Что такое оик в энергетике
Оперативно-информационные комплексы
Средства диспетчерского и технологического управления (СДТУ)
Иерархическая система сбора и передачи информации (ССПИ) АСДУ, режимной и противоаварийной автоматики, а также диспетчерская телефонная связь базируются на ведомственной сети каналов связи и телемеханики.
Управление работой этой сети осуществляется с диспетчерского пункта связи.
На уровне энергосистем расширяется использование сотовых и транкинговых сетей связи, модернизируются средства радиосвязи, внедряются цифровые системы высокочастотных каналов связи по линиям электропередачи.
Диспетчерская телефонная связь организовывается по двум и более взаимно резервируемым каналам, по крайней мере, один из которых должен быть некоммутируемым. Каналы связи должны иметь полосу пропускания не менее 2 кГц и должны включаться с обеих сторон в диспетчерские коммутаторы.
Вызов по каналам диспетчерской связи должен осуществляться с помощью простых коммутационных манипуляций без набора номера.
На ДЦ должна предусматриваться факсимильная связь для передачи фотокопий печатных и графических документов.
Первичная сеть связи содержит собственно каналы связи и АТС:
ведомственные телефонные каналы, иерархически связывающие диспетчерские телефонные коммутаторы, а также АТС ОДУ верхнего уровня и энергосистем;
междугородные телефонные каналы общего назначения, доступ к которым осуществляется за счет связи между АТС диспетчерских пунктов и телефонных станций соответствующих городов;
междугородные телеграфные каналы общего назначения.
На базе каналов связи первичных сетей с помощью соответствующего оконечного оборудования организованы вторичные сети:
телеинформационная сеть (ТИС);
сеть диспетчерских телефонных переговоров (СДТП);
сеть телефонных переговоров технологического персонала диспетчерских пунктов;
сеть передачи оперативно-технологической информации (СПОТИ);
Ввод телеинформации осуществляется в дублированные центральные приемно-передающие станции (ЦППС). Микропроцессорные ЦППС обеспечивают обмен телеинформацией с устройствами телемеханики (УТМ) и другими ЦППС, управление диспетчерским щитом, а также обмен информацией с ПЭВМ, предназначенными для оперативной (в режиме «он-лайн») обработки телеинформации и выполнения других циклических задач, в частности формирования на файл-серверах баз данных реального времени.
Передача информации осуществляется по некоммутируемым, как правило, дублированным каналам со скоростью 50-300 бит/с, образованным путем уплотнения частотного спектра телефонных каналов ведомственной сети. В качестве оконечных устройств на энергообъектах установлены разнообразные УТМ, как правило, аппаратного типа, с различными протоколами обмена данными. Обмен данными между ЦППС унифицирован.
Устаревшие УТМ постепенно заменяются на современные микропроцессорные системы с программируемыми функциями, с более высоким классом точности, как правило, сетевой структуры, с возможностью непосредственного подключения к измерительным трансформаторам тока и напряжения.
Новые системы должны предусматривать возможность интеграции функций местного и удаленного контроля и управления, а также функций АСКУЭ.
Вторичные сети СДТП, СТТП и СПОТИ используют часть частотного спектра (300-2400 Гц) телефонных каналов ведомственной сети. При этом абоненты СДТП (диспетчерский персонал) обладает преимущественным правом занятия канала по сравнению с абонентами СТТП и СПОТИ. Оконечным оборудованием СДТП являются диспетчерские телефонные коммутаторы, обеспечивающие связь между диспетчерами разных ДЦ без набора номера (нажатием соответствующих кнопок или тумблеров). Абоненты СТТП и СПОТИ связываются между собой через АТС ДЦ, набирая сокращенный номер.
Предусматривается ретрансляция информации в различных направлениях в соответствии с имеющимися взаимоотношениями.
Оконечным оборудованием СПОТИ являются коммуникационные серверы, включенные в локальную сеть и оснащенные модемами различных типов и телеграфными адаптерами. Программное обеспечение этих компьютеров обеспечивает оперативный прием и передачу по коммутируемым телефонным и телеграфным каналам производственно-статистической информации в виде макетов (формализованных символьных файлов) и взаимодействует с оперативной базой данных системы приема и передачи данных (СППД), размещенной на файл-сервере и обеспечивающей прием и передачу макетов, сортировку, семантический контроль и хранение принятых макетов.
Наиболее важным элементом создания единой сети обмена и обработки данных является стандартизация обмена данными в рамках единой информационной модели.
6.10. Автоматизированные системы диспетчерского управления
6.10. Автоматизированные системы
6.10.1. Диспетчерские пункты всех уровней управления должны быть оснащены автоматизированными системами диспетчерского управления (АСДУ), которые должны обеспечивать решение задач оперативно-диспетчерского управления энергопроизводством, передачей и распределением электрической энергии и тепла и могут функционировать как самостоятельные системы или интегрироваться с АСУ энергосистем или АСУ ТП энергообъектов. Связанные между собой АСДУ разных уровней управления образуют единую иерархическую АСДУ единой энергосистемы в соответствии с иерархией диспетчерского управления.
6.10.2. Задачи оперативно-диспетчерского управления, решаемые с помощью АСДУ, в общем случае включают:
долгосрочное (среднесрочное) планирование режимов единой, объединенных энергосистем и энергосистем;
годовое планирование режимов основного генерирующего и сетевого оборудования;
расчеты пятилетних (годовых, квартальных, месячных) балансов электроэнергии и мощности;
расчеты режимов работы единой энергосистемы для определения области устойчивой (параллельной) работы и подготовку (корректировку) оперативных нормативных материалов, уставок противоаварийной автоматики (САОН/АЧР);
краткосрочное планирование режимов единой, объединенных энергосистем и энергосистем;
оперативное управление технологическими режимами единой энергосистемы в нормальных, критических, аварийных ситуациях в соответствии с нормативно-правовыми актами и правилами;
оперативное управление схемой и режимами на электростанциях для обеспечения ремонтов оборудования, ввода (вывода) в резерв, оптимального использования резервов, балансировки режимов, синхронизации для восстановления параллельной работы энергосистем;
оперативное управление схемой и режимами на подстанциях для обеспечения ремонта оборудования, поддержание требуемого напряжения, контроль за предельными режимами;
автоматическое управление (АРЧМ и перетоков мощности, системы централизованного регулирования напряжения, централизованные системы противоаварийной автоматики, системы телеуправления оборудованием);
архивирование, анализ, отчетность в суточном, недельном, месячном, квартальном, годовом, пятилетнем разрезах;
оперативно-диспетчерскую информацию (параметры режима работы единой, объединенных энергосистем или энергосистемы, диспетчерские команды, информацию о выполнении диспетчерского графика, информацию о ходе выполнения ремонта, информацию оперативного журнала и др.);
нормативно-справочную информацию (информацию об оборудовании);
производственно-технологическую информацию (балансы электрической и тепловой энергии, запасы и расход топлива, гидроресурсов, технико-экономические показатели и др.).
Необходимый перечень и объем решаемых задач, а также способы их решения определяются исходя из иерархического уровня и функций данного органа диспетчерского управления с учетом обеспечения надежности и экономичности работы объекта управления.
6.10.3. В состав программно-технических средств АСДУ должны входить:
подсистема диспетчерского управления и сбора данных (оперативно-информационный комплекс (ОИК));
подсистема задач планирования и оперативного управления режимами единой, объединенных энергосистем или энергосистемы;
подсистема сервиса базы данных, предназначенная для обслуживания других подсистем АСДУ в части хранения и предоставления доступа к информации;
подсистема сбора и передачи информации (ССПИ).
ОИК должен обеспечивать возможность производства операций дистанционного управления и регулирования как по команде диспетчера, так и по командам, выработанным специализированными программами, включая подсистемы автоматического управления частотой и перетоками мощности.
ОИК должен включать в себя функции, обеспечивающие безопасное проведение ремонтно-восстановительных работ в энергосистеме, поддержание баланса мощности и ведение согласованного режима.
ОИК должен обеспечивать архивирование заданного набора оперативной информации, включая данные о режиме энергосистемы, произошедших событиях, действиях операторов, диспетчеров и других пользователей на указанную глубину.
ОИК должен предоставлять пользователям удобный и единообразный графический интерфейс.
Структура и состав конкретных ОИК могут быть различными в зависимости от уровня иерархии, функций, объема обрабатываемой информации, но при этом должны обеспечиваться:
Требования к полноте данных:
ОИК должен обеспечивать прием и обработку параметров всех элементов электрической схемы. Для функционирования ОИК должна быть обеспечена передача данных о состоянии и параметрах режима всех элементов электрической сети объекта управления. Минимально необходимый объем телеинформации, поступающей в ОИК, должен обеспечивать оперативный контроль в реальном времени за состоянием и параметрами оборудования, находящегося в оперативном управлении и ведении персонала конкретного диспетчерского пункта. Оптимальный объем телеинформации должен обеспечивать наблюдаемость расчетной схемы модели реального времени контролируемой электрической сети.
Требования к функциональности:
функции приема и передачи данных (обеспечение связи с устройствами телемеханики, телеуправления, телерегулирования; телекоммуникационный обмен данными между центрами диспетчерского управления с интерфейсом, заданным на верхнем уровне управления; прием и передача данных по состоянию и управлению устройствами РЗА, локальной автоматики и т.д.);
функции обработки принятых данных (преобразование потока данных и приведение его к принятой системе величин; достоверизация информации; обработка данных для получения производных характеристик параметров; обработка данных для синтеза и актуализации расчетных моделей);
функции хранения и архивирования данных (управление наполнением архивов данными (глубина и цикличность); администрирование архивов (копирование, восстановление и др.); сервис доступа к системе архивирования данных (внешний программный интерфейс с учетом политики безопасности и надежности, в том числе импорт/экспорт данных); хранение и архивирование истории изменений информационной модели (НСИ));
функции администрирования и управления (единая система обработки событий, оповещения и журналирования; управление единым временем; контроль и диагностирование программно-аппаратного комплекса ОИК, а также средств коммуникации; управление конфигурацией ОИК; управление состоянием и ресурсами ОИК и др.);
функции технологических приложений (ведение режима согласно диспетчерскому графику; мониторинг режима; ведение оперативного журнала; информационное обеспечение ремонтных работ и переключений в сети; контроль и управление напряжением; автоматическое регулирование частоты и перетоков мощности; контроль за состоянием противоаварийной автоматики (ПА); оперативное прогнозирование режима; оперативная оценка надежности режима; сбор и обработка данных «быстрых» процессов (аварийных режимов) и др.).
Требования к удобству и простоте использования:
удобство и интуитивно понятный пользовательский интерфейс;
максимальное приближение текстов и терминов интерфейсов к предметной области;
наличие интерактивных обучающих средств и материалов для облегчения освоения системы;
продуманная и развитая документация для пользователей разных уровней.
Требования к надежности:
коэффициент готовности ОИК должен быть не менее 99,98%;
среднее время восстановления полной работоспособности ОИК не должно составлять более 4 часов;
должна быть обеспечена способность ОИК к постепенной деградации (сохранение работоспособности комплекса с понижением качества при отказе отдельных элементов технических или программных средств).
Требования к производительности:
6.10.5. Подсистема задач планирования и оперативного управления режимами единой, объединенных энергосистем или энергосистемы включает задачи прогнозирования, планирования, в том числе «на сутки вперед», подготовку управляющих воздействий, анализ прошедших режимов с различных точек зрения, моделирование объекта для подготовки персонала. Подсистема должна предоставлять пользователям удобный и единообразный графический интерфейс ко всем реализованным функциям. Любые новые функции, базирующиеся на работе с расчетными моделями энергосистемы, должны относиться к данной подсистеме. Должны обеспечиваться:
Требования к полноте данных:
исходные данные должны полностью обеспечивать расчетную модель в объеме, необходимом для реализации всех функций данной подсистемы.
Требования к функциональности:
ведение и управление режимом;
моделирование объекта управления для подготовки оперативного персонала;
функции администрирования и управления.
Требования к удобству и простоте использования:
удобство и интуитивно понятный пользовательский интерфейс;
максимальное приближение текстов и терминов интерфейсов к предметной области;
наличие интерактивных обучающих средств и материалов для облегчения освоения системы;
продуманная и развитая документация для пользователей разных уровней.
Требования к надежности:
в части планирования и анализа режима коэффициент готовности данной подсистемы должен быть не менее 99%;
в части ведения и управления режимом коэффициент готовности данной подсистемы должен быть не менее 99,98%;
требования к точности расчетов в данной подсистеме должны определяться на следующем уровне декомпозиции для каждой функции и каждого уровня диспетчерского управления отдельно.
6.10.6. Программные средства всех подсистем АСДУ должны состоять из стандартного и прикладного программного обеспечения. Стандартное программное обеспечение должно соответствовать современному мировому уровню, и в обязательном порядке быть лицензионным. Прикладное программное обеспечение, реализующее основные функции подсистемы диспетчерского управления и сбора данных (ОИК), должно быть аттестовано уполномоченными организациями на проведение экспертизы средств АСДУ.
6.10.7. В состав подсистемы ССПИ должны входить:
— передающие устройства (КП);
— приемно-передающие устройства (ПУ, ЦППС);
каналы межуровневого обмена для передачи данных;
оконечное оборудование каналов связи;
активное и пассивное сетевое оборудование ЛВС.
Подсистема ССПИ должна обеспечивать:
передачу телеинформации между энергообъектами и ОИК соответствующего пункта диспетчерского управления, а также между ОИК смежных уровней управления по двум взаиморезервируемым каналам;
межуровневый обмен данными между ОИУК смежных уровней диспетчерского управления;
межуровневый обмен данными между другими подсистемами АСДУ смежных уровней диспетчерского управления.
6.10.8. Программно-аппаратные комплексы всех подсистем АСДУ должны быть оборудованы системами гарантированного электропитания. Исправность систем электропитания должна периодически проверяться по графику, утвержденному главным диспетчером (начальником диспетчерской службы) энергообъекта.
6.10.9. Программно-аппаратные комплексы всех подсистем АСДУ должны размещаться в специальных помещениях, отвечающих требованиям технических условий на оборудование и технические средства, оснащенных средствами пожарной сигнализации и пожаротушения и обеспечивающих разграничение доступа персонала (в соответствии с требованиями защиты от несанкционированного доступа). Способ выполнения цепей ввода-вывода информации, защитные заземления и заземления информационных цепей должны обеспечивать помехозащищенность систем.
6.10.10. Вывод из работы отдельных элементов подсистем АСДУ должен проводиться по оперативной заявке с разрешения диспетчера, в ведении которого они находятся.
Что такое оперативно-информационный комплекс (ОИК)?
ОИК должен обеспечивать возможность производства операций дистанционного управления и регулирования как по команде диспетчера, так и по командам, выработанным специализированными программами, включая подсистемы автоматического управления частотой и перетоками мощности.
ОИК должен включать в себя функции, обеспечивающие безопасное проведение ремонтно-восстановительных работ в энергосистеме, поддержание баланса мощности и ведение согласованного режима.
ОИК должен обеспечивать архивирование заданного набора оперативной информации, включая данные о режиме энергосистемы, произошедших событиях, действиях операторов, диспетчеров и других пользователей на указанную глубину.
ОИК должен предоставлять пользователям удобный и единообразный графический интерфейс.
Структура и состав конкретных ОИК могут быть различными в зависимости от уровня иерархии, функций, объема обрабатываемой информации, но при этом должны обеспечиваться:
Требования к полноте данных:
ОИК должен обеспечивать прием и обработку параметров всех элементов электрической схемы. Для функционирования ОИК должна быть обеспечена передача данных о состоянии и параметрах режима всех элементов электрической сети объекта управления. Минимально необходимый объем телеинформации, поступающей в ОИК, должен обеспечивать оперативный контроль в реальном времени за состоянием и параметрами оборудования, находящегося в оперативном управлении и ведении персонала конкретного диспетчерского пункта. Оптимальный объем телеинформации должен обеспечивать наблюдаемость расчетной схемы модели реального времени контролируемой электрической сети.
Содержание материала
Отечественные оперативно-информационные комплексы АСДУ энергосистемами
Любарский Ю. Я., доктор техн. наук, Моржин Ю. И., канд. техн. наук
Состояние разработки отечественных ОИК АСДУ.
Новые направления повышения информативности ОИК.
Интеллектуальная подсистема по синтезу топологии электросети.
Интеллектуальная подсистема по анализу топологии электросети.
Если использовать в ОИК топологическую модель электросети совместно с набором программ-рассуждений для анализа топологии на основе оперативной информации о состоянии коммутационных аппаратов (анализ связности электросети, анализ “распространения” напряжения по сети, анализ состояния транзитов и сечений), получим (на основе использования оболочки МИМИР) интеллектуальную подсистему по анализу топологии электросети (подсистема АНАЛИЗ). Эта подсистема позволяет:
определять состояние оборудования (введено, выведено);
определять сетевые события: снятие (подачу) напряжения с оборудования (ВЛ, систем и секций шин, силовых трансформаторов), отключение (подключение) ВЛ от энергообъектов, размыкание (замыкание) транзитных связей, отделение одного или нескольких энергообъектов от общей сети энергообъединения (энергосистемы); сетевые события заносятся в протокол событий (наряду с ведущимся в “традиционных” ОИК протоколом изменений состояний выключателей протокол событий отражает изменения состояния сети, но последний протокол более информативен для диспетчеров);
определять часть электросети, лишенную напряжения;
отображать схемы сети и энергообъектов с обозначением состояния оборудования и наличия напряжения (“раскраска” схемы по наличию напряжения);
сопоставлять состояние оборудования, обнаруженного при анализе топологии по телеизмерениям состояний выключателей с состоянием оборудования по открытым заявкам с выдачей диспетчеру протокола несоответствий;
использовать обнаруженные состояния оборудования для решения технологических задач (в первую очередь, этим обеспечивается возможность on-line решения задачи оценки состояния).
Взаимодействие интеллектуальных подсистем в ОИК АСДУ
Во ВНИИЭ разработана прототипная версия подсистемы АНАЛИЗ, подтверждающая правильность принципов построения подсистемы.
Интеллектуальная подсистема для диагностики повреждений в электросети.
Интеллектуальный тренажер-советчик по оперативным переключениям.
Распознавание классов ситуаций.
В подсистемах АНАЛИЗ и ДИАГНОЗ определяются сетевые события (короткие замыкания, отделения объектов от сети и др.). В программах обработки оперативных данных ОИК обеспечивается контроль измеряемых или дорассчитываемых параметров электрического режима по технологическим пределам. Совместная логическая обработка этой информации позволит автоматически определить класс ситуации в объекте управления (нормальный режим, утяжеленный режим, короткое замыкание, перегрузка ВЛ, аварии по частоте, аварии по напряжению, разделение системы на несинхронно работающие части, отделение части сети с исчезновением напряжения и др.). Подсистема
СИТУАЦИЯ, используя результаты обработки информации “традиционными” программами ОИК и другими интеллектуальными подсистемами, должна выполнять следующие функции:
определение класса текущей ситуации и отображение его пользователям ОИК;
предъявление пользователям отображения режима объекта управления в соответствии с выявленным классом ситуации;
отбор и отображение пользователям информации, оперативной и нормативно-справочной (в первую очередь, инструктивной), необходимой для принятия решений в данной ситуации.
Для такого ситуативного отображения информации целесообразно использовать не только дисплейные терминалы, но и современные средства коллективного отображения (“видеостены”).
В перспективе возможно такое развитие подсистемы СИТУАЦИЯ, которое обеспечит не только распознавание класса ситуации и ситуативное отображение информации, но и выдачу оперативному персоналу советов по нормализации ситуации.
Выводы
Список литературы
Функции ОИК
ОИК получает данные о текущем электрическом режиме и состоянии оборудования в реальном времени от серверов телемеханики циклически или спорадически. В случае использования спорадической передачи, при которой передаются только изменения, произошедшие с момента опроса, существует возможность полного опроса всех параметров с целью уточнения текущих значений каждого измерения и сигнала. Полный опрос гарантирует отражение состояния энергосистемы в образе, который зафиксирован в базе данных реального времени.
Обработка телеинформации в ОИК разбита на 4 этапа: масштабирование, сглаживание информации, фильтрация случайных искажений, оценка достоверности информации.
Для телеизмерений существуют следующие виды проверок:
1) по признаку вывода телеинформации из обработки;
2) по признаку неработоспособности устройств телемеханики;
3) по физическим пределам;
5) по максимальному допустимому скачку;
6) по отклонениям от дублирующих датчиков;
7) по отклонениям результатов оценивания состояния – восстановление электрического режима по данным телеизмерений (т.е. полученная информация с датчиков анализируется и поставляется в программу для расчета электрических режимов). Результатом расчета программы является напряжение в узлах и перетоки мощности по ЛЭП, затем сравнение расчетных данных с измеренными данными. На этом этапе выясняются датчики, дающие ложные измерения или измерения, имеющие большую погрешность.
Для телесигналов предусмотрены следующие виды проверок:
1) по признаку неработоспособности устройств телемеханики;
2) по максимальной допустимой скорости измерения состояния сигнала;
3) по контрольному телеизмерению.
Восстановление значений телеизмерений, помеченных как недостоверные осуществляются следующими способами:
— из дублирующих телеизмерений;
— дорасчетными значениями из программы оценивания состояния;
— из суточной ведомости;
— из краткосрочного прогноза.
Для осуществления контроля нарушения предела каждое измерение имеет два набора, связанных с ним верхних и нижних пределов для выработки аварийной сигнализации. Верхние и нижние пределы изменения величины соответственно называются предупредительный и аварийный пределы. При обнаружении факта перехода через какой-либо задействованный аварийно-предупредительный предел генерируется стандартным образом соответствующее сообщение. Изображение аварийного состояния телеизмерения на формах изображения в ОИК отличается различными метками, стилями и т.д. Для исключения из обработки недостоверных данных существует возможность ручного запрета серверу телемеханики опрашивать любое направление, любое устройство телемеханики, любой конкретный параметр телеизмерения, телесигнализации.
ОИК обеспечивает хранение и архивирование данных. В ОИК различают краткосрочные и долгосрочные архивы, импульс-архивы. Краткосрочные архивы хранятся в базе данных реального времени и предназначены для оперативного анализа в реальных режимах электрической системы в течение нескольких недель или месяцев. Долгосрочные архивы хранятся в реляционной базе данных, предназначены для длительного хранения и накопления информации в течение ряда лет.
В краткосрочные архивы записываются следующие виды данных:
— необработанные телеизмерения, поступающие в ОИК из серверов телемеханики;
— телесигналы (дискретная информация о состоянии коммутационной аппаратуры);
— различные виды суточной ведомости.
В импульс-архивы записываются действия противоаварийной автоматики, действия автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности, информация от систем от системы мониторинга переходных процессов. Импульс-архив необходим для анализа правильности противоаварийной автоматики, реле, правильности действий оперативно-диспетчерского персонала, а также для настройки систем автоматического регулирования частоты.
Дата добавления: 2014-11-13 ; просмотров: 15 ; Нарушение авторских прав