Управления агрегатами

В современных информационно-вычислительных системах большое место отводится средствам специального математического обеспечения, которые, правда, пока рассчитаны на режим работы «со-вегчика» диспетчера. Но большинство задач управления энергосистемой не МОГУТ быть решены лишь в оперативном плане, поэтому система специального математического обеспечения должна покрывать Также функции планирования и аннлиза перспективных И реТрОСПСК-

Управление каскадами ГЭС в АСДУ. Гидроэлектрические станции рассматриваются в рамках управления энергосистемой как особый элемент, это связано с многоцелевым использованием гидроузлов и водохранилищ ГЭС. Поэтому при управлении каскадами ГЭС в АСДУ нельзя учитывать только энергетическое их значение. ГЭС и ГАЭС являются весьма оперативными элементами энергосистем, что делает их особенно ценными для использования в качестве оперативного резерва системы. В то же время ГЭС являются важными регулирующими элементами систем водного и рыбного хозяйства, водного транспорта и охраны природы. Водохранилища ГЭС являются аккумуляторами водных ресурсов для ирригации, водоснабжения, здравоохранения и т. д. Регулирование стока оказывает значительное влияние на водный транспорт, рыбное хозяйство, санитарное состояние бассейнов рек, комфортные условия жизни людей и пр. Поэтому одноцелевое — энергетическое — управление ГЭС не представляется возможным. Особую остроту вопрос о многоцелевом управлении режимами работы водохранилищ приобретает в условиях дефицита водных ресурсов, который становится все более заметным в бассейнах, рек з засушливых, районах.

мере сказывается на эффективности управления энергосистемой.

АЕ!томатизированная система диспетчерского управления энергосистемой (РЭС и ОЭС) представляет собой средний уровень организационной иерархии АСДУ как подсистемы ОАСУ «Энергия». В соответствии со своим положением в иерархии управления система имеет целью организацию принятия решения о стратегии и тактике управления электрическими станциями, входящими в состав РЭС и ОЭС, с позиций обеспечения надежности электроснабжения промышленных, сельскохозяйственных и коммунально-бытовых объектов, расположенных на достаточно большой территории. В связи с этим при формировании целей АСДУ данного уровня следует учитывать такие важные факторы управления, как устойчивая работа энергосистемы в статическом и динамическом аспекте, обеспечение электростанций необходимым количеством энергоресурсов, поддержание работоспособности генерирующего оборудования, включая систему организации профилактических и капитальных ремонтов оборудования, регулирование потоков

С точки зрения иерархии принятия решения формирование системы критериев управления энергосистемой опирается на систему укрупненных показателей, отражающих качество функционирования отдельных энергообъектов. Так, при управлении на уровне ОЭС объектами управления являются не отдельные агрегаты электростанций и блоки распределительных подстанций, а сами станции и подстанции, заданные своими эквивалентными характеристиками. Аналогично следует решать и задачи расчета электрических сетей, учитывая всю сеть на уровне РЭС и лишь сильные связи, объединяющие РЭС, а также линии электропередачи, связывающие объединенные энергосистемы на уровне ОЭС. В этом находит отражение принцип согласования уровня декомпозиции (расчленения на более мелкие состав-

управления энергосистемой и влияют на выбор вида критериев оценки стратегии управления ею.

5.52. Диспетчерский пункт управления энергосистемой

До объединения энергосистем диспетчерские службы являлись неотъемлемой частью организационной структуры управления энергосистемой и соответственно подчинялись руководству системы.

Самым лучшим средством предотвращения таких аварий является совершенствование управления энергосистемой, которое подразделяется на два класса: оперативно-диспетчерское и автоматическое.

Основное направление совершенствования управления энергосистемой - переход к автоматизированной системе, выполняющей в комплексе управление нормальными и аварийными режимами. Реализация этого пути на базе микропроцессоров требует разработки новых алгоритмов управления, так как использование алгоритмов, реализуемых в современных устройствах релейной защиты, неэффективно. В качестве алгоритма, позволяющего осуществлять автоматическое управление в возмущенном режиме на линиях передачи любых длины и напряжения, предлагается непрерывное сравнение фактических параметров режима на одном конце защищаемого участка линии электропередачи с расчетными параметрами режима на этом же конце, вычисленными на основании информации о режиме противоположного конца в предположении, что в объекте нет повреждения. В этом случае линию электропередачи можно рассматривать как четырехполюсник, в котором токи и напряжения в нормальном режиме связаны соотношениями

1) используемую для оперативного управления энергосистемой {оперативная информация);

Масштабы и сложность ЕЭС СССР, тесная связь ее генерирующих объектов с другими отраслями народного хозяйства, такими как тепло- п водоснабжение, транспорт, сельское и рыбное хозяйство, делают необходимым комплексно решать задачи управления электростанциями и энергосистемами. Комплексное решение задач столь большой размерности сопряжено с целым рядом теоретических и практических трудностей. Так, известно, что большинство задач математического программирования, решаемых с использованием итерационных процедур, для обеспечения сходимости процесса в разумное время ограничено в размерности (по числу переменных состояния) до 60—80. Естественно, управление ЕЭС, являющееся динамической задачей, не может быть сведено к реализуемой вычислительной процедуре без целого ряда упрощений или укрупнений, эквивалентирова-ния. Кроме того, степень эквивалентирования, принятая для решения задач управления ЕЭС, совершенно не подходит к решению задач управления агрегатами электростанций: здесь требуется значительно большая детализация решения, но зато возможно упрощение или отсечение межстанционных связей, играющих важнейшую роль при управлении энергосистемой.

Задачи контроля и анализа решаются в рамках АСУ ГЭС периодически, например ежесуточно при формировании потока отчетной информации о режимах ГЭС, однако действия как первого, так и второго уровня осуществляются не чаще, чем раз в месяц, или реже. Поэтому рассмотренные задачи хотя и являются весьма важными, но не могут рассматриваться как оперативные. Оперативными следует называть задачи, определяющие стратегию управления станцией в интервалах, времени, не превышающих суток. Такими задачами являются управления агрегатами ГЭС в режимах оперативного планирования и оперативной коррекции.

Оперативное управление агрегатами. Целевой установкой подсистемы оперативного управления агрегатами является выбор стратегии управления, позволяющей оптимальным образом распределять нагрузку между агрегатами ГЭС с учетом их индивидуальных особенностей. В качестве критерия оптимальности выбираемой стратегии может рассматриваться максимум экономии гидроресурса. Дополнительными условиями решения являются индивидуальные показатели надежности агрегатов, вводимые в алгоритм решения в виде функций ограничения.

В целом разработки специального математического обеспечения в части оптимального управления агрегатами весьма индивидуальны в силу специфики различных объектов управления. Однако основные базовые функции и задачи все же могут рассматриваться как достаточно общие. Так, одной из базовых разработок по управлению активными и реактивными мощностями агрегатов является подсистема рационального управления сэставом агрегатов (РУСА), элементы которой описаны выше. Эта подсистема совместно с базовым информационным обеспечением функционирует в АСУ Боткинской, Красноярской, Саяно-Шушенской и других ГЭС.

Эффективное участие гидрогенераторов в системном регулировании частоты и мощности обеспечивается второй ступенью иерархической структуры. Она представляет собой систему группового управления агрегатами ГЭС, которая воспринимает плановое задание по мощности (график нагрузки), неплановые и оперативные коррективы нагрузки, сигналы от системных устройств и регуляторов, колебания

Требования к надежности и оперативности управления ГЭС все время повышаются. Их обеспечение требует автоматизации целого ряда процессов эксплуатации. В результате обобщения опыта эксплуатируемых ГЭС установлено, что автоматическое управление гидроагрегатов должно предусматривать: пуск агрегата, включение гидрогенератора в сеть путем синхронизации, перевод его в генераторный режим, плавное регулирование требуемой нагрузки генератора, перевод агрегата в режим синхронного компенсатора, нормальную и аварийную его остановку. Автоматическое управление гидроагрегатов идет в двух направлениях, с применением либо гидромеханических регуляторов, либо — электрогидравлических. В последних значительно усложнилась электрическая схема управления. В настоящее время происходит эксплуатационная проверка надежности этих регуляторов. Наряду с этим создаются и проверяются на практике системы группового управления агрегатами, автооператоры и автоматические системы управления (АСУ) ГЭС, управления технологическими процессами оборудования с применением ЭВМ и др.

краны 1 и 4 агрегатов (см. 53), пе находящихся в пуско-каладочных испытаниях, должны быть перекрыты, штурвалы для ручного открытия кранов и шланги с пневмоприводом кранов до.лжны быть сняты; в штуцеры должны быть ввернуты пробки и последние опломбированы, электропитание с щитов управления агрегатами выключено;

На гидроэлектростанциях АСУ ТП выполняют функции контроля и регистрации работы основного и вспомогательного оборудования, диагностики состояния оборудования, расчета ряда технико-экономических показателей. Значительно шире, чем на ТЭС и АЭС, решаются задачи автоматического управления агрегатами ГЭС. С помощью ЭВМ осуществляется групповое регулирова-вание активной и реактивной мощности, пуск и останов агрегатов, а также перевод их из одного режима работы в другой.

необходимым функции управления передать в руки персонала станции, прибывшего на ГЭС по аварийному вызову. Наряду с ЦПУ в машинном зале у каждого агрегата ГЭС устанавливают агрегатные щиты управления (АЩУ). Последние служат для управления агрегатами во время ремонтов и испытаний, а также в случае неисправности устройств автоматики. Для управления вспомогательным оборудованием предусматривают местные щиты управления.

етавляет собой систему группового управления агрегатами ГЭС, которая воспринимает плановое задание по мощности (график нагрузки), внеплановые и оперативные коррективы нагрузки, сигналы от системных устройств и регуляторов, колебания частоты в энергосистеме и в соответствии с принятым алгоритмом изменяет задания первичным электрогидравлическим регулятором гидроагрегатов.

Взаимосвязь сепаратных систем управления агрегатами осуществляется по цепям нагрузки и управления для задания общей скорости и соотношения скоростей агрегатов. Последнее выполняется технологическим программируемым микроконтроллером КТ. Блоки управления БУ1, БУ2 содержат все компоненты комплектных электроприводов, включая датчики.