Телеконтроль и телеуправление в энергосистемах - Структура диспетчерского управления Телеконтроль и телеуправление в энергосистемах

Страница 6 из 46

Глава первая

СИСТЕМЫ ТЕЛЕМЕХАНИКИ В ДИСПЕТЧЕРСКОМ

УПРАВЛЕНИИ ЭНЕРГОСИСТЕМАМИ

СТРУКТУРА ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ

Системы телемеханики играют, важную роль в диспетчерском управлении производством и распределением электроэнергии, снабжая диспетчерские пункты различного уровня иерархии оперативной контрольной информацией о режимах работы энергосистем и обеспечивая передачу команд по управлению этими режимами. Надежность и экономичность работы энергосистем во многом зависят от надежной работы систем ТМ.

Структура систем телемеханики во многом определяется структурой диспетчерского управления, сложившейся в энергетике.

Как известно, диспетчерское управление в энергосистемах имеет многоуровневую иерархическую структуру со строгим подчинением низшего звена высшему (рис. 1.1). Высшей ступенью диспетчерского управления является Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системой СССР (ЦДУ ЕЭС).

В настоящее время ЕЭС СССР объединяет более 80% энергосистем страны, в них производится более 92% всей вырабатываемой в стране электроэнергии.

Оперативным центром ЦДУ, из которого осуществляется диспетчерское управление работой объединенных энергосистем (ОЭС), является диспетчерский пункт ЦДУ ЕЭС. ОЭС формируются по территориально-экономическому принципу, объединяя энергосистемы соседних административных областей и промышленно-экономических районов. В состав ЕЭС СССР входят девять ОЭС: Центра, Северо-Запада, Юга, Северного Кавказа, Закавказья, Средней Волги, Урала, Казахстана и Сибири. Еще два энергообъединения работают изолированно от ЕЭС СССР — ОЭС Средней Азии и ОЭС Дальнего Востока, в дальнейшем планируется подсоединение этих ОЭС к ЕЭС. Тем самым будет завершено создание Единой Энергосистемы Советского Союза.

структура диспетчерского управления в энергетике

Рис. 1.1. Многоуровневая структура диспетчерского управления в энергетике:

I - ДП ЦДУ ЕЭС СССР; II - ДП ОДУ ОЭС; III - ЦДП энергосистем; IV - ДП предприятия электросетей; V - ДП района электросетей; VI - ДП городских электросетей; VII - ДП тепловых сетей; 1 - крупнейшие электростанции; 2 - магистральные ВЛ 400-750 кВ; 3 - крупные узловые ПС 400- 750 кВ; 4 - ВЛ и ПС межсистемного значения; 5 - электростанции системного значения; 6 - межсистемные и основные ВЛ 110-400 кВ; 7 - ПС системного значения; 8 — электростанции местного значения; 9 - основные ВЛ предприятия 35-220 кВ; 10 - транзитные ПС 35-220 кВ; 11 - оперативные дежурные участки электросетей; 12 - распределительная сеть 35-110 кВ и местная сеть 0,4- 10 кВ; 13 - распределительные ПС 35-110 кВ; 14 - участки местной сети 0,4- 10 кВ

Оперативными центрами ОЭС являются ДП ОДУ ОЭС. В состав ОЭС входят районные энергосистемы (РЭУ) - в среднем по 10 РЭУ в каждой ОЭС. Каждая районная энергосистема, входящая в ОЭС, имеет собственный оперативный центр — Центральный диспетчерский пункт (ЦДП) энергосистемы.

На 1 января 1986 г. общее количество ЦДП энергосистем составило 101. Управление высоковольтными распределительными электросетями осуществляется специально предназначенными для этой цели диспетчерскими пунктами предприятий электросетей (ДП ПЭС) и районов электросетей (ДП РЭС), входящих в энергосистему.

Нижним (базисным) уровнем системы диспетчерского управления являются энергообъекты - электростанции, высоковольтные подстанции, линии электропередачи с соответствующим энергооборудованием, коммутационной и измерительной аппаратурой.

Электростанции, подстанции или часть их оборудования, на которых оперативные переключения или изменения режима работы могут производиться по прямому указанию оперативного персонала ДП, в зону действия которого входит данный энергообъект, называются энергообъектами, находящимися в непосредственном оперативном управлении данного диспетчерского пункта. Если же переключения и изменения режима работы энергообъектов производятся персоналом данного ДП только по указанию или с разрешения вышестоящего ДП, то такие энергообъекты называются энергообъектами, находящимися в оперативном ведении вышестоящего ДП.

Так, в оперативном управлении или оперативном ведении ДП ОДУ находятся электростанции, подстанции и часть их оборудования и линии электропередачи, на которых изменение режима работы или коммутационные переключения существенно влияют на надежность и экономичность работы объединенной энергосистемы. Такие энергообъекты называются энергообъектами межсистемного значения. К ним, в частности, относятся межсистемные линии электропередачи, обеспечивающие параллельную работу и обмен мощностями между энергосистемами, а также так называемые регулирующие станции, принимающие участие в регулировании частоты и покрытии пиковых нагрузок в объединенных энергосистемах.

В оперативном управлении или ведении (через ДП ПЭС, например) ЦДП энергосистемы находятся энергообъекты системного значения, т. е. те, работа которых существенно влияет на надежность и экономичность работы данной энергосистемы. К таким энергообъектам, в частности, относятся электростанции, мощность которых превышает 3—5% суммарной установленной мощности энергосистемы, называемые основными электростанциями энергетической системы.

Характер подчиненности энергообъектов тем или иным диспетчерским пунктам определяет объемы и пути оперативной информации, передаваемой на диспетчерские пункты средствами телемеханики.

Передача телемеханической информации на диспетчерский пункт верхней ступени управления от энергообъектов, находящихся в оперативном ведении данного ДП, как правило, осуществляется методом ретрансляции с ДП нижней ступени. Однако при оперативном управлении отдельными энергообъектами передача телеинформации желательна непосредственно с этих энергообъектов на данный ДП. Число пунктов ретрансляции, как правило, не должно превышать двух, так как при увеличении этого числа ухудшается качество информации на верхнем уровне управления — повышается погрешность ТИ вследствие увеличения запаздывания, увеличивается запаздывание ТС, ухудшается надежность доставки информации и т. п.

Диспетчерская связь ДП данного ранга с подчиненными ему ДП низшего ранга, а также с энергообъектами, находящимися в непосредственном оперативном управлении данного ДП, осуществляется по прямым каналам связи. Эти каналы связи должны резервироваться с автоматическим переходом на исправный канал. Для устройств телемеханики, работающих в системах противоаварийной автоматики или автоматического регулирования, зто требование является обязательным. При этом резервирование должно производиться по независимым каналам связи.

Передача телеинформации на верхних уровнях диспетчерского управления осуществляется по арендованным каналам Министерства связи либо по ведомственным высокочастотным каналам по линиям электропередачи. При этом для систем телемеханики выделяется узкий надтональный частотный диапазон в телефонном канале, ограничивающий скорость передачи сигналов телемеханики скоростью 50—300 бит/с. Лишь в отдельных случаях под телемеханическую передачу может быть задействован весь телефонный канал (при передаче со скоростью 1200 бит/с).

Для передачи информации на уровне энергообъект—энергосистема и в распределительных электрических сетях используются ВЧ каналы по ВЛ, низкочастотные каналы по воздушным и кабельным линиям связи, ультракоротковолновая радиосвязь и каналы наложенной тональной частоты по ВЛ 6 (10) кВ.

Допустимая скорость передачи сигналов телемеханики по этим каналам связи не превосходит 50—200 бит/с.

Телемеханизация диспетчерских пунктов энергосистем и понизительных подстанций (ПС) 20 кВ и выше по данным Союзтехэнерго на 1 января 1986 г. характеризуется следующими цифрами [40]:

из общего числа ЦДП энергосистем телемеханизированы 96 ЦДП, т. е. 94% общего числа энергосистем. Общее число ДП ПЭС и ДП РЭС равно 2804, из них телемеханизировано 684, т. е. 24,4% общего их числа;

из общего числа 28 540 понизительных ПС 20 кВ и выше обслуживаются без постоянного дежурного персонала на щите управления 25 169, т. е. 88,2% подстанций, в том числе с телеуправлением 2312 (8,1%) подстанций, только с телеконтролем 2382 (8,3%); только с аварийно-предупредительной телесигнализацией 5741 (20,1%). Остальные ПС без постоянного обслуживания оснащены различной местной сигнализацией.

Устройства телемеханики, так же как и вычислительные машины, в соответствии с их аппаратной базой подразделяются на несколько поколений:

е поколение — на релейно-контактных электромеханических и электронно-ламповых элементах;
е поколение — на бесконтактных магнитных и полупроводниковых элементах;
е поколение — на интегральных логических микросхемах малого и среднего уровня интеграции;
е поколение — на микропроцессорах, БИС с программным управлением.

Основные характеристики УТМ в энергосистемах

Таблица 1.1.

№ п.п.	Тип УТМ	Поколение	Количество ДП (ПУ), КП (ПСТ)	Максимальная информационная емкость одного КП	Структура системы, канал связи
1	МКТ-1	2	До 2 ДП, 1 КП	5 ТИ или 35 ТС, 10ТИ или 70 ТС	Пункт-пункт; симплекс
2	МКТ-2	2	До 2 ДП, 1 КП	10ТИ или 70 ТС, 20 ТИ или 160 ТС, 30 ТИ или 240 ТС	То же
3	ВРТФ-3	2	До 2 ДП, 1 КП	80 ТС, 40 ТУ, 16 ВТИ, 16-ТР-ВТИ	Пункт-пункт; дуплекс
4	МКТ-3	3	До 3 ДП, 1 КП	60 ТИ, 4 ЦТИ, 256 ТС, 64 ТУ	То же
5	ТРС-1	3	1 ПУ, до 15 КП	3 ТС, 1 ТУ	Многоточечная; полудуплекс
6	ТМ-512	3	1 ДП, 1 КП	60 ТИ, 480 ТС	Пункт-пункт; дуплекс
7	TM-800	3	1 ДП, 1 КП	64 ТИ, 256 ТС	Пункт-пункт; симплекс
8	TM-800 В	3	1 ДП, 1 КП	20 ТС, 20 ТУ, 15 ВТИ	Пункт-пункт
9	ТМ-120 М	3	1 ДП, до 30 КП	16 ТИ, 48 ТС, 16 ТУ	Многоточечная магистральная, дуплекс
10	КУСТ-Б	3	1 ДП, до 10 КП	1 ТИ, 24 ТС, 10 ТУ, 4 ВТЧ	То же
11	УТС-8	2	1 ДП, до 4 КП	8 ТС	Многоточечная радиальная; симплекс
12	УТК-1	2	1 ПУ, 1 КП	1 ТИ, 4 ТС	Пункт-пункт; симплекс
13	УТМ-7	3	1 ПУ, 1 КП	7 ТИ, 8 ТС	То же
14	ЦППС РПТ-70	4	1 ПУ, до 32 ПСТ	До 256 ТИ, до 2048 ТС, ЦБИ до 250 знаков в блоке	Многоточечная радиальная; дуплекс
15	ЦППС РПТ-80	4	1 ПУ, до 64 ПСТ	То же	То же
16	АИСТ	4	1 ПУ, до 32 КП	До 128 ТИ, до 1024 ТС, ЦБИ до 250 знаков в блоке

Скорость передачи, бит/с	Элементная база	Основной уровень использования	Завод-изготовитель; год начала промышленного выпуска
40, 60, 80	Полупроводниковые элементы	ЦДП РЭУ, ДП ПЭС	’’Электропульт”, г. Ленинград, 1968 г.
40, 80, 160	То же	То же	’’Электропульт”, г. Ленинград, 1972 г.
40	Ферритовые элементы с ППГ, полупроводниковые элементы	ЦДП РЭУ, ДП ПЭС, ДП РЭС	То же
50,100, 200, 300, 600, 1200	Интегральные микросхемы (ИМС)	То же	’’Электропульт”, г. Ленинград, 1987 г.
6, 25, 100	ИМС	ДП РЭС, ОП 6-10 кВ	’’Электропульт”, г. Ленинград, 1986 г.
25, 37,5 50,100, 200, 300, 600	ИМС	ЦДП РЭУ	’’Промавтоматика”, г. Житомир, 1970 г.
25, 50, 75, 100, 200	То же	То же	ЭТА, г. Нальчик, 1975 г.
50, 75, 100, 200		ДП ПЭС, ДПРЭС	То же
100		ДППЭС, ДПРЭС	КИП, г. Краснодар, 1980 г.
40	ИМС	ДП ПЭС, ДПРЭС	’’Нептун”, г. Одесса
25,50	Полупроводниковые элементы	ДП ПЭС, ДПРЭС	’’Союзэнергоавтоматика”, г. Киев, 1980 г.
50	Полупроводниковые элементы	САУР ЧМ	’’Союзэнергоавтоматика”, г. Киев, 1980 г.
50, 100, 200, 300, 600	Интегральные микросхемы	То же	’’Союзэнергоавтоматика”, г. Киев, 1984 г.
50,100, 200, 300, 600,1200	Микропроцессорные элементы	ЦПУ ЕЭС, ОДУ ОЭС	’’Видеотон”, ВНР, 1975 г.
50,100, 200, 300, 600,1200	То же	ЦДУ ЕЭС, ОДУ ОЭС, ЦДП ЭС	’’Видеотон”, ВНР, 1983 г.
50,100, 200, 300, 600, 1200	»»	ЦДП РЭУ, ДП ПЭС, ДПРЭС	’’Нептун”, г. Одесса, 1985 г.

		Поколение	Количество ДП (ПУ), КП (ПСТ)	Максимальная информационная емкость одного КП	Структура системы, канал связи
№ п.п.	Тип УТМ	Поколение	Количество ДП (ПУ), КП (ПСТ)	Максимальная информационная емкость одного КП	Структура системы, канал связи
17	АИСТ-РС	4	1 ПУ, до 32 КП	До 16 ТИ, 32 ТС, 16 ГИЭ, 16 ТУ, 64 РТС, 16 РТУ	Многоточечная радиальномагистральная; полудуплекс
18	ГРАНИТ	4	Базовая модель: 1 ПУ до 16 КП; (ПУ + КП) до 128	Базовая модель: 96 ТИ, 192 ТС, 32 ТИИ, 48 ТУ	Многоточечная радиальномагистральная, полудуплекс
19	УВТК-120*	4	1 ПУ, до 60 КП	160 ТИ, 256 ТС, 16 ТИИ, 8ТР, 128 ТУ	То же
20	ТК-113*	4	1 ПУ, до 30 КП	40 ТИ, 128 ТС, 32 ТУ, 32 ТИИ, 8ТР

* Выпуск планируется на 1990 г.

Примечание. ПСТ - периферийная станция; ВТИ - вызов телеизмерения; ТИ; ЦТИ - цифровое ТИ; САУР - система автоматического управления и регуляции,

ППГ - прямоугольная петля гистерезиса·, ТР—ВТИ - телерегулирование с вызовом пирования; ОП - опорная подстанция; ТИИ - ТИ интегральное; ТИЭ - ТИ энергии; РТС, РТУ - ретрансляция ТС, ТУ.

В настоящее время большинство УТМ, эксплуатирующихся в энергосистемах, относятся ко 2-му и 3-му поколениям.

Первые микропроцессорные системы телемеханики начали появляться в эксплуатации в энергосистемах лишь в 1987—1988 гг. (ГРАНИТ в ОДУ Урала, АИСТ в Литовэнерго и Витебскэнерго). Однако уже с середины 70-х годов функции микропроцессорных УТМ начали успешно выполнять универсальные микроЭВМ типов РПТ-70 и РПТ-80, укомплектованные специальными канальными адаптерами. На базе этих микроЭВМ были разработаны центральные приемо-передающие станции (ЦППС), осуществляющие ретрансляцию телеинформации на уровнях ЦДУ ЕЭС и ОДУ ОЭС.

Основные типы УТМ, эксплуатируемых в энергосистемах, и их краткая характеристика приведены в табл. 1.1.

Продолжение табл. 1.1

Скорость передачи, бит/с	Элементная база	Основной уровень использования	Завод-изготовитель; год начала промышленного выпуска
50, 100, 200, 300	»»	ДП ПЭС, ДП РЭС	’’Нептун”, г. Одесса, 1987 г.
50, 100, 200, 600, 1200	Микропроцессорные элементы	ЦДП РЭУ, ДП ПЭС	’’Промавтоматика”, г. Житомир, 1987 г.
50, 100, 200, 600, 1200	То же	ДП ПЭС, ДП РЭС	КИП, г. Краснодар
50, 100, 200, 600, 1200		ДП ПЭС, ДП РЭС	ПО ’’Севкавэлектрон- маш”, г. Нальчик