Стартовая >> Архив >> Расширение возможности использования АСКУЭ в энергосистемах

Расширение возможности использования АСКУЭ в энергосистемах

Ковезев С. Н.,  Мансветов В. Л.

Совершенствование экономических показателей работы энергосистем немыслимо без автоматизации учета энергии, мощности, топлива. Современные требования к средствам автоматизации учета энергии и мощности изменяются по сравнению с теми, что недавно всех устраивали.
В настоящее время в энергосистемах широко распространены информационно-измерительные комплексы, построенные на системах телемеханики, позволяющие осуществлять замеры активных и реактивных мощностей и напряжений в темпе процесса для управления и контроля нагрузкой энергосистемы [1]. Однако телемеханические системы измерений мощности в настоящее время не вполне обеспечивают решение стоящих задач.
Недостаточная точность замеров суммарной нагрузки энергосистемы, отдельных агрегатов электростанций и распределения потоков мощности в сети позволяет лишь приближенно оценить режим энергосистемы, и в ряде случаев не позволяет с необходимой точностью оптимизировать распределение нагрузки как внутри энергосистемы, так и внутри электростанций, между отдельными котельно-турбинными агрегатами. Эффективность оптимизации управляющих воздействий и соответственно экономия топлива или снижение потерь на транспорт энергии определяются точностью замеров исходных для оптимизации режимов. Например, погрешности определения характеристик относительных приростов (ХОП) для электростанций могут привести к перерасходу топлива, равному 30 - 90% возможной экономии [2]. Если фактический результат оптимизации меньше, чем возможные погрешности, то эффект оптимизации носит ложный характер. Он будет утерян из-за невозможности реализации оптимальных решений.
Расчеты показывают [2], что при погрешностях характеристик относительных приростов, равных 9 - 15%, эффект оптимизации распределения нагрузки соизмерим с проигрышем от погрешностей характеристик. Аналогичное положение имеет место при оптимизации различными методами распределения мощности между электростанциями энергообъединения [2 - 4], когда из-за неточности исходной информации может быть утерян глобальный оптимум расхода топлива, а отыскан лишь локальный оптимум, что не всегда совпадает с минимумом затрат на топливо.
Не всегда удовлетворяет точность замеров телемеханики и при ее использовании для целей централизованной системы противоаварийной автоматики энергообъединений, так как возможна недостаточная дозировка воздействия на нагрузку энергообъединения в аварийных режимах, и, как следствие, невыполнение или неполное выполнение противоаварийной автоматикой своих функций по предупреждению нарушений устойчивости [5]. Замеры реальной нагрузки в темпе процесса, попадающей в графики экстренных отключений и ограничений нагрузки, подключенной к САОН и другим средствам ПАА, в ряде случаев становятся невозможными, так как для этого требуется произвести массовые замеры мощности на линиях 6 - 10 кВ, которые не обеспечены преобразователями для телеизмерения мощности.
Не удовлетворяет также современным требованиям точность телеизмерения сальдо перетоков энергосистем, если в темпе процесса требуется ввести ограничения или временные отключения нагрузки, особенно если мощность ограничений несоизмеримо мала по сравнению с мощностью сальдо перетока. Очевидно, что при одной и той же относительной погрешности информационноизмерительной системы (а) замер нагрузки на уровне сальдо перетока энергосистемы (Рсп) дает значительно большую абсолютную погрешность (ДРа), чем при замере нагрузок на уровне энергообъекта (Рэо) или района электросетей (РЭС), или даже предприятия электросетей (ПЭС). Действительно, если Рсп > Рэо, то и аРсп > аРэо. Поэтому оперативные замеры небольших по абсолютной величине ограничений или отключений, особенно в период больших изменений нагрузки, например, в период приближения к максимуму нагрузки, целесообразно производить на уровне энергообъектов и даже по отдельным присоединениям, а также РЭС, ПЭС, но передавать их на уровень диспетчера энергосистемы.
Однако на уровне энергообъектов на напряжении 6 - 35 кВ, как правило, отсутствуют средства телеизмерения на отходящих линиях, есть замеры токов на вводах трансформаторов. На отходящих линиях таких объектов есть только электросчетчики и щитовые приборы, которые сами по себе не позволяют передать оперативную информацию с объекта, и, в конечном итоге, - с РЭС и ПЭС, но, как будет показано далее, при наличии АСКУЭ на
этих объектах оперативные замеры по присоединениям этих объектов могут быть осуществлены, т.е. эта нагрузка станет наблюдаемой.
Устанавливать для оперативного контроля на отходящих линиях дополнительно преобразователи телеизмерения нецелесообразно, так как это приведет к существенным дополнительным затратам, а также выведет из допустимого класса точности все средства измерения, включая и расчетные электросчетчики, в связи с тем, что на уровне напряжений 6 - 35 кВ эти цепи и без того перегружены. Следовательно, существующая система телемеханики не позволяет обеспечить замер небольших нагрузок на уровне энергообъектов по отдельным присоединениям, а величина абсолютного ограничения энергосистемы соизмерима с погрешностями телеизмерительной системы оперативно-измерительного комплекса, измеряющей сальдо перетока по ряду точек расчетного учета на границах энергосистемы.
Некоторые составляющие погрешностей телеизмерений (ТИ) широко известны [1, 6 - 7] - это погрешности по модулю и углу трансформаторов тока и напряжения, первичных преобразователей, включая основные и дополнительные погрешности этих устройств. Такие погрешности однотипны с погрешностями соответствующих элементов системы АСКУЭ. Расчет и измерение этих погрешностей не представляет труда. Однако для телеизмерительных систем имеются еще специфические виды погрешностей [7]: погрешности передающих и приемных устройств телемеханики и канала связи, погрешности преобразования в устройстве обработки информации (масштабирование, округление, усреднение), а также погрешности, возникающие в центральной приемопередающей станции (ЦППС) информационно-измерительного комплекса. В свою очередь, эти составляющие погрешностей имеют в своем составе погрешности преобразования аналог-код (погрешности квантования по уровню и дискретизации по времени). Погрешности в канале связи определяются, во-первых, погрешностями, появляющимися при ретрансляции сигналов, которые иногда проходят несколько ступеней трансляции из-за удаленности объектов от диспетчерского пункта, где осуществляется сбор информации, а, во-вторых, искажениями сигнала помехами в канале связи. Согласно [7] при ретрансляции сигналов с одного уровня на другой уровень (i ) результирующая погрешность в канале связи определяется:
(1)
где So - приведенная динамическая погрешность в канале без ретрансляции;
- отношение циклов обновления на соседних уровнях трансляции i и i + 1.
Из выражения (1) следует, что при малых q < 0,3 увеличение числа уровней передачи информации не приводит к росту погрешностей. Для выполнения условия q < 1 необходимо на каждом последующем уровне передачи увеличивать скорость передачи информации, по крайней мере, на порядок, что трудновыполнимо при существующих каналах связи. Если же скорости на каждом уровне передачи информации примерно одинаковы (что в основном соответствует современному состоянию каналов связи), то уже при трех уровнях передачи информации (i = 3) и q ^ 1, 5oi ^ 2, а при q = 2, 5oi = 4, т.е. погрешность за счет ретрансляции по цепочечно-радиальной системе телемеханики возрастает в 4 раза. Такие ретрансляции и соответственно появление таких динамических погрешностей становятся неизбежными особенно для оперативно-информационного комплекса на верхнем уровне энергосистем и ОДУ при большой протяженности каналов связи с объектов, проходящих иногда частично даже через различные смежные энергосистемы.
Погрешности дискретизации по времени, погрешности от многоуровневой передачи являются разновидностями динамической погрешности. Другая разновидность динамической погрешности связана с тем, что при наличии помех в каналах связи действует защита от приема искаженных посылок телемеханики. Если защита недостаточна и не корректирует ошибки, то сигнал будет принят даже при наличии помехи с искажением информационной части сигнала, т.е. произойдет появление погрешности замера. Если защита от приема искаженных посылок обеспечена, то при наличии помех прием сигнала задерживается на время, когда помеха будет устранена (имеется в виду циклическая передача ТИ).
Находящиеся в эксплуатации системы телемеханики типа “Гранит” с протоколом передачи HDLC имеют класс достоверности по МЭК, близкий к I2 [7], работа в котором означает, что вероятен прием ложных информационных сигналов при наличии помех в канале связи, а иногда и задержка в приеме сигналов.

схема коммерческого учета выработки и отпуска электроэнергии
Рис. 1. Принципиальная схема коммерческого учета выработки и отпуска электроэнергии на Ижевской ТЭЦ-1

Опыт показывает, что задержка приема сигнала по этой причине по шумящим каналам связи достигает 20 - 30 с и более. Имели место случаи отказа приема обновленных ТС в течение получаса. Длительность блокировки посылок телемеханики является сложной функцией методов защиты от помех собственно канала связи, в частности, методов модуляции, а также метода кодирования посылок телемеханики, формата передачи приема сигналов, класса достоверности системы телемеханики, скорости передачи информации, типа диалоговых процедур передачи.
Во время блокирования сигнала телеизмерения при действии помех может измениться величина измеряемого сигнала, так как изменяется нагрузка энергосистемы. Этот вид динамической погрешности при циклической передаче носит в общем случае случайный и неопределенный (блокирование может быть или не быть) характер. Число каналов, по которым происходит сбор информации в точках расчетного учета энергосистемы, может быть для различных энергосистем велико. По некоторым каналам может быть несколько уровней приема, а условия прохождения сигналов в них при наличии помех - разные. Поэтому невозможно регламентировать величину этой динамической погрешности для информационной системы. В [8] записано, что основная и дополнительная погрешности аппаратуры передачи данных (АПД) и ЭВМ не нормируются. Не нормируются соответственно, и методы замеров такого вида погрешностей [9 - 11].
Природа динамической погрешности в каналах передачи данных и в ЭВМ (в качестве ЦППС и средств дальнейшей обработки информации) является вероятностной и частично неопределенной (вероятностно-неопределенной) и принципиально отличается от динамической погрешности обычных средств измерений и автоматики, где динамические погрешности определяются детерминированными динамическими характеристиками средств измерений с возможными случайными отклонениями этих характеристик [11].
На практике отмечались также случаи “генерации” ложных посылок непосредственно от самой центральной приемопередающей станции, принимающей сигналы телеизмерения и телесигнализации. Благодаря вероятностно-неопределенной природе динамических погрешностей в АПД и ЭВМ невозможно зафиксировать даже область погрешностей системы в целом. По нашему мнению, такие погрешности в оперативно-измерительном комплексе могут иметь решающее значение.
схема коммерческого учета выработки и отпуска тепла
Рис. 2. Принципиальная схема коммерческого учета выработки и отпуска тепла на Ижевской ТЭЦ-1

Практика подтверждает наличие “необъяснимых всплесков” погрешностей до 10 - 30% в результирующих замерах сальдо перетоков энергосистемы с 12 - 13 точек замера. Контролировать выполнение диспетчерского графика в этом случае с точностью до 2% становится невозможно. Составляющие погрешностей преобразователей, трансформаторов тока и напряжения при этом остаются в пределах нормы. Наличие больших неопределенных погрешностей в телеизмерительном комплексе и, с другой стороны, стремление получить высокую точность с применением системы телеизмерений, исходя из экономических соображений, как указано ранее, привело к применению методов оценки состояния параметров режимов энергосистемы, получаемых с помощью телеметрии [12], позволяющих приблизить многомерный, искаженный погрешностями вектор телеизмерений параметров режима к вектору параметров действительного режима, выявить грубые ошибки телеизмерений. Однако точность полученного в результате оценки состояния отклонений измеренного многомерного вектора параметров режима от вектора вероятного режима также неизвестна, что может привести к неполной или даже ложной оптимизации, к еще большему заблуждению.
Альтернативой сложившемуся положению с неопределенной точностью информационно-измерительных комплексов, использующих телеметрию, может стать применение для оперативного съема информации автоматизированных систем контроля и учета энергии (АСКУЭ).
На Ижевской ТЭЦ-1 Удмуртэнерго уже около 5 лет успешно эксплуатируется как единая автоматизированная система учета электрической, тепловой энергии и газа типа “Спрут” с использованием многоканальных автоматических регистраторов типа МАВР 102.М. Разработка и изготовление системы осуществлены фирмой ОВ (г. Санкт-Петербург). Имеется сертификат Госстандарта России как на отдельные регистраторы МАВР 102.М, так и на всю систему “Спрут” класса точности 0,2 (сертификат об утверждении типа измерений № 7139 комплексов измерительно-вычислительных “Спрут” зарегистрирован в Госреестре средств измерений под № 18 897 - 99). Адаптеры токового импульсного сигнала имеют класс точности 0,1, адаптеры унифицированных токовых сигналов 0-5 мА и 4-20 мА - класс точности 0,2, предел допускаемой приведенной погрешности при измерении температуры газов и жидкостей 0,5%, а предел допускаемой относительной погрешности вычислений тепловой энергии и расхода - 0,1%.
На рис. 1 приведена принципиальная схема учета выработки и отпуска электроэнергии на Ижевской ТЭЦ-1. На рис. 2 - то же, но при выработке и отпуске тепловой энергии, а на рис. 3 - структурная схема всей системы для учета выработки и отпуска электроэнергии, тепла и газа. Помимо стандартных функций АСКУЭ, выполняемых данной системой по учету электроэнергии в соответствии с [13], и, что немаловажно, построения системы учета электроэнергии, мощности, тепла, расхода жидкостей и газа в рамках единых программно-технических средств, в системе “Спрут” имеется ряд дополнительных особенностей, улучшающих, на наш взгляд, ее качество. Так, в информационных каналах регистратора МАВР 102.М при сборе информации с электросчетчиков или других первичных преобразователей энергии формируются значения физических величин с последующим их преобразованием в именованные мгновенные величины с усреднением их на интервалах 2, 10, 30 и 60 с, а также 5-минутные учетные значения (усредненные за 5 мин). Столь малые временные интервалы, по имеющимся сведениям, в средствах АСКУЭ еще получать не удавалось, что приближает эту систему по оперативности к системам телемеханики.
схема АСКУЭ Ижевской ТЭЦ
Рис. 3. Структурная схема АСКУЭ Ижевской ТЭЦ-1

Адаптивное сжатие с усреднением за 2, 10, 30, 60 с во входных каналах регистратора, L-преобразование входных величин, а также канальная коррекция информационных сигналов позволяют уменьшить загрузку энергонезависимой памяти при незначительных изменениях регистрируемого параметра (менее параметра сжатия), повысить точность счета импульсов на малых интервалах времени и улучшить другие метрологические характеристики регистратора. Мгновенные значения хранятся в энергонезависимой памяти регистратора в виде файла с метками времени, что позволяет в дальнейшем синхронизировать на верхнем уровне системы данные от различных источников информации, от различных объектов.
Суммирование синхронизированных по времени файлов на верхнем уровне придает системе важное свойство - отсутствие динамических погрешностей, о которых говорилось ранее применительно к телемеханическим системам. Это свойство особенно важно применительно к сбору информации о сальдо перетоках энергосистем, так как именно там имеют место каналы связи с ретрансляцией, и абсолютные значения погрешностей дают наибольший ущерб в точности результирующих замеров.
Очевидно, что сбор информации, близкий к темпу процесса без динамических погрешностей, становится возможным, если будет обеспечена быстрая и достоверная передача информации от точки учета энергии на объекте к коммуникационному узлу регистратора МАВР 102.М и далее - к ин- формационно-управляющей станции более высокого уровня. Коммуникационный узел регистратора состоит из блока регистрации Е 102 (МАВР 102.М), модемного узла и цифрового интерфейса RS-232 (RS-485), который предназначен для связи регистраторов МАВР 102.М между собой на объекте и сопряжения с нетиповым оборудованием, например, каналообразующими средствами связи, а также с многофункциональными счетчиками расхода электроэнергии, тепла, газа.
Число информационных входов функциональных блоков ИВК “Спрут”: блок регистрации Е102 (МАВР 102.М) - 16, адаптер унифицированных токовых сигналов Е 403 - 4, адаптер телеметрических сигналов Е 402 - 16, адаптер термопреобразователей сопротивления Е 401 - 1, многоканальное устройство связи (МУС) Е 100 - 4.
Измерительные каналы от счетчиков с токовым импульсным выходным сигналом могут подключаться или непосредственно к информационным входным каналам блока регистрации Е 102, или к адаптерам Е 402, что позволит увеличить общее количество каналов от счетчиков с импульсным выходом до 64. Адаптер Е 403 позволит комплексировать на один информационный вход блока регистрации Е 102 четыре измерительных канала с унифицированным токовым входным сигналом 0 - 5, 4 - 20 мА, или, при дополнительном использовании адаптеров Е 401, четыре канала с входным сигналом от термометра сопротивления.
Адаптер Е 402 позволяет также комплексиро- вать 16 информационных каналов с входным сигналом типа “сухой контакт”. Все типы измерительных каналов могут быть подключены к одному регистратору МАВР 102.М в произвольных сочетаниях. Для уменьшения помех, снижения затрат на кабельную продукцию регистраторы Е 102 и адаптеры Е 402 выполнены малоканальными (16 каналов), но возможно неограниченное наращивание числа регистраторов, канальных адаптеров и соответственно информационных каналов, комплексирование их в систему в соответствии с потребностями.
Сбор информации с первичных датчиков непосредственно на объекте происходит по проводам моноканала, с комплексированием нескольких регистраторов МАВР102.М в сегменты с прямым или транзитным выходом через многоканальное устройство связи (МУС), либо транзитный или прямой выход на АТС или в радиоканал. Многоканальное устройство связи (МУС) имеет выход на компьютер информационно-управляющей станции (ИУС) системы “Спрут”.
Максимальное число измерительных каналов, которые могут быть комплексированы на четыре входа одного многоканального устройства связи Е 100 - 1280. При этом следует отметить, что возможности системы по наращиванию количества измерительных каналов, как на данном объекте, так и на более высоком уровне управления ничем не ограничены. Это достигается путем установки дополнительных регистраторов Е 102, адаптеров, МУС (Е 100) и ИУС.
Сбор показаний непосредственно на объекте с регистраторов МАВР 102.М на Notebook возможен при использовании специального адаптера по интерфейсу RS-232 и соответствующего программного обеспечения фирмы ОВ. Кроме того, на Ижевской ТЭЦ-1 предусмотрен для текущего контроля точности ИВК эмулятор показаний счетчиков, позволяющий сравнить показания счетчиков по шкале с показаниями после их обработки в ИВК “Спрут”.
Для передачи информации в системе “Спрут” непосредственно на объекте предусмотрены проводные каналы (моноканал), а вне объекта для связи с верхним уровнем управления - радиоканалы, и работа по неполным коммутируемым ВЧ каналам в полосе частот 0,3 - 2,4 кГц, или по полным коммутируемым и выделенным каналам в полосе частот для передачи данных (2,4 - 3,4 кГц). Для обеспечения возможности децентрализованной работы в канале модемного узла, включаемого в систему через каналы АТС, применяется механизм транзитного включения через RS-порты двух регистраторов. Для такой связи используется интерфейс RS-232/485. По каналу 0,3 - 2,4 кГц связь с верхним уровнем системы осуществляется с использованием модема, работающего по протоколу V.23 со скоростью 600 - 1200 бод (с обратным каналом в этой же полосе частот - 450 - 390 Гц). Наличие обратной связи позволяет обеспечить повышение достоверности пакетной передачи информации при наличии помех. Если же защита из-за наличия помех в канале связи не позволит осуществить прием информации, то информация сохраняется на уровне регистратора в энергонезависимой памяти с последующей автоматической передачей информации на верхний уровень всей запомненной информации после восстановления канала связи.
Регистратор имеет память на 180 000 значений измеряемых величин, что при хранении мгновенных значений в течение 3 ч дает дополнительную возможность хранить 5-минутные значения по 10 каналам в течение 4,5 мес, что по объему значительно больше требуемых по [13] и больше аналогичных систем такого рода. Конечно, при высоком уровне помех в канале связи между регистратором МАВР102.М (УСПД) и центральным вычислительным устройством или информационно-управляющей станцией (ИУС - по терминологии разработчиков), и соответственно непрохождении информации - такая информация перестает быть оперативной, так как к потребителю мгновенные значения информации попадают лишь после восстановления в работе канала связи, причем, эти данные в регистраторе хранятся не менее 3 ч. Но благодаря более высокому уровню защиты информации по протоколу V.23 и наличию меток времени в формируемых для передачи пакетах, наличию дуплексного протокола передачи с коррекцией ошибок (М№) - прошедшая к потребителю информация будет более достоверной и не будет содержать тех динамических погрешностей, которые мы “не замечаем” при традиционных системах телемеханики оперативно-информационного комплекса.
Оперативный контроль с использованием средств АСКУЭ имеет ряд других преимуществ по сравнению с системами телемеханики. В частности, для подстанций с низшим напряжением 35- 6 кВ на отходящих линиях не существуют средства телеизмерения, но имеются электросчетчики, с помощью которых без существенных затрат на существующих объектах с использованием системы “Спрут” можно собирать оперативную информацию и повысить точность отслеживания небольших изменений нагрузки энергосистемы, что сделает нагрузку отходящих линий 6 - 10 кВ наблюдаемой, причем в фоновом автоматическом режиме, без специального запроса с верхнего уровня. С другой стороны, использование на отходящих линиях электронных счетчиков с импульсным выходом повышает точность первичного преобразования электроэнергии и мощности по сравнению с преобразователями телемеханики: выше класс точности, меньше потребление, меньше ток чувствительности, лучше метрологический надзор, выше разрешающая способность. Впрочем, система “Спрут” позволяет подключение как электронных счетчиков, так и электромеханических через датчики телеметрического выхода.
Программно-технические средства информационно-измерительного комплекса “Спрут” унифицированы настолько, что позволяют не только собирать оперативную и статистическую информацию об электрической энергии и мощности, но и осуществлять другие стандартные функции телемеханики - ТИ (с выхода преобразователей с нормированными токовыми сигналами 0-5 мА, 4 - 20 мА), ТС, ТУ, ТР с использованием дополнительных адаптеров к регистраторам МАВР102.М. В рамках единой автоматизированной системы это оправдано, так как позволяет расширять возможности, обеспечив такое важное качество, как управление нагрузкой в темпе процесса по заданию функции на верхнем уровне управления, например, при превышении потребления мощности в заданные часы, с учетом неплатежеспособности потребителя, снижения частоты и других условий, при необходимости принятия экстренных мер по отключению потребителей в предаварийном состоянии ОЭС и др.
Система “Спрут” позволяет построить многоуровневую иерархическую систему с практически неограниченным числом измерительных и управляющих каналов. Управление заданиями на верхнем уровне иерархической системы “Спрут” придает оперативность системе, дает возможность быстрого изменения заданий на управление нагрузкой, а также на изменение тарифных зон с верхнего уровня, позволяет дополнить информационную систему высокой точности (АСКУЭ) управляющей системой, в том числе и циркулярной, что, насколько известно, в отечественной практике пока в большом масштабе не применялось. Однако следует заметить, что использование коммутируемого канала связи со сравнительно большой скоростью передачи, хотя и оправдано с точки зрения получения оперативной информации, но, по нашему мнению, недопустимо при использовании такого канала одновременно для осуществления ТУ, ТС, ТИ энергообъекта, так как при занятости основного разговорного канала не будут проходить сигналы ТУ, ТС. Более правильным, надо полагать, является выделение сигналов ТУ, ТС, ТИТ в отдельную группу регистратора и передача их по выделенному, хотя и с меньшей скоростью, каналу передачи данных (100 - 600 бод) в протоколе, используемом на предприятии для устройств телемеханики. Это позволит устранить указанный недостаток, а, с другой стороны, позволит эволюцион- но перейти на новую интегрированную систему АСКУЭ и телемеханики с использованием уже существующей для этого программно-технических средств на предприятиях энергетики, с учетом того, что системы АСКУЭ и ОИК развивались пока независимо друг от друга. Причем, для АСКУЭ и для оперативно-информационного комплекса (с ТУ, ТС, ТИТ) будут использованы уже существующие серверы и рабочие станции.
По сообщению руководителей фирмы ОВ такая структура организации системы возможна. Для ускорения передачи информации с МАВР102.М на верхний уровень, когда разговорный спектр канала длительно занят, целесообразно автоматически переводить передачу оперативной информации по выделенному низкоскоростному каналу передачи данных, хотя достоверность передачи информации по этому каналу может быть несколько хуже, так как дуплексную передачу по этим каналам по протоколу V.23 организовать сложнее и дороже. Однако по имеющимся сведениям уже выпускаются отечественной промышленностью модемы ТФМ, которые позволяют в спектре передачи данных по выделенным каналам обеспечить скорость 600 бод, хотя цена таких модемов пока высока.
Следует обратить внимание, что использование узкополосного выделенного канала передачи данных согласно закону Хартли - Шеннона снижает и без того небольшую пропускную способность канала связи, если не повысить уровень полезного сигнала передачи, поэтому для уровня объект - предприятие необходимо вести работу по повышению пропускной способности каналов связи, например, путем применения цифровых каналов связи, как это делается на более высоком иерархическом уровне. Для гармоничного развития системы сбора и передачи информации важно наряду с совершенствованием систем сбора и обработки информации одновременно совершенствовать средства передачи информации по каналам связи, совершенствовать сами каналы связи.
Регистраторы типа МАВР102.М позволяют работать в структуре “точка-N” в автоматическом режиме. Это означает, что информация достигает своего потребителя непосредственно, минуя последовательное прохождение сигнала на верхний уровень, а затем на нижний. Например, если требуется осуществить съем информации с точки расчетного учета, общей для нескольких субъектов управления (район электросетей, предприятие электросетей, АО-энерго, энергосбыт, смежное АО-энерго, предприятие электросетей смежного АО-энерго, ОДУ, ЦДУ ЕЭС), то каждый из указанных субъектов может получать одну и ту же информацию с регистратора практически одновременно в соответствии с протоколом организации последовательности обмена информацией с ее потребителями. Информация у всех пользователей будет соответствовать одному и тому же синхронному времени, введенному регистратором. Не потребуется направлять информацию по иерархическим ступеням одной энергосистемы вверх, а затем другой - вниз.
Сложность такой иерархической системы особенно сказывается на увеличении времени доставки информации в пограничных предприятиях смежных энергосистем, когда через центральные серверы энергосистем взаимная информация доставляется иногда сутки, иногда несколько суток. При системе же передачи информации “точка-N” скорость передачи информации между смежными предприятиями возрастает, а надежность - повышается, так как менее надежная радиально-последовательная структура передачи информации заменяется параллельной, с возможностью взаимного резервирования информации с различных уровней управления.
Однако здесь проявляется особенность, которая может внести осложнения в обеспечение единства измерений, заключающаяся в том, что согласно [14] на нижнем уровне оперативный сбор информации об энергии производится по местному времени, что, по-видимому, относится и к УСПД. Но регистраторы, предназначенные для сбора информации от электросчетчиков, могут быть установлены на объектах, находящихся на границах часовых поясов. Потребители информации от данного регистратора (УСПД) также могут находиться в разных часовых поясах и даже отличаться на несколько часовых поясов. Это особенно сказывается на уровнях учета АО-энерго и ОДУ в связи с большими географическими расстояниями между центрами сбора и объектами. Если, например, УСПД расположены на объектах, находящихся по концам линии электропередачи в разных часовых поясах и проходящей с запада на восток, то начало суток на каждом из УСПД будет отличаться на час, и их показания по электроэнергии не будут сбалансированы за сутки, месяц. Небаланс определяется разностью энергии по концам этой электропередачи с учетом разного времени начала суток, причем, этот небаланс будет наибольшим при изменении на противоположное направления мощности в линии в конце суток по сравнению с ее направлением в начале суток, так как энергия за последний час на западном конце будет складываться с энергией за первый час местного времени на восточном конце этой электропередачи. При этом появляются искусственные “потери” энергии в линии за сутки, связанные с расхождением времени по концам передачи. Как показывают конкретные расчеты, эти “потери” иногда в 10 - 20 раз превосходят технические потери в линии.
Можно ввести единое время условно, на верхнем уровне системы, но тогда с УСПД будет собираться различными пользователями разная информация по суткам, которую сложно будет синхронизировать, особенно при разной административной подчиненности потребителей информации, у каждого из которых будет свой верхний уровень системы. Если потребители информации находятся в разных часовых поясах, то это становится особенно заметно при переходе на дифференцированные по зонам суток тарифы, так как на уровне УСПД и на верхнем уровне центрального вычислительного устройства (ЦВУ) в этом случае будут разные по времени интервалы тарифных зон, особенно ночной зоны. Чтобы избежать этого, целесообразно ввести единое системное время на всех УСПД - московское, либо единое время данного региона, например, уральское, но в последнем случае такие же проблемы могут возникнуть на границах регионов.
Не менее важна точность хода внутреннего таймера УСПД. Согласно [13] абсолютная погрешность текущего времени устанавливается ± 5 с. По нашему мнению, такие требования справедливы лишь для сравнительно медленно меняющейся нагрузки промышленных и сельскохозяйственных потребителей. При большой скорости изменения нагрузки, характерной для межсистемных перетоков, особенно при наличии в энергосистеме гидроэлектростанций, для небольших по протяженности линий, погрешности системного времени УСПД, расположенных по концам ВЛ, могут привести к различию их средних получасовых показаний по мощности на величину, соизмеримую и даже больше технических потерь мощности в этой ВЛ. Если заданы допустимые погрешности энергии, собранной УСПД по концам электропередачи за полчаса, и скорость изменения нагрузки в линии, то допустимую погрешность таймера УСПД можно определять по следующему выражению:
(2)
где AW = 0,5I2R - технические потери энергии в данной ВЛ за 0,5 ч, кВт-ч; V - скорость изменения нагрузки, кВт/ч; Р - заданная погрешность УСПД АСКУЭ при определении потерь энергии за получасовой интервал на данной линии.
По выражению (2) составляющая погрешности УСПД по времени будет соответствовать точности замеров технических потерь в данной ВЛ и при заданных значениях доли потерь в ВЛ (Р), максимуме заданных получасовых потерь в линии появится возможность определять эти потери мощности с помощью АСКУЭ. Хотя при больших V и малой длине линий это далеко не всегда возможно, так как дополнительно начинают сказываться многочисленные другие составляющие погрешностей АСКУЭ [15], которые, как правило, значительно выше. Так, например, при AW = 30 кВт-ч за 0,5 ч (для одной из межсистемных ВЛ АО Удмуртэнер- го) и V = 100 000 кВт/ч допустимая абсолютная погрешность таймера УСПД по формуле (2) должна составить 1,08 с. С другой стороны, при AT = ± 5 с, требуемых по [13], и при AW = 30 кВт-ч за 0,5 ч допустимая скорость изменения нагрузки составит лишь V = 21 600 кВт/ч. Реальные скорости изменения нагрузок на межсистемных транзитах могут оказаться значительно больше, поэтому и требования к абсолютным погрешностям таймера УСПД, по нашему мнению, должны быть ужесточены.
Система АСКУЭ “Спрут” по точности ведения времени соответствует требованиям [13], на уровне многоканального устройства связи она снабжена таймером с точностью хода 1 с в сутки, однако, на наш взгляд, при использовании ее для учета энергии и мощности на межсистемных транзитах, в сетях с гидроэлектростанциями - ее следует обязательно снабжать средствами синхронизации с часами точного времени с использованием радиотрансляционной сети для повышения точности ведения службы времени. По сведениям фирмы ОВ, система “Спрут” может быть снабжена для этой цели специальной приставкой, позволяющей иметь точность хода таймера 0,1 с в сутки. Такая точность позволяет с помощью этой системы выявлять в ряде случаев технические потери не только в сетях промышленной нагрузки, но иногда и на межсистемых транзитах, имеющих большие скорости изменения нагрузок.
Следует также обратить внимание еще на одну особенность регистраторов системы “Спрут” (МАВР102.М), выгодно отличающую ее от других аналогичных систем. На уровне УСПД возможна организация перевода измерительных каналов присоединений данного объекта на канал обходного выключателя и обратно, что на уровне центрального вычислительного устройства представляет удобство, так как при переводе присоединений на обходной выключатель и обратно не будет происходить перерыва в поступлении информации в регистратор. Это можно делать помимо перевода питания электрических цепей электросчетчиков по токовым цепям и цепям напряжения на обходной выключатель, даже если такой перевод и не предусмотрен.
За время эксплуатации (около 5 лет) система “Спрут” показала свою высокую надежность (расчетная наработка на отказ - 50 000 ч), которая обеспечена за счет высокой надежности элементной базы, удачного конструкторского оформления всех элементов технических средств, автоматического диагностирования оборудования и средств связи, а также сопровождения программно-технических средств разработчиками системы, удовлетворяющих различные запросы пользователей в процессе эксплуатации. Во время эксплуатации системы никакого специального эксплуатационного обслуживания технических средств системы не требуется за исключением систематической проверки метрологических характеристик, межпове- рочный интервал - 2 года - для замера которых установлен ВНИИМС. Для предотвращения несанкционированного физического и информационного доступа к системе предусмотрен ряд мер: расположение регистраторов вблизи преобразователей энергии, автоматическое ведение протоколов регистрации значимых действий операторов, а также событий. Одной из мер предотвращения несанкционированного доступа является закрытость для пользователя ряда программных продуктов для модификации и развития. Гибкость этих продуктов для пользователя обеспечивается только штатными средствами настройки и адаптации под задачу. Система является открытой для пользователя на уровне доступа к серверной базе данных, однако следует отметить множество программ, предлагаемых пользователю для организации пользовательского интерфейса, генерации форм отчетов, автоматического анализа получаемых данных, создания графических образов и мнемосхем, производства автоматизированного дистанционного управления, осуществления сигнализации, в том числе и голосом, исследования энергетических свойств энергообъектов и создания их характеристических матриц (САПР энергетика), контроля соблюдения технологической дисциплины и описания регламента нормальной работы объектов для программ автоматического контроля его соблюдения (САПР технолога) и др. Общесистемные программные продукты реализованы на основе технологии “клиент - сервер” с применением в качестве базового межзадачного средства обмена протокола ТСР/1Р.
На серверах системы организуются SQL - ориентированные базы данных. Работать с ними пользователь может самостоятельно, используя любые СУБД (HS Access, MS NT SQL server, Oracl, Sybase и др.). В качестве средств разработки собственного программного обеспечения пользователь, по сообщению фирмы ОВ, может применять следующие средства: MS Access, FoxPro, Visual Basic, Visual C и др.

Выводы

  1. Существующие информационно-измерительные комплексы с применением традиционных средств телеизмерения не вполне удовлетворяют практическим требованиям контроля режимов работы электростанций, энергетических систем с точки зрения точности, достоверности, надежности. Динамические погрешности таких систем, погрешности при ретрансляции сигналов телеизмерений не нормированы, неопределенны и не измеряются в эксплуатации.
  2. Разработанная и изготовляемая фирмой ОВ система АСКУЭ “Спрут”, примененная на Ижевской ТЭЦ-1 АО Удмуртэнерго, позволяет повысить точность оперативного и статистического контроля за нагрузкой электростанций, энергосистемы и отдельных потребителей. Оперативный контроль с применением меток времени позволяет обеспечить быстродействие замеров информационно-измерительного комплекса с интервалом 2, 10, 30, 60 с, 5 мин, приблизив оперативную информацию системы АСКУЭ по своему быстродействию к системам на традиционных средствах телемеханики, но исключив при этом динамические погрешности при сборе информации, т.е. придав точности системы определенный характер.
  3. Объединение в единых программно-технических средствах “Спрут” функций учета и контроля за электрической и тепловой энергией, топливом, производимых с высокой точностью (0,2%), одновременное обеспечение традиционных функций телемеханики (ТУ, ТС, ТИТ), автоматизация управления нагрузкой вплоть до автоматического отключения потребителей по заданным условиям (несоблюдения договорных обязательств, по графику при снижении частоты и других) - является шагом по пути создания современных отечественных интегрированных средств автоматики, позволяющих в определенной степени унифицировать программно-технические средства измерения и автоматики.
  4. Для гибкого интегрирования системы “Спрут” в существующие в энергетике системы АСКУЭ и телемеханики необходимо дополнить систему “Спрут” средствами работы по выделенному каналу передачи данных в формате существующих средств телемеханики. Необходимо проводить работу по повышению пропускной способности каналов связи на уровне объект - предприятие.
  5. Для обеспечения точности баланса электроэнергии за сутки, месяц в распределенных на больших территориях системах АСКУЭ, а также для использования дифференцированных по зонам суток и сезонам года тарифов необходимо перевести работу УСПД АСКУЭ на единое время, например, московское.
  6. Для обеспечения точности баланса среднего значения мощности, полученного в АСКУЭ по концам электропередачи, необходимо устанавливать допустимую точность хода часов УСПД в зависимости от требуемого значения небаланса. Для межсистемных транзитов с быстро меняющимися по величине и направлению перетоками, как правило, требуется автоматическая корректировка хода таймера УСПД по радиосети.

Список литературы

  1. Маркушевич Н. С. Автоматизированная система диспетчерского управления. Москва: Энергоатомиздат, 1988.
  2. Веников В. А., Журавлев В. Г., Филиппова Т А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем. М.: Энергоатомиздат, 1990.
  3. Арзамасцев Д. А., Бартоломей П. И., Холян А. М. АСУ и оптимизация режимов энергосистем. М.: Высшая школа. 1983.
  4. Арзамасцев Д. А. Введение в многоцелевую оптимизацию энергосистем. Свердловск: Изд-е УПИ, 1984.
  5. СоваловС.А., Семенов В. А. Противоаварийное управление в энергосистемах. М.: Энергоатомиздат, 1988.
  6. Цапенко М. П. Измерительные информационные системы. М.: Энергоатомиздат, 1985.
  7. Митюшкин К. Г Телеконтроль и телеуправление в энергосистемах. М.: Энергоатомиздат, 1990.
  8. Типовая программа метрологической аттестации каналов телеизмерений оперативно-информационного комплекса автоматизированной системы диспетчерского управления. РД 34.11.408-91. М.: СПО ОРГРЭС, 1993.
  9. Методика определения обобщенных метрологических характеристик измерительных каналов ИИС и АСУ ТП по метрологическим характеристикам агрегатных средств измерений. МТ 34-70-038-87. М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.
  10. Методические указания. Измерительные каналы информационно-измерительных систем. Организация и порядок проведения метрологической аттестации. РД 34.11.202-95. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 1999.
  11. Нормирование и использование метрологических характеристик средств измерений. Нормативно-технические документы (ГОСТ 8.009-84, Методический материал по применению ГОСТ 8.009-84, РД 50-453-84). М.: Изд-во стандартов, 1985.
  12. Гамм А. 3. Оценивание состояний. М.: Наука,1980.
  13. Типовые технические требования к средствам автоматизации контроля и учета электроэнергии и мощности для АСКУЭ энергосистем. - В сб. Правила учета электрической энергии. М.: Энергосервис, 1997.
  14. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. РД 34.09. 101-94. - В сб. Правила учета электрической энергии. М.: Энергосервис, 1997.
  15. Учет электрической энергии и мощности на энергообъектах. - В сб. Нормативные и методические документы по измерениям, коммерческому и техническому учету электрической энергии и мощности. РД 34.11.114-98. М.: Изд- во НЦ ЭНАС, 1999.
 
« Программа обучения контролера 1 кв. группы РЭС   Тарифы и тарифная политика в электроэнергетике России »
электрические сети