕЭС СССР.
Организационно-экономическое управление в рассматриваемом комплексе представлено республиканскими АСУ (РАСУ союзных республик, АСУ эксплуатационных главков и производственных объединений Минэнерго, АСУ энергосистем, предприятий электрических сетей (ПЭС), атомных и мощных тепловых электростанций.
Технологическое и оперативно-диспетчерское управления, замыкающиеся на АСДУ ЕЭС СССР, представлены АСДУ объединенных энергосистем (ОЭС), АСДУ энергосистем и ПЭС, автоматизированными системами управления технологическими процессами (АСУ ТП) гидравлических, тепловых и атомных электростанций, АСУ ТП подстанций.
В состав АСДУ ЕЭС СССР входят также осуществленные на базе мини-ЭВМ автоматические системы управления нормальными режимами АСУ HP (автоматическое регулирование частоты, активной мощности, напряжения) и автоматические системы управления аварийными режимами АСУАР (централизованные системы автоматической дозировки управляющих воздействий и координирующие системы противоаварийной автоматики).
Технической базой АСДУ ЕЭС СССР, ОЭС, а также АСУ энергосистем, в состав которых входят соответствующие АСДУ, является четырехмашинный вычислительный комплекс.
Две взаимно резервируемые мини-ЭВМ осуществляют следующие функции: прием информации, поступающей от устройств телемеханики (УТМ) или с клавиатуры дисплеев (электроннолучевых трубок), установленных на диспетчерском пункте, ее обработку и хранение; производство несложных расчетов; вывод результирующей информации на средства отображения (дисплеи, табло, диспетчерский щит); межмашинный обмен информацией от универсальных ЭВМ того же уровня управления и межмашинный межуровневый обмен информацией от мини-ЭВМ других уровней управления; формирование и выдачу на объекты управляющих команд (при участии мини-ЭВМ в системах автоматического управления нормальными и аварийными режимами).
Две взаимно резервируемые универсальные ЭВМ обеспечивают осуществление следующих функций: расчеты в цикле оперативного управления на основании информации, периодически поступающей от мини-ЭВМ; ежедневные расчеты оперативной информации (технико-экономические показатели электростанций и энергосистем, запасы энергетических ресурсов, состояние основного оборудования электростанций и др.) на основании данных, поступающих в ЭВМ через систему передачи алфавитно-цифровой информации (СПАЦИ); расчеты, необходимые для краткосрочного и долговременного планирования режимов, выбора схем сети, устройств релейной защиты и автоматики, параметров их настройки; расчеты, необходимые для организационно-экономического управления (в составе х4.СУ энергосистем).
Наличие дисплеев, установленных на рабочих местах специалистов-технологов, облегчает их общение с универсальными ЭВМ и ускоряет получение результатов расчетов.
С помощью ЭВМ, установленных в ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ и энергосистемах, решаются практически все основные задачи долгосрочного и краткосрочного планирования режимов.
При долгосрочном планировании формируется баланс мощности и электроэнергии на месяц и год вперед, рассчитываются нормальные режимы типовых дней, исследуются возможные аварийные ситуации: рассчитываются токи к. з., проверяется устойчивость параллельной работы, выбираются параметры настройки устройств релейной защиты и автоматики, рассчитываются оптимальные режимы по активной и реактивной мощности, оптимизируются графики срабатывания водохранилищ каскадов ГЭС, капитальных ремонтов основного энергетического оборудования и распределения выработки электроэнергии между электростанциями.
При краткосрочном планировании решаются задачи, связанные с подготовкой режима энергосистемы на ближайшие сутки или на несколько суток; основной задачей при этом является оптимизация распределения нагрузки между энергосистемами и электростанциями.
Наряду с этим при краткосрочном планировании в случае необходимости используются программы, относящиеся к комплексам задач долгосрочного планирования: расчеты установившегося и оптимального режимов электрической сети, расчеты устойчивости и токов к. з.
Мини-ЭВМ, установленные на диспетчерских пунктах энергосистем и ОДУ, все больше используются в системах автоматического управления для осуществления следующих функций: автоматического регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ) в ОДУ Северо-Запада, Урала, Сибири, Юга, ЦДУ ЕЭС СССР; автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности с целью минимизации потерь электроэнергии в основной сети 330 кВ Латвглавэнерго; автоматической координации действий локальных устройств противоаварийной автоматики (ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ Урала).
Созданы, системы автоматического и автоматизированного межмашинного и межуровневого обмена информацией между мини-ЭВМ, установленными на разных уровнях управления (ОДУ — энергосистемы, ЦДУ ЕЭС СССР — ОДУ).
Намечено внедрение новых более мощных универсальных ЭВМ с оперативной памятью до 2 Мбайт и накопителями на магнитных дисках емкостью 100 и 200 Мбайт, а также массовое применение средств телеобработки и диалоговых систем.
Планируется создание иерархической цифровой системы АРЧМ на уровнях ЦДУ ЕЭС СССР — ОДУ — электростанции, дальнейшее развитие координирующих систем противоаварийной автоматики (КСПА), создание региональных систем управления напряжением и реактивной мощностью в энергосистемах и ОЭС.
В заключение укажем, что эксплуатация АСУ ТП энергетических блоков, крупных подстанций и АСДУ энергосистем приводит к повышению оперативности обслуживания, улучшению основных технико-экономических показателей, повышению надежности работы, снижению потерь и повышению качества электроэнергии.
Кроме многих задач управления производственно-технической деятельностью АСУ энергосистем решает также разнообразные задачи организационно-экономического управления: бухгалтерского учета, расчета заработной платы персонала, энергосбыта, материально-технического снабжения, учета товарно-материальных ценностей, учета труда и кадров, выполнения рутинных процессов формирования отчетов.
Все эти задачи решаются также на базе ЭВМ. Универсальные ЭВМ в энергосистемах используются и в других областях управления, а именно в проектировании, в капитальном строительстве, при ведении ремонтов. Проблема совершенствования управления и хозяйствования в энергетике занимает сейчас центральное место. Решению этой проблемы, в частности, способствует создание системы информационного обслуживания руководителя (СИОР). Управленческие решения руководителя находятся в прямой зависимости от качества обработки и подачи информационного материала.
