Методические указания для проведения практических занятий и выполнения курсового проекта по дисциплине (стр. 2 из 15)

- АСДУ, состоящую из оперативно-информационного управляющего комплекса (ОИУК), АРМ специалистов РДС (РДГ), УТМ, систем контроля, защиты и управления (СКЗУ), автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП);

- автоматизированная система управления предприятием (АСУ П) с элементами подсистемы автоматизированной системы контроля, учета электрической энергии (АСКУЭ).

Рисунок.2.2 Организационная структура ИАСУ РЭС

ИАСУ РЭС должна представлять собой двух уровневую систему управления.

Верхний уровень ИАСУ РЭС автоматизирует оперативно-диспетчерские, производственно-технические функции специалистов РЭС и ОЭП (участков) РЭС.

Нижний уровень ИАСУ РЭС должен включать устройства СКЗУ, УТМ или АСУ ТП подстанций и автоматизирует управление оборудованием ПС, ТП, РП, находящихся в оперативном управлении и ведении диспетчера РЭС [1].

Функциональная структура ИАСУ РЭС должна соответствовать назначению, функциям и задачам структурных подразделений РЭС и ОЭП в соответствии с рисунком 2.3.

Рисунок 2.3 - Функциональная структура ИАСУ РЭС

3 Требования к АСДУ РЭС

АСДУ представляет собой совокупность технических средств и информационно-математического обеспечения, которые используются при диспетчерском управлении на основе ЭВМ.

Нормативным материалом при определении требований к АСДУ РЭС является Руководящий документ «Основные положения по автоматизации района электрических сетей» [1].

АСДУ РЭС должна обеспечивать:

- бесперебойное в рамках договорных обязательств электроснабжение потребителей;

- обеспечение экономичности и качества электроснабжения;

- обеспечение безопасного производства работ в соответствии с требованиями ПТБ и управления другими директивными материалами;

- взаимодействия со смежными автоматизированными системами;

- взаимодействие с оперативным персоналом.

АСДУ РЭС должна быть представлена в виде двухуровневой системы в соответствии с рисунком 3.1.

Рисунок 3.1 - Структура АСДУ РЭС (принципиальная схема)

На нижнем уровне – КП (контролируемые пункты) должно осуществляться:

- сбор информации от первичных датчиков и преобразователей, решение локальных задач сигнализации, измерений, диагностики, управления, защиты и автоматики;

- предварительная обработка и передача результатов работы на более высокие по иерархии уровни системы управления. В настоящее время наиболее перспективным методом обмена информации является ОРС-технология [1].

Технической базой нижнего уровня должны являться:

- интеллектуальные устройства сбора, обработки и передачи данных на основе программируемых аппаратных средств;

- технические средства подсистемы АСКУЭ на объекте управления;

- интеллектуальные устройства для реализации функций автоматики и приёма-передачи данных от цифровых защит на основе программируемых аппаратных средств;

- приборы по определению мест повреждения;

- микропроцессорные защиты;

В состав АСДУ РЭС нижнего уровня должны включаться не менее двух программируемых контроллеров. Один контроллер реализует функции релейной защиты и автоматики, другой - функции сбора, передачи и обработки телеметрических данных. При этом технические характеристики и программное обеспечение каждого из контроллеров должны обеспечивать возможность отработки всех вышеперечисленных функций на одном устройстве. Такая конфигурация интеллектуальных устройств нижнего уровня АСДУ позволит иметь горячий резерв и обеспечит возможность плановых ремонтов и аварийной замены устройств. Данная архитектура в соответствии с рисунком 3.2 позволит корректно разделить границы ответственности за эксплуатацию оборудования между технологическими подразделениями РЭС (ФЭС).

Рисунок 3.2 - Архитектура технических средств нижнего уровня

На верхнем уровне АСДУ – диспетчерском пункте (ДП) РЭС должны решаться задачи:

- управления (автоматического, оперативного);

- расчетные (планирование режима, ОМП и др.);

- информационной поддержки (обеспечение принятия решений) диспетчера;

- тренажер.

К автоматическому управлению относятся задачи, решаемые средствами релейной защиты, автоматики и регулирования.

К задачам оперативного управления, решаемым на часовых и внутричасовых временных интервалах средствами оперативно-информационных управляющих комплексов (ОИУК), относятся:

- сбор информации от устройств телемеханики:

- вывод информации на устройства телемеханики;

- контроль исправности устройств телемеханики и каналообразующей аппаратуры;

- масштабирование телеинформации:

- контроль достоверности телеинформации;

- контроль телеинформации по уставкам;

- фильтрация и сглаживание телеинформации:

- дорасчет нетелеизмеряемых режимных параметров;

- отображение и представление телеинформации и текущего состояния схем электрических сетей и подстанций диспетчерскому персоналу и другим пользователям на экранах мониторов:

- вывод телеинформации на устройства печати;

- ведение архивов: минутных и часовых значений телеизмерений, архивов анализируемых ситуаций и событий;

- телеуправление;

- автоматическая регистрация и архивирование диспетчерских переговоров;

- ведение «Оперативного журнала» и других диспетчерских журналов;

- ведение справочной системы диспетчерской документации, в том числе: ввод, коррекция, хранение, быстрый поиск и отображение инструкций, циркуляров, правил, схем допустимых нагрузок и т.д. [1]

К задачам планирования режимов относятся задачи перспективного долгосрочного (год, квартал, месяц) и краткосрочного (неделя, сутки, часть суток) планирования, в том числе:

- обработка и достоверизация контрольных замеров нагрузки;

- определение статических характеристик нагрузок;

- прогноз нагрузок в узлах электрических сетей на характерные периоды;

- расчет и анализ установившихся режимов, надежностных характеристик электрических сетей напряжением 6-10 кВ и выборочно сетей 0,4, 35-110 кВ;

- расчет токов короткого замыкания в электрических сетях 6-10 кВ;

- расчет токов короткого замыкания и выбор плавких вставок в сетях 0,4 кВ;

- расчет уставок релейной защиты и автоматики в распределительных сетях 6-10 кВ;

- оптимизация законов регулирования напряжения в центрах питания, выбор ответвлений трансформаторов распределительных сетей, оптимизация режимов работы конденсаторных батарей и других местных средств регулирования напряжения;

- расчет, анализ, нормирование и прогноз потерь электроэнергии в электрических сетях 0,4-10 кВ;

- прогнозирование и анализ загрузки трансформаторов распределительных сетей и выбор экономичного режима их работы;

- расчет оптимальных точек размыкания электрических сетей по критерию минимума потерь электроэнергии (мощности), надежности;

- оценка режимных последствий ввода в работу новых объектов и подключение их к электрическим сетям;

- разработка и корректировка нормальной и ремонтной схем электрических сетей;

- разработка типовых ремонтных схем;

- определение эквитоковых зон при коротких замыканиях в электрических сетях с целью отыскания и локализации поврежденных участков и др.

На ДП РЭС должны быть организованы не менее двух автоматизированных рабочих мест: АРМ диспетчера РЭС, АРМ начальника РДС (старшего диспетчера РДГ), АРМ специалиста по расчету режимов, АРМ телемеханика [1].

Одной из задач АСДУ является контроль параметров по предельным значениям. Определим предельные значения контролируемых параметров для линий и трансформаторов заданного района электрической сети.

Контроль перегрузки линий

Контроль тока (мощности) выполняется для подачи предупредительного сигнала в случае, когда ток (мощность) превышает максимально допустимый ток в течение времени уставки. В данной функции предусматривается контроль пропускной способности линий по условию нагрева проводников.

Согласно Инструкции по ликвидации аварийных режимов в ОЭС Беларуси максимально допустимая аварийная токовая нагрузка на провода воздушной линии не должна превышать 120% нагрузки, длительно допустимой при фактически имеющейся в данное время суток температуре окружающего воздуха. Она определяется путем умножения величины нагрузки, длительно допустимой при температуре окружающего воздуха, равной +25 0С, на соответствующий коэффициент согласно таблице 3.1 [5].

Таблица 3.1 – Коэффициенты перегрузки линий
Температура окружающей среды, 0С	-5 и ниже	0	+5	+10	+15	+20
Коэффициент перегрузки	1.55	1.49	1.44	1.38	1.33	1.26
Температура окружающей среды, 0С	+25	+30	+35	+40	+45	+50
Коэффициент перегрузки	1.20	1.13	1.06	0.97	0.89	0.8

Аварийная перегрузка проводов ВЛ допускается (во избежание отключения потребителей, ограничения выдачи мощности станций) на период ввода резерва, восстановления поврежденных линий и оборудования станций и подстанций, но не более чем на одни сутки.