Организация оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетических системах
Оперативно-диспетчерское управление работой электростанций и сетей
Централизованное оперативное управление ведете специальными оперативно-диспетчерскими службами. Они осуществляют оперативное управление электростанциями и сетями в части разработки и ведения режимов.
Основной задачей оперативно-диспетчерского управления является удовлетворение потребности народного хозяйства в энергии при минимальных затратах на ее производство и распределение при соблюдении заданных ограничений по надежности работы и качеству энергии. Сложность решения этой комплексной задачи в целом обусловливает необходимость ее декомпозиции во временном, территориальном и ситуационном (функциональном) аспектах.
Во временном аспекте задачи оперативного управления режимами решают для четырех уровней: долгосрочное планирование; краткосрочное планирование; оперативно-диспетчерское управление; автоматическое управление.
Долгосрочное планирование включает: планирование производственной программы ЭЭС (планирование потребления энергии; разработка графиков нагрузки, балансов мощности и энергии, планов ремонтов оборудования и т. д.); обеспечение надежности и нормального качества энергии (расчеты устойчивости параллельной работы, токов коротких замыканий, противоаварийной и системной автоматики, а также разработка разного рода директивных материалов).
На уровне краткосрочного планирования осуществляют оптимизацию режимов работы ЭЭС на ближайшие сутки с учетом ограничений, обусловленных долгосрочным планированием.
Оперативно-диспетчерское управление решает задачи ведения и коррекции режимов в течение суток. Автоматическое управление также состоит в ведении режима и ликвидации аварий, но только с помощью средств автоматики.
В связи с развитием энергетики и усложнением режимов ее работы возникает необходимость в проведении значительного количества сложных расчетов при планировании и регулировании нагрузок. Поэтому основной путь совершенствования оперативного управления энергетикой состоит в автоматизации управления посредством создания автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ). АСДУ, объединяя в единый комплекс средства диспетчерского управления и вычислительной техники, обеспечивает автоматизацию сбора, передачи, обработки и отображения оперативной информации о схеме и текущем режиме ЭЭС, выполнение расчетов по планированию и ведению оптимальных режимов. Эта система является важнейшим звеном отраслевой автоматизированной системы управления — ОАСУ «Энергия». Разработку АСДУ ЕЭС СССР ведут в три этапа, в соответствии с временной иерархией решения задач оперативного управления.
На первом этапе создания АСДУ решаются задачи верхнего временного иерархического уровня — долгосрочного и краткосрочного планирования с помощью ЭВМ. В основном это задачи информационного характера: прием информации и ее статистическая обработка; сигнализация диспетчеру об отключении (включении) основного оборудования; проверка соответствия значений основных режимных параметров допустимым пределам и сигнализация диспетчеру в случае их отклонения; регистрация основных параметров режима в диспетчерской ведомости (ежечасная); выдача затребованной диспетчером информации.
Наряду с перечисленными задачами в результате дальнейшего развития АСДУ будут решаться и задачи оперативного прогнозирования и расчета (коррекции) установившихся и текущих режимов.
На первом этапе создания АСУ электронно-вычислительные машины выполняют вспомогательные расчеты. В этом случае информация с управляемого объекта поступает на управляющий объект (диспетчерский пункт). Диспетчер вводит информацию в ЭВМ, ЭВМ производит расчеты по определенной программе. Результаты этих расчетов диспетчер использует для оперативного управления.
Второй этап создания АСДУ предусматривает использование ЭВМ и средств сбора, передачи и обработки информации, а также автоматизацию решения задач на уровне оперативно-диспетчерского управления. В этом случае. АСДУ выполняет функции «советчика диспетчера». Информация с управляемого объекта автоматически обрабатывается на диспетчерском пункте и без вмешательства диспетчера вводится в ЭВМ. ЭВМ производит вычисления в соответствии с заданной программой. Результаты вычислений поступают к диспетчеру для принятия решений.
На третьем последнем этапе создания АСДУ предполагается, что она будет выполнять автоматическое управление режимами ЕЭС СССР: автоматическое регулирование частоты и перетоков активной мощности; автоматическую корректировку установок регуляторов напряжения и т. д. При автоматическом управлении режимами работа ЭВМ предусматривается в контуре замкнутого регулирования. В этом случае информация с управляемых объектов автоматически обрабатывается, вводится в ЭВМ. Результаты расчетов, без участия диспетчера, поступают в блок принятия решений. В блоке с помощью соответствующих критериев определяется оптимальность работы ЭЭС. При отклонении режима от оптимального на управляемые объекты поступают корректирующие сигналы. Диспетчер также получает информацию о режиме работы управляемых объектов. В случае необходимости он имеет возможность вносить коррективы в блок принятия решений.
В территориальном аспекте оперативно-диспетчерское управление режимами работы ЭЭС осуществляется по иерархической системе, содержащей четыре ступени:
Задавайте вопросы нашему консультанту, он ждет вас внизу экрана и всегда онлайн специально для Вас. Не стесняемся, мы работаем совершенно бесплатно!!!
Также оказываем консультации по телефону: 8 (800) 600-76-83, звонок по России бесплатный!
1) Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы СССР (ЦДУ ЕЭС СССР) и Объединенное диспетчерское управление европейской части СССР (ОДУ ЕЭС);
2) диспетчерские управления объединенными энергосистемами (ОДУ ОЭС);
3) центральные диспетчерские пункты энергосистем (ЦДП ЭС);
4) диспетчерские пункты управления электростанциями, диспетчерские пункты предприятий (районов) электрических сетей (ДП ПЭС) и диспетчерские пункты тепловых сетей.
Оперативно-диспетчерское управление построено по принципу подчинения более низких ступеней управления более высоким. Например, режим работы электростанций и районов электрических сетей должен удовлетворять требованиям режима ЭЭС; режим ЭЭС требованиям режима ОЭС и т. д.
Функциональный аспект предполагает разделение функций оперативно-диспетчерского управления по иерархическим ступеням. Каждой ступени управления соответствует определенный круг решаемых вопросов. Так, ЦДУ ЕЭС СССР в целом координирует работу энергетической отрасли промышленности; ОДУ ОЭС регулирует режим ОЭС; ЦДП ЭС ведет режим ЭЭС и осуществляет руководство оперативным персоналом электростанций и сетей.
Объединенным диспетчерским управлениям в оперативном отношении подчиняются только энергетические объекты, оказывающие влияние на режим ОЭС и диспетчерские службы ЭЭС.
Изложенные выше основные оперативные взаимоотношения по ступеням диспетчерского управления имеют место лишь при ведении нормального режима работы ЭЭС. При нормальном режиме работы в основу разделения функций положен принцип предоставления диспетчерским службам каждой ступени полной самостоятельности.
Особенности распределения функций возникают при предотвращении аварий. В этом случае стараются предоставить оперативному персоналу как можно больше самостоятельности. Это обусловлено стремлением быстрее ликвидировать или локализовать аварийные нарушения энергоснабжения.
АСДУ создаются на основе Центрального управляющего вычислительного центра при ЦДУ ЕЭЭС и вычислительных центров при ОДУ и ЭЭС. Решение задач АСДУ на уровнях ЦДУ, ОДУ, ЭЭС осуществляется в двух вычислительных системах — вычислительном комплексе (ВК) и оперативно-информационном комплексе (ОИК). Это обусловлено наличием в диспетчерском управлении двух функций — плановой и оперативной. Работа этих комплексов обеспечивается разными, но совместимыми в информационно-программном отношении техническими средствами. В ВК решаются задачи долгосрочного, текущего и оперативного планирования режимов и организации эксплуатации ЭЭС и ОЭС. В ОИК решаются задачи оперативного управления режимами и состоянием ЭЭС, анализа эксплуатации и производственно-статистической отчетности. Такое разделение позволяет удовлетворить требованиям надежности, производительности и экономичности средств вычислительной техники в АСДУ.
Задачи и организационные формы диспетчерского управления в ЭЭС
Задачи оперативно-диспетчерского управления в ЭЭС вытекают из общих задач, стоящих перед оперативным управлением энергетики: обеспечение качества энергии, удовлетворяющего установленным нормам надежности энергоснабжения, экономичности при рациональном использовании энергетических ресурсов и соблюдении заданных графиков нагрузки.
Задача обеспечения качества энергии состоит в поддержании нормальных параметров по частоте и напряжению электрического тока, давлению и температуре отпускаемых потребителям пара и горячей воды.
Надежность обеспечивается сохранностью энергетического оборудования, бесперебойностью энергоснабжения потребителей, устойчивостью параллельной работы ЭЭС и их объединений.
Вопросы экономичности работы ЭЭС тесно связаны с вопросами рационального использования энергетических ресурсов.
Все изложенные задачи решаются диспетчерским управлением посредством оптимизации режима работы ЭЭС. Оптимизация режима работы предусматривает решение следующих задач: выбор состава работающего оборудования; распределение активной нагрузки между электростанциями, отдельными агрегатами или их группами; распределение реактивной нагрузки между электростанциями и компенсирующими устройствами.
Решение задач оперативного управления в ЭЭС возложено на центральные диспетчерские службы ЭЭС (ЦДС ЭС). Эти службы являются центральным органом оперативного управления.
В зависимости от сложности ЭЭС, ее территориального расположения и объема оперативной работы различают следующие
организационные формы ее диспетчерского управления: посредством прямой связи центрального диспетчерского пункта энергосистемы (ЦДП ЭС) с диспетчерскими пунктами (ДП) электростанций и подстанций; посредством промежуточных ступеней — через районные диспетчерские службы (ДС), диспетчерские пункты предприятий электрических и тепловых сетей, диспетчерские службы энергосбыта.
Организация и содержание диспетчерского управления в ЭЭС
Организация диспетчерского управления в ЭЭС определяется наличием временных уровней оперативного управления. В соответствии с этим работников диспетчерской службы разделяют на занимающихся планированием режимов — долгосрочным, краткосрочным; осуществляющих оперативно-диспетчерское управление. Диспетчерская служба ЭЭС включает: центральную оперативно-диспетчерскую службу; службу режимов; гидрологическую службу (при наличии в ЭЭС гидроэлектростанций). Возглавляет диспетчерскую службу главный диспетчер. Оперативное руководство осуществляют дежурный диспетчер и его помощники. Служба режимов представлена несколькими группами персонала. Это группы, занимающиеся разработкой режимов электростанций, режимов электрических сетей, регулированием напряжения и т. д.
Система диспетчерского управления дополняется службами оперативного управления электростанциями и сетями, а также службой энергосбыта, регулирующей потребление энергии. На электростанциях оперативное управление осуществляет дежурный инженер электростанции, в сетях — дежурный диспетчер.
Центральная оперативно-диспетчерская служба ЭЭС выполняет только оперативные функции. К ним относят: регулирование режима ЭЭС в соответствии с планом-графиком и распоряжениями дежурного диспетчера ОДУ ЭЭС; координацию действий старшего оперативного персонала энергетических предприятий, входящих в ЭЭС; контролирование схем и режимов питающей сети ЭЭС; корректировку схем и режимов сети с целью достижения устойчивой параллельной работы электростанций и надежности питания основных нагрузочных узлов; корректировку распределения мощности между электростанциями при изменении условий работы ЭЭС; руководство регулированием напряжения в контрольных точках ЭЭС.
Дежурный диспетчер является оперативным руководителем работы ЭЭС. Все основное оборудование ЭЭС находится в оперативном управлении или ведении дежурного диспетчера. Операции с оборудованием, находящимся в управлении диспетчера, осуществляются только по его распоряжению, а в ведении — только с его согласия. В управлении дежурного диспетчера находится оборудование, операции с которым оказывают влияние на энергетический баланс ЭЭС, на регулирование качественных параметров энергии, на надежность и экономичность энергоснабжения. В ведении дежурного диспетчера находится все остальное оборудование, участвующее в производстве и транзитной передаче энергии.
Помощники дежурного диспетчера, каждый в своей части и в свое время, дают директивные указания старшему оперативному персоналу объектов непосредственного подчинения по ведению режима.
Диспетчерские службы энергетических предприятий наряду с оперативными функциями выполняют и работы, имеющие непосредственное отношение к технической эксплуатации. Основное содержание работы диспетчерских служб электростанций состоит в регулировании их мощности в соответствии с заданным графиком и распоряжениями дежурного диспетчера ЭЭС. Диспетчерские пункты предприятий электрических и тепловых сетей в основном выполняют функции передаточной инстанции в соответствии с действующими предписаниями и указаниями диспетчерской службы.
Оперативное ведение режима ЭЭС возможно только при соответствующей организации обмена информацией между диспетчерскими службами различных иерархических уровней. Обмен информацией в оперативно-диспетчерском управлении осуществляется с помощью телефонной связи, телесигнализации, телемеханики. Совершенствование оперативного управления идет по пути создания в ЭЭС управляющих вычислительных центров (УВЦ). УВЦ, оснащенные ЭВМ, предназначены для решения ряда задач оперативного управления. УВЦ выполняет операции по приему, обработке, отображению телеизмерений основных параметров режима. На основе анализа этих параметров, а также информации, получаемой по телетайпам и аппаратуре передачи данных, формируется модель текущего режима работы ЭЭС. Обновление этой модели возможно в темпе поступления информации.
УВЦ ЭЭС представляет собой верхний иерархический уровень системы сбора и обработки данных (ССОД). Средний уровень этой системы представлен опорными пунктами (ОП). ОП размещают на крупных энергетических объектах. Низшим уровнем ССОД являются первичные пункты сбора и обработки данных (ППД), которые располагают на отдельных производственных объектах. Они входят в состав объекта на правах отдела.
Оперативное управление резервами мощности электроэнергетической системы
Характеристика резервов мощности ЭЭС
Резерв мощности представляет собой разность между установленной мощностью турбогенераторов и текущей нагрузкой потребителей. Резерв используют для компенсации мощности, находящейся в ремонте; замещения мощности, аварийно вышедшей из работы; покрытия нагрузок, возникающих сверх запланированных. В связи с этим резерв мощности ЭЭС принято делить на две основные категории: народнохозяйственный и технико-экономический. Народнохозяйственный резерв включает в себя промышленный и энергетический резервы. Технико-экономический резерв состоит из следующих видов резерва: эксплуатационного, ремонтного, нагрузочного и аварийного.
Кроме того, резервы мощности классифицируются по целевому назначению, производственному признаку, энергетической обеспеченности, зоне действия и мобильности.
По целевому назначению различают ремонтный, нагрузочный, аварийный, народнохозяйственный резервы мощности. Эксплуатационный резерв обычно учитывают с помощью величины располагаемой мощности. Поэтому его не выделяют в отдельный вид резерва.
Ремонтный резерв предназначен для компенсации мощности, выводимой в плановые (капитальный и текущий) ремонты. Проведение капитальных ремонтов приурочивают, как правило, к сезонным снижениям нагрузки ЭЭС. Поэтому ремонтный резерв при максимальных нагрузках необходим в основном для проведения текущих ремонтов.
Нагрузочный резерв предназначен для компенсации нерегулярных или непредвиденных колебаний нагрузки, которые возникают в связи с погрешностями планирования или прогнозирования. В тех случаях, когда баланс мощности ЭЭС разработан с учетом нерегулярного максимума нагрузки, этот вид резерва в составе необходимого резерва мощности ЭЭС не учитывают. Аварийный резерв мощности обеспечивает нормируемую надежность ЭЭС и служит для компенсации мощности оборудования, вышедшего из работы в результате аварии. В совокупности нагрузочный и аварийный резервы представляют незагруженную производственную мощность оборудования и находятся в оперативном распоряжении диспетчера ЭЭС.
Народнохозяйственный резерв создается в крупных ЭЭС. Он служит для компенсации возможного повышения нагрузки потребителя и для обеспечения ускоренного развития отраслей народного хозяйства, а также для целей обороны.
По производственному признаку различают: резерв генерирования; резерв передачи; эквивалент резерва.
К резерву генерирования относят генерирующее оборудование электростанций, синхронные компенсаторы, статические конденсаторы.
Резерв передачи обеспечивается трансформаторами и линиями электропередачи. Резервы передачи и генерирования создаются за счет мощности ЭЭС. В отличие от них эквивалент резерва создается в потребляющей части ЭЭС за счет регулирования режима потребления электроэнергии и за счет потребителей-регуляторов.
Под энергетической обеспеченностью резерва понимают наличие в ЭЭС как резерва мощности, так и резерва энергии. Резерв, обеспечивающий восстановление энергетического баланса как по мощности, так и по энергии, различают как полноценный резерв.
Резерв мощности позволяет восстанавливать и поддерживать энергетический баланс только непродолжительное время. Например, при малом стоке воды ГЭС не имеют резерва энергии, но в определенные моменты за счет резервных агрегатов они могут выдавать дополнительную мощность.
Резерв энергии позволяет вырабатывать электроэнергию в полном объеме небаланса, но не может развивать мощность в размере этого небаланса. Например, КЭС при отсутствии резервных агрегатов располагают резервом энергии, но не имеют резерва мощности. Резерв энергии может быть использован во время спада нагрузки для компенсации сработки воды в водохранилищах ГЭС.
По зоне действия различают резерв внутристанционный и общесистемный. Эти резервы сосредоточены на электростанциях. Внутристанционный резерв используют для замены одного элемента оборудования другим одноименным элементом. Он слагается из однотипного оборудования или запасных единиц вспомогательного оборудования. Особенность этого резерва состоит в том, что его использование не изменяет возможный отпуск мощности электростанцией.
Общесистемный резерв представлен во всех звеньях энергетического процесса на резервирующей электростанции.
Оперативный резерв мощности и формы его содержания
Под оперативным резервом понимают резерв мощности, компенсирующий аварийные отключения оборудования (аварийный резерв) и неточности текущего планирования графика нагрузок ЭЭС (нагрузочный резерв). В связи с этим этот резерв предназначен для ликвидации неожиданных нарушений энергетического баланса.
По характеру содержания оперативный резерв различают как включенный, так и невключенный. Включенный резерв мощности заключен в агрегатах, работающих с недогрузкой или на холостом ходу. Невключенный резерв мощности содержится в агрегатах, выведенных из работы. Кроме того, этот вид резерва может быть создан посредством снижения мощности, передаваемой в другие ЭЭС, и увеличением мощности, получаемой от них.
К оперативному резерву предъявляются очень жесткие требования по мобильности. В зависимости от характера содержания и мобильности различают оперативный резерв первой, второй и третьей категорий.
Оперативный резерв первой категории может быть только включенным и предназначен для предотвращения нарушения устойчивости, автоматического восстановления питания потребителей (отключенных действием противоаварийной автоматики), восстановления частоты. Мобильность этой категории резерва составляет от доли секунды до десятков секунд.
Оперативный резерв второй категории может быть включенным и невключенным и предназначен для ликвидации перегрузок линий электропередачи по току, восстановления нормальных запасов устойчивости, частоты. Мобильность этой категории резерва составляет от минуты до десятков минут.
Оперативный резерв третьей категории — невключенный. Он предназначен для восстановления нормального режима при значительных дефицитах мощности. Мобильность резерва составляет часы.
Определение размеров резервной мощности
Каждый вид общего резерва ЭЭС компенсирует соответствующее отклонение ее мощности. Поэтому к определению размеров мощности каждого вида резерва подходят с помощью соответствующих методических приемов. Определение размеров резервной мощности имеет место только при проектировании и планировании работы ЭЭС. При оперативном регулировании диспетчер ЗЭС работает уже с имеющимся резервом.
Статью подготовила доцент кафедры социально-гуманитарных дисциплин Волгушева Алла Александровна. 
