Geum.ru

Содержание общие вопросы метрологического обеспечения измерительных систем 9 Брюханов В. А. 9

Вид материалаДоклад

Содержание


Программно-технический комплекс”ДИСПЕТЧЕРСКИЙ ГРАФИК”
Основные возможности ПТК “Диспетчерский график”
Функции Устройства КП
Диспетчерский график позволяет
Травов В.И.
Подобный материал:
1   ...   20   21   22   23   24   25   26   27   ...   34

Программно-технический комплекс
”ДИСПЕТЧЕРСКИЙ ГРАФИК”


Процесс производства электроэнергии, распределение её между потребителями – сложные технологические процессы, требующие применения телемеханических методов и средств централизованного управления и контроля.

Эффективное управление такими сложными производствами возможно лишь из управляющих информационных центров, куда поступает необходимая контрольная информация от всех объектов, участвующих в едином процессе производства. В результате обработки этой информации вырабатываются команды управления контролируемым процессом, учитывающие текущее состояние всех контролируемых объектов.

В НПФ “КРУГ” создан гибкий, универсальный, надежный и устойчивый программно-технический комплекс (ПТК) “КРУГ-2000” на базе SCADA, объединяющий в себе функции системы телемеханики и автоматизированной информационно-измерительной системы (АИИС).

При создание данного комплекса принимались во внимание следующие требования:

– требования к учету с заданными периодами интегрирования;

– требования по ведению графиков планируемого потребления и отслеживание его выполнения;

– требования по обеспечению оперативного мониторинга параметров с достижением меньшей дискретности;

– требования к возможности перспективного развития данного комплекса (в частности, его использования совместно с АСУ ТП).

Основные возможности ПТК “Диспетчерский график”:

– измерение в реальном масштабе времени (с интервалом от 1 до 5 с) следующих электрических параметров: электроэнергии, напряжения, тока, активной мощности, реактивной мощности, частоты;

– контроль соблюдения 2% уровня почасовых отклонений мощности;

– передача данных о состоянии объектов (телесигнализация) в реальном масштабе времени в центр управления ПТК с целью оперативного управления и предупреждения аварий.

ПТК “Диспетчерский график” реализован как трёхуровневая иерархическая интегрированная автоматизированная система (рис. 1), в состав которой входят:

1-й уровень: контролируемые пункты (КП) на базе цифровых счетчиков;

2-й уровень: пункты управления (ПУ), располагающиеся на ТЭЦ;

3-й уровень: автоматизированное рабочее место (АРМ) дежурного инженера станции (ДИС), центральная приемо-передающая станция (ЦППС) филиала ОАО “СО-ЦДУ ЕЭС” РДУ энергосистемы.



Рис. 1. Структурная схема комплекса телемеханики

Функции

Устройства КП на базе современных цифровых счетчиков (например, ПЦ6806) обеспечивают автоматическое проведение измерений в точке учета и выполняют следующие функции:

– измерение тока, напряжения, активной и реактивной мощности по каждой фазе;

– накопление (подсчет) активной и реактивной энергии как в прямом, так и в обратном направлениях (потребленной и возвращенной соответственно);

– измерение частоты сети;

– функции телеуправления и телесигнализации;

– подсчета количества импульсов, поступивших на входы телесигнализации;

– включение выходов телеуправления в случае выхода измеряемых параметров за установленные пределы или при появлении сигнала на входах телесигнализации;

– индикацию измеренных и вычисленных параметров на встроенном цифровом индикаторе.

Кроме того, обеспечивается выполнение следующих функций:

– распределение и накопление энергии по 12-ти тарифным зонам с учетом субботних, выходных и праздничных дней;

– накопление, хранение и передачу усредненной мощности;

– фиксация максимальной мощности в каждой тарифной зоне;

– отсчет и индикация текущего времени;

– автоматический переход на летнее и зимнее время;

– фиксация измеренных параметров через заданные промежутки времени отметкой времени фиксации;

– сохранение в памяти счетчика и передача по запросу верхнего уровня формы кривой тока и напряжения по всем фазам;

– архивирование параметров и событий с отметками реального времени.

Устройство ПУ, выполненное на базе компьютера промышленного исполнения, выполняет следующие функции коммуникационного сервера:

– конвертация протоколов обмена данными цифровых счетчиков в протоколы “верхнего уровня”;

– многоканальный прием и передача данных;

– использование каналов связи различных типов;

– поддержка разных протоколов обмена данными: МЭК 870-5-101/104, ТСР/IР, ТМ512 и др.;

– параметризация (возможность внесения изменения в ПО при изменении в архитектуре комплекса на объекте);

– возможность подключения локального АРМ ДИС;

– автоматический сбор и обработку информации (линеаризация, фильтрация, масштабирование, а также обнаружение, сигнализация и регистрация отклонений параметров от установленных границ; вычисление значений переменных, предусмотрена возможность ручного ввода данных) о состоянии средств измерений, а также обеспечения интерфейсов доступа к этой информации.

Программное обеспечение коммуникационного сервера функционирует под управлением OC Linux.

ЦППС и АРМ ДИС обеспечивает решение задач по приему информации от устройств нижнего уровня через ПУ, обработку и накопление во внутренней базе данных, а также выполняет следующие функции:

– прием данных телеметрии с возможностью резервирования каналов приема (основной и резервный каналы);

– визуализация на экранах мониторов операторских станций общих мнемосхем с динамической индикацией выведенных на них измеряемых и вычисляемых параметров в цифровом, табличном виде или в виде графиков изменения во времени (трендов);

– проверка достоверности данных с автоматической заменой значения параметра на резервное при выходе за пределы интервала достоверности;

– формирование световой и звуковой сигнализации при выходе текущих значений параметров за регламентируемые границы, а также при других нештатных ситуациях;

– архивация информации (тренды, отчётные ведомости, протокол событий) на магнитооптический диск, на CD-R/RW-диск и на жёсткий диск компьютера;

– ведение протокола событий системы;

– ввод в режиме реального времени исходных данных (договорные значения, коэффициенты и т.п.);

– контроль за состоянием каналов связи с выводом диагностической информации;

– возможность создания комплекса для работы в режиме 100% “горячего” резервирования серверов;

– наличие аппаратных или программных средств автоматического перезапуска при зависаниях программного обеспечения;

– удалённое проведение работ по сервисному обслуживанию абонентов сети системы (удалённое программирование, работа с файловыми операциями, вызов удалённого терминала);

– предоставление информации пользователям сети предприятия, посредством программного обеспечения “WEB-Контроль”;

– передача/приём данных в сторонние системы посредством файл-сервера и ОРС технологий.

ЦППС помимо выше перечисленных функций осуществляет разделение и маршрутизацию данных на серверы телемеханики и в каналы ретрансляции регионального диспетчерского управления.

Теперь остановимся несколько подробнее на одной из возможностей ПТК, которая собственно и дала ему название: контроль соблюдения 2% уровня почасовых отклонений мощности.

Одним из требований к диспетчерскому управлению является адекватность отображения договорных параметров режима средствами диспетчерского технологического управления. Это требование подкрепляется штрафными санкциями, которые налагаются на региональные АО-энерго, даже при однократном превышении последними заявленной по договорам с субъектами рынка и, в частности, с РАО “ЕЭС России” мощности.

Заданием на производство электроэнергии является расчетный диспетчерский график, который выдается накануне операционных суток НП “АТС”. График указывает те объемы электроэнергии, которые станции необходимо поставить на ФОРЭМ. Задача диспетчерской службы – обеспечить прохождение станцией графика “линия в линию”. Отклонения (они считаются инициативой) как в сторону увеличения производства электроэнергии, так и в сторону уменьшения допускаются. Но не более двух процентов. Киловатт-часы, которые станция произвела по инициативе диспетчера “выше графика”, оплачиваются по более дорогому тарифу – с коэффициентом 1,05. Отклонения от графика в сторону уменьшения производства (опять-таки по инициативе диспетчера) частично компенсируются. Если электроэнергии будет выработано больше положенного, разницу не оплатят; если меньше – обяжут восполнить недостающий объем по тарифу “дорогой” станции энергозоны.

Это означает, что диспетчер, в силу необходимости принятия решений по выполнению и корректировки диспетчерского графика, должен иметь механизм (соответствующее информационное и программное обеспечение) для управления (изменения) параметрами нормального и переходного режимов функционирования электроэнергетической системы.

Одним из подобных механизмов является, реализованный на базе SCADA КРУГ 2000 диспетчерский график (рис. 2) дежурного инженера станции.

На диспетчерском графике можно выделить следующие информационные области:

1 область – график 30-ти минутных значений мощности

2 область – график 3-х минутных значений мощности;

3 область, в которой приведены: прогнозируемое значение мощности за текущий интервал времени (за получас, и за час), а также среднее значение и рекомендуемое значение мощности;

4, 5 области, в которых в табличном виде приведены данные о режиме работы: текущее среднее, превышение номинального значения, прогнозируемое значение мощности за текущий временной интервал; значения генерируемой мощности по каждому генератору и суммарная;

6 область – управления диспетчерским графиком.

Диспетчерский график позволяет:

– просматривать историю изменения мощности по 3-х и 30-минут-ным интервалам времени;

– формировать отчетные ведомости о превышении номинальных значений;

– формировать сообщения о превышении и об изменениях режима в протокол работы системы.



Рис. 1. Диспетчерский график

Выводы

Таким образом, внедрение ПТК “Диспетчерский график” позволит:

– существенно сократить размеры штрафов за отклонение от диспетчерского графика;

– сократить издержки на эксплуатацию за счет применения однородных программно-технических средств для задач телемеханики и учета электроэнергии;

– перевести средства телемеханики на международный стандарт обмена серии МЭК-870-5.

Автор

Ткаченко Алексей Владимирович – инженер по АСУ ТП НПФ “КРУГ”

Россия, 440028, Пенза, ул. Титова, 1-Г www.krug2000.ru

Тел. (841-2) 55-64-75, 55-64-97, 49-94-14. Факс. (841-2) 55-64-76

E-mail: krug@krug2000.ru

Травов В.И.