АСДУ электроэнергетических систем зарубежных стран

 

Общие тенденции развития АСДУ:

1. Снижение максимума нагрузки за счет автоматического регулирования напряжения до 8%;

2. Управление нагрузкой до 15%;

3. Снижение потерь электроэнергии в электрической сети за счет регулирования  - ;

4. Снижение расхода топлива за счет оптимизации режима по активной мощности ;

5. Снижение расхода топлива за счет оптимизации обмена электрической энергии с соседними энергетическими системами ;

6. Снижение расхода топлива за счет выбора состава работающего оборудования ;

7. Снижение расхода топлива за счет оперативного пересчета коэффициента потерь ;

8. Снижение расхода топлива за счет оптимизации режима по реактивной мощности ;

9. Снижение на 10% числа аварийных нарушений за счет оценки в реальном времени возможных аварийных ситуаций.

 

Оценивалась надежность реализации 3-х групп функций:

1. Группа очень высокого уровня: автоматика, предотвращающая нарушение устойчивости (АПНУ).

ФУНКЦИИ:

- Контроль за работой ЭЭС;

- Управление дисплеями;

- Автоматическое регулирование частоты и мощности.

ТРЕБОВАНИЯ:

- Готовность 99.9%;

- Время устранения неисправности не более 5 мин.

2. Группа высокого уровня: расчеты устойчивости системы.

ФУНКЦИИ:

- Расчеты термической стойкости;

- Анализ возможных аварийных ситуаций.

ТРЕБОВАНИЯ:

- Готовность 99.9%;

- Время устранения неисправности не более 10мин.

3. Группа среднего уровня.

ФУНКЦИИ:

- Прогноз нагрузки;

- Ретраспективный анализ режимов;

- Оптимизация режимов.

ТРЕБОВАНИЯ:

- Готовность 99.6%;

- Один выход из строя в год на время не более 30 мин.

Была выбрана распределительная структура ОИУК (оперативный информационный управляющий комплекс). С помощью ОИУК должны реализовываться функции тренажера и обеспечиваться полная графика при отображении информации.

 

3 стратегии развития:

1. ЭВМ общего назначения с реализацией наиболее приоритетных функций с помощью предвключенных ЭВМ;

2. Кластерная структура на базе миниЭВМ с общей внешней памятью и общей базой данных;

3. Распределенная (сетевая) структура, использующая менее мощный миниЭВМ, каждый из которых может работать автономно, а в менее мощных – при необходимости с другими ЭВМ.

Система диспетчерского управления стала приоритетна в сетевой структуре.

К структуре сети предъявляются следующие требования:

1. Каждый узел должен быть по возможности автономным с минимальным обменом информации между узлами;

2. Каждый узел оценивает приоритетность собственных задач и запросов на информацию, поступающих из соседнего узла;

3. Обмен информацией между узлами строго контролируется.

4. Выход из строя любого узла не должен приводить к деградации функций высшего приоритета.

В узлах обеспечивается взаимное резервирование ЭВМ. В случае выхода из строя любого из двух узлов, занимающихся обработкой информации реального времени. Третий узел (планирование анализа) за счет своих функций должен принять на себе осуществление соответствующих функций реального времени.

Все элементы, входящие в состав системы образуют основную и резервную линии. 125 удаленных терминала. Узел оценки режимов, обрабатывающих информацию за 2 сек. ОС Unix.

    Генерируемые напряжения 500, 330, 220, 66кВ.

    В программное обеспечение (ПО) входит Siemens SCADA.

    Человеко-машинный интерфейс с помощью ПК 32МБ.

    Переход к распределительной АСДУ обеспечил по сравнению с традиционной централизованной системой снижение расходов на первом этапе в 4 раза; при конечном развитии – в 2 раза.

    Стоимость системы 5,8 млрд$.

    В ПО используется транспортная модель ISO-7.

    ПО состоит из 1 млн. кодовых строк. Структура всех программ аналогична. Количество программ – около 200.

    Задачи, приближающиеся к реальному времени решаются в пределах 0,1с.

    Отрезок времени между запросом до выдачи результата на дисплей не превышает 3с.

    Уровень данных реализован с помощью реляционной БД реального времени.

 

АСДУ во Франции

 

Высшим уровнем диспетчерского управления государственными электрическими компаниями во Франции является Electricite de France.

Структура Electricite de France:

1. Один национальный диспетчерский пункт (НДП);

2. 7 региональных диспетчерских пунктов(РДП);

3. 130 местных диспетчерских пунктов (МДП) основных сетей;

4. 10 МДП, управляющих работой ГЭС малой мощности.

В структуре исполнительной власти существует департамент производства и передачи электроэнергии, который обеспечивает ее поставку в центры распределения и крупным промышленным потребителям, питающимся от подстанций высокого и сверхвысокого напряжения. Диспетчерские пункты этого департамента обеспечивают управление всеми ЭС и электрическими сетями напряжением , а также параллельной работой с ЭЭС соседних стран – высший уровень управления. На низшем уровне 130 местных диспетчерских пункта (МДП) основных сетей.

Оперативный персонал НДП только днем находится на рабочем месте.

Комплекс технических средств РДП представляет собой локальные сети, связанные между собой мостом, подключенные к ЭВМ, обрабатывающим базу и АРМ оперативного персонала. Комплекс технических средств РДП обеспечивает обмен данными между локальными сетями реального времени.

Типовая структура оперативные информационные управляющие комплексы (ОИУК) региональных ДП Франции:

- комплекс технических средств содержит 2 локальные сети: одна выполняет функции реального времени; другая обеспечивает формирование, редактирование и изменение информации БД.

В составе локальной сети реального времени имеются следующие средства отображения информации:

1. 5 диспетчерских автоматических рабочих места (АРМ)(3 дисплея,2 координатных шара и цветное печатающее устройство);

2. демонстрационный пульт;

3. 2 АРМ для технологов;

4. АРМ для тренировки оперативного персонала и пульт для обслуживающего персонала.

В состав информационной ЛС входят:

1. 3 АРМ;

2. 1 цветное печатающее устройство.

    КТС каждого такого РДП может обеспечить 30 МДП.

- 1700 подстанций высокого и сверхвысокого напряжения;

- 600 гидрогенераторов;

- 200 агрегатов тепловых или атомных ЭС;

- 2500 ЛЭП.

       При этом осуществляется обработка телесигнала.

- 30 тыс. коммутационных аппаратов;

- 100 тыс. точек контролируемого оборудования;

ТИ – 5 тыс. контролируемых параметров;

ТУ – 40 тыс. элементов.

Обеспечивается прием 5 тыс. ТИ, передаваемых циклически каждые 10 с., 40 телесигналов в сек. Обеспечивается передача 3 команд ТУ за 1 с. Объем внешней памяти на магнитных дисках 1,7 МБ.

РДП связан с внешними комплексами:

- коммутационными ЭВМ оперативной информации (синхронный режим передачи данных по принципу «точка-точка». Скорость передачи информации 48 кбит/с. Протокол Х.25);

- РЕТИНА – отраслевая сеть (обеспечивает взаимодействие между НДП и РДП в процессе планирования режимов);

- отраслевая сеть для обмена между пользователями оперативными сообщениями: синхронизация связи, протокол Х.25, скорость передачи данных 9600бит/с).

Разработка ПО заняла 5 лет.

- 1,5 млн. кодовых линии стандартного ПО,

- 2,5 млн. дополнительных кодовых линии.

- АРТЕРЕ – первый этап завершен в 1996 году. Эта сеть должна обеспечить нужду ДУ, 3-хуровневую иерархическую САР напряжения, схему оперативного противоаварийного управления, протокол Х.25, скорость передачи данных до 128кбит/с.

1999год: на уровне РДП

С 5 тыс. ТС и 2500 ТИ до 130 тыс. ТС и 5 тыс. ТИ (при этом от 250 до 800 сообщений/с).

      на уровне НДП

С 6 тыс. ТС и 2500 ТИ до 80 тыс. ТС и 20,5 тыс. ТИ (при этом от 250 до 2,5 тыс. сообщений/с).

Рис.6 АСДУ во Франции

Обозначения:

1 – пункт управления;

2 – соты Ethernet сервер;

3 – 4 – синхронизация связи;

5 – контроль за работой ЭВМ;

6 – сеть А;

7 – терминалы;

8 – демонстрационный дисплей;

9 – телеобработка;

10 – сигнализация;

11 – устройство печати;

12 – графопостроитель;

13 – сеть В;

14 – сеть Ethernet;

15 – 17 – пульты специалистов;

18 – связь между локальными сетями;

19 – контроль управления работой комплекса;

20 – выход на общественную сеть связи;

21 – выход к БД;

VAX – кластер.

АСДУ в Англии и Уэльсе

 

ПО фирмы Siemens, стоимость ПО 48 млн. $.

СТРУКТУРА: НДП и несколько РДП ( в середине 90-х гг.).

Основными ЭВМ НДП (национальный диспетчерский пункт) являются машины CYBER 180.

В состав прикладного ПО входит:

1. ПО реального времени, содержащая 23 программы: сбора информации и ТУ, обработки данных в нормальном и послеаварийном режимах, диалогов человека с ЭВМ и формирование отчетов о работе ЭЭС и ликвидации аварийных нарушений;

2. вторая группа прикладного ПО содержит 15 программ: оценка состояния, анализ надежности, оптимизация режима электрической сети, анализ чувствительности сети и разработка режима по напряжению и реактивной мощности.

С помощью 2-х программ оценки состояния осуществляется достоверизация внутренней схемы контролируемой и внешней сетей.

Комплекс оценки надежности контролируемой сети реализуется в 2 ЭТАПА:

1) каждые 5 мин. анализируется 100 аварийных нарушений с помощью алгоритма аналоговой модели постоянного тока;

2) каждые 15 мин. анализируется 160 наиболее тяжелых аварийных нарушений с помощью алгоритма аналоговой модели переменного тока.

Расчетная модель содержит 100 узлов и 2000 ветвей.

В состав моделей входят:

- основная сеть Англии и Уэльса 400 и 275 кВ;

- понижающие подстанции сети напряжением 132 кВ;

- контролируемые с РДП часть сети Шотландии.

Выбор моделей осуществляется с помощью специальной программы. В режиме реального времени реализуется функции:

- Прогнозирование нагрузок узла;

- Расчет режима по напряжению, по реактивной мощности;

- Перераспределение нагрузки между электрическими станциями в случае перегрузки элементов сети и нарушения соответствующих ограничений, это расчет штрафных коэффициентов для учета при оптимальных расчетах потерь электрической энергии в сети.

При планировании режимов выполняются: расчет установившегося режима; оптимизации по активной и реактивной мощностям; оптимизация по суммарным затратам.