Строительство Севастополь

Строительство в Севастополе — сообщество мастеров строителей и отделочников

 

Строительные работы в Севастополе

Система электроснабжения. Основные принципы системного подхода являются. Основной принцип управления. Управление систем электроснабжения


7.2. Организация управления системой электроснабжения

Система управления в энергетике характеризуется следующими факторами:

- усиление концентрации и централизации функций управления;

- усложнение системы управления;

- информационная перегруженность системы управления;

- противоречие между высоким уровнем механизации и автоматизации основных производственных процессов и низким уровнем механизации и автоматизации управленческого труда.

Отсюда возникает задача совершенствования системы управления в энергетике, которая решается путем создания автоматизированных систем управления (АСУ) и автоматизированных систем управления технологическим процессом (АСУТП). Они представляют собой комплексы программных и технических средств, предназначенных для автоматизированного управления технологическим процессом выработки, распределения и потребления электроэнергии. Учитывая протяженность энергосистем, эти системы невозможно реализовать без широкого применения телемеханизации, то есть сбора большого количества информации от удалённых объектов и передачи управляющих сигналов на эти объекты.

Телемеханизацию и автоматизацию целесообразно осуществлять комплексно для управления всеми видами энергохозяйства предприятия: электроснабжением, газоснабжением, теплоснабжением, водоснабжением, а также для управления освещением территории.

Телемеханизацию следует применять в случаях, когда она часто и эффективно используется и дает возможность существенно улучшить ведение режима электроснабжения, ускорить ликвидацию аварий и других нарушений, установить контроль за поддержанием нормальных электрических параметров (уровень напряжения, нагрузки и т. д.), уменьшить обслуживающий персонал. В объем телемеханизации входят телеуправление, телесигнализация и телеизмерение.

Телеуправление (ТУ) обычно предусматривается только для тех элементов электроснабжения, которые необходимы для быстрого восстановления режима или для переключений, например для управления выключателями на питающих линиях и линиях связи между подстанциями при отсутствии АВР или при необходимости частых оперативных переключений выключателями понизительных трансформаторов и т. п.

Основу АСУТП составляет программно-технический комплекс (ПТК), работающий в режиме реального времени. В составе АСУТП он выполняет:

- сбор и централизацию данных,

- наглядное отображение полученной информации,

- подготовку и передачу информации серверу баз данных,

- контроль функционирования промышленных контроллеров.

Вопросы построения систем диспетчерского управления и основные понятия информационной техники (несущий процесс, виды модуляции и т. п.) достаточно подробно освещены в п. 1.6.8 конспекта УМК «Электроэнергетика. Часть 2».

Заключение

Сегодня на смену традиционным релейным защитам на электромеханической элементной базе всё активнее приходят современные цифровые устройства, сочетающие в себе функции защиты, автоматики, управления и сигнализации. Использование цифровых терминалов дает возможность повысить чувствительность защит и значительно уменьшить время их срабатывания, что в совокупности с высокой надежностью позволяет существенно снизить величину ущерба от перерывов в электроснабжении.

Кроме того, появляется возможность построения автоматизированной системы управления технологическим процессом подстанций на базе этих терминалов и интегрирования ее с АСУ ТП верхнего уровня. На основании этого можно говорить о перспективности перехода к использованию цифровых терминалов в качестве основных устройств релейной защиты и автоматики электрических сетей.

Однако не все так радужно на горизонте цифровых устройств релейной защиты и автоматики. Обратимся, в частности, к фактору надежности защиты. Исследования, выполненные отделом Israel Electric Corporation, привели к выводу о том, что надежность микропроцессорных реле ниже, чем электромеханических и полупроводниковых статических реле. Компоненты микропроцессорных реле выходят из строя чаще, чем элементы реле других видов. При этом отмечается, что имеющийся в сложных микропроцессорных реле внутренний мониторинг исправности не спасает дело, так как, во-первых, это мониторинг только основных режимов крупных функциональных блоков, а не исправности элементов, а во-вторых, информация о выходе из строя какого-то блока реле поступает к персоналу уже после того, как состоялся отказ реле. То есть наличие такой внутренней самодиагностики не увеличивает надежность реле.

У цифровых защит есть и другие недостатки. Но дело не в этом. Главное для студента получить базовые знания в области релейной защиты и автоматики, а затем, став специалистом, самому определять направление развития этой области электроэнергетики.

studfiles.net

7.2. Организация управления системой электроснабжения

Система управления в энергетике характеризуется следующими факторами:

- усиление концентрации и централизации функций управления;

- усложнение системы управления;

- информационная перегруженность системы управления;

- противоречие между высоким уровнем механизации и автоматизации основных производственных процессов и низким уровнем механизации и автоматизации управленческого труда.

Отсюда возникает задача совершенствования системы управления в энергетике, которая решается путем создания автоматизированных систем управления (АСУ) и автоматизированных систем управления технологическим процессом (АСУТП). Они представляют собой комплексы программных и технических средств, предназначенных для автоматизированного управления технологическим процессом выработки, распределения и потребления электроэнергии. Учитывая протяженность энергосистем, эти системы невозможно реализовать без широкого применения телемеханизации, то есть сбора большого количества информации от удалённых объектов и передачи управляющих сигналов на эти объекты.

Телемеханизацию и автоматизацию целесообразно осуществлять комплексно для управления всеми видами энергохозяйства предприятия: электроснабжением, газоснабжением, теплоснабжением, водоснабжением, а также для управления освещением территории.

Телемеханизацию следует применять в случаях, когда она часто и эффективно используется и дает возможность существенно улучшить ведение режима электроснабжения, ускорить ликвидацию аварий и других нарушений, установить контроль за поддержанием нормальных электрических параметров (уровень напряжения, нагрузки и т. д.), уменьшить обслуживающий персонал. В объем телемеханизации входят телеуправление, телесигнализация и телеизмерение.

Телеуправление (ТУ) обычно предусматривается только для тех элементов электроснабжения, которые необходимы для быстрого восстановления режима или для переключений, например для управления выключателями на питающих линиях и линиях связи между подстанциями при отсутствии АВР или при необходимости частых оперативных переключений выключателями понизительных трансформаторов и т. п.

Основу АСУТП составляет программно-технический комплекс (ПТК), работающий в режиме реального времени. В составе АСУТП он выполняет:

- сбор и централизацию данных,

- наглядное отображение полученной информации,

- подготовку и передачу информации серверу баз данных,

- контроль функционирования промышленных контроллеров.

Вопросы построения систем диспетчерского управления и основные понятия информационной техники (несущий процесс, виды модуляции и т. п.) достаточно подробно освещены в п. 1.6.8 конспекта УМК «Электроэнергетика. Часть 2».

Заключение

Сегодня на смену традиционным релейным защитам на электромеханической элементной базе всё активнее приходят современные цифровые устройства, сочетающие в себе функции защиты, автоматики, управления и сигнализации. Использование цифровых терминалов дает возможность повысить чувствительность защит и значительно уменьшить время их срабатывания, что в совокупности с высокой надежностью позволяет существенно снизить величину ущерба от перерывов в электроснабжении.

Кроме того, появляется возможность построения автоматизированной системы управления технологическим процессом подстанций на базе этих терминалов и интегрирования ее с АСУ ТП верхнего уровня. На основании этого можно говорить о перспективности перехода к использованию цифровых терминалов в качестве основных устройств релейной защиты и автоматики электрических сетей.

Однако не все так радужно на горизонте цифровых устройств релейной защиты и автоматики. Обратимся, в частности, к фактору надежности защиты. Исследования, выполненные отделом Israel Electric Corporation, привели к выводу о том, что надежность микропроцессорных реле ниже, чем электромеханических и полупроводниковых статических реле. Компоненты микропроцессорных реле выходят из строя чаще, чем элементы реле других видов. При этом отмечается, что имеющийся в сложных микропроцессорных реле внутренний мониторинг исправности не спасает дело, так как, во-первых, это мониторинг только основных режимов крупных функциональных блоков, а не исправности элементов, а во-вторых, информация о выходе из строя какого-то блока реле поступает к персоналу уже после того, как состоялся отказ реле. То есть наличие такой внутренней самодиагностики не увеличивает надежность реле.

У цифровых защит есть и другие недостатки. Но дело не в этом. Главное для студента получить базовые знания в области релейной защиты и автоматики, а затем, став специалистом, самому определять направление развития этой области электроэнергетики.

studfiles.net

3)Автоматизация управления системой электроснабжения.

1-2)Принцип управления системой электроснабжения. Принципы управления и задачи, решаемые автоматизированными системами.

4)Информация в системах управления железных дорог.

5)Кодирование.

6)Отображение оперативной информации на ДП.

7)Общие сведенья об устройствах телемеханики.

8)Разделение элементов сигнала при передаче.

9)Методы избирания объектов телемеханики.

10)Основные сведенья о системе телемеханики «МСТ-95».

11-12)Принципы построения ТУ подсистемы «МСТ 95-Ч». Принципы построения ТС подсистем

13-14)Принципы построения ТУ подсистемы «МСТ 95-В». Принципы построения ТС подсистемы «МСТ 95-В».

15)Передающее устройство телесигнализации «МСТ 95-Ч».

Сначала ТС:

16)Приёмное устройство телесигнализации «МСТ 95-Ч».

17)Передающее устройство телеуправления«МСТ 95-Ч».

18)Приёмное устройство телеуправления «МСТ 95-Ч».

19)Принципы выполнения ТУ и ТС подсистемы «Лисна -В».

20)Автоматизированная система телемеханического управления (АСТМУ). Диспечерский пункт.

Система АСТМУ ориентирована на управление “типовым” участком электроснабжения, содержащим до 50 контролируемых пунктов (КП), из которых до 10 “большие” (тягово-понизительные подстанции), а остальные - “малые” (посты секционирования, пункты параллельных соединений, станции) /2/.

Кроме традиционных задач телемеханики, АСТМУ обеспечивает выполнение функций автоматизированного управления и, в частности, таких, как:  

адаптация к изменению схем электропитания контактной сети и отдельных КП в целом корректировкой только программного обеспечения;  

управление с помощью ранее подготовленных “командных файлов” (последовательных команд) для реализации сборки типовых схем;  

фильтрация сообщений (по сигналам ТС) по ряду признаков (выбираемых энергодиспетчером): по дате, времени, названию КП, объекту управления;  

автоматическое ведение архива действий энергодиспетчера и изменений состояния объектов управления;  

хранения на КП всей информации об изменениях сигналов ТС при сбоях в линиях связи и передача её при восстановлении связи;  

регистрация по каналам телеизмерений, наряду с номинальными значениями токов, максимальных величин токов отключения выключателей (токов короткого замыкания) одновременно с передачей сигналов ТС об отключении с привязкой к астрономическому времени.

В вычислительной среде АСТМУ могут решаться задачи создания автоматизированного рабочего места энергодиспетчера (АРМ ЭЧЦ), задачи функциональной диагностики оборудования, технический учет потребления электроэнергии.

АСТМУ представляет собой двухуровневую автоматизированную систему управления, построенную по принципу “Master-Slave” («Ведущий-Ведомый»). Структурная схема представлена рис. 2.

Верхний уровень (диспетчерский пункт ДП) - “Master” - представлен группой компьютеров, объеденных в локальную сеть Ethernet; нижний уровень (КП) - сетью программируемых логических контроллеров (ПЛК) системы “AUTOLOG”, связанных с “Master” по единой магистральной линии связи. В качестве линии связи могут быть использованы две пары физических проводов или два канала тональной частоты с полосой пропускания (300...3400)Гц. Подключение к линии связи осуществляется через блоки ввода-вывода (Узел связи), обеспечивающие согласование и гальваническую развязку входных и выходных цепей аппаратуры АСТМУ и модемы (модулятор-демодулятор), преобразующие машинные коды в частотные электрические сигналы, удовлетворяющие требованиям MKКTT к сигналам в стандартных телефонных каналах.

В вычислительной сети для обмена данными между “Master” и каждым ПЛК используется протокол связи “Modbus”.

На двух и более компьютерах, в зависимости от сложности энергокруга, реализуется «виртуальный щит», который может быть продублирован мозаичным щитом в виде малогабаритных панелей индикации МПИ. Одна из ПЭВМ верхнего уровня является основной и выполняет функции сетевого контроллера (обеспечивающего взаимодействие всех вычислительных средств АСТМУ) и интеллектуального терминала (Операторская станция), а вторая - используется как горячий резерв и формирует резервную копию архива.

При остановке (неисправности) основной ПЭВМ резервная перестает получать от неё сигналы подтверждения исправности, сообщает об этом энергодиспетчеру, требуя выполнения простейших манипуляций (подсказываемых на экране резервной ПЭВМ) по переводу её в режим основной, после чего АСТМУ продолжает работать с резервной ПЭВМ, используемой в режиме сетевого контроллера.

Интеллектуальный терминал при помощи АРМа позволяет формировать команды ТУ и индицирует фактическое состояние всех контролируемых объектов посредством динамических изображений элементов соответствующих электрических схем.

АРМ ЭЧЦ представляет собой программные средства, устанавливаемые на компьютерном комплексе энергодиспетчерской и предназначен для решения автоматизированного управления устройствами электроснабжения.

АРМ ЭЧЦ реализует функции автоматизации, включающие подготовку и производство переключений (под контролем энергодиспетчера), ведение документооборота, ведение базы данных энергокруга. С помощью АРМ энергодиспетчер может осуществить быстрый перевод схем электроснабжения в аварийные и вынужденные режимы работы путем выбора и запуска на выполнение оперативного приказа из базы ранее подготовленных и хранящихся в АРМ наборов переключений.

Питание аппаратуры АСТМУ в энергодиспетчерской осуществляется через агрегат бесперебойного питания, обеспечивающий сохранение питающего напряжения для ПЭВМ, пульта и аппаратуры связи при “провалах”, а также перебоях напряжения в питающей сети длительностью до 20 минут.

studfiles.net

Автоматизация управления системой электроснабжения

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 43Следующая ⇒

Хозяйствоэлектроснабжения железных дорог можно рассматривать как совокуп­ность различных технологических процессов, объединенных решением задачи беспере­бойного снабжения потребителей электроэнергией соответствующего качества. При этом должно быть экономичное расходование электроэнергии и уменьшение потерь, возни­кающих в процессе передачи и преобразования.

Основной целью создания автоматизированной системы управления электроснаб­жением (АСУЭ) является совершенствование управления устройствами электроснаб­жения и их эксплуатацией на основе автоматизации производственных процессов под­держания оптимальных режимов в системе тягового электроснабжения. Наряду с зада­чами оптимального управления технологическими процессами в АСУЭ решаются также задачи, связанные со сбором, обработкой информации, планированием и прогнозиро­ванием технологического процесса и состояния оборудования.

Как любая сложная система АСУЭ имеет иерархическую структуру, состоящую из отдельных подсистем (рис. 1.3), имеющих самостоятельные цели управления и общую для всей автоматизированной системы цель. Эти подсистемы находятся на разных уров­нях иерархии, взаимодействуют между собой и имеют внешние связи с питающими районными энергосистемами и другими подсистемами АСУЖТ.

Подсистема является частью автоматизированной системы, выделенной по опре­деленному признаку, отвечающему конкретным целям и задачам управления. В рамках этих задач подсистема может рассматриваться как самостоятельная система.

Определение структу­ры системы управления яв­ляется одной из важней­ших задач, возникающих при разработке системы в каждом конкретном случае.

Правильно составленная структура АСУЭ позволяет наиболее точно определить требуемый объем, содер­жание и потоки информа­ции; обеспечить последо­вательное решение очеред­ных задач на базе преды­дущих; исключить необхо­димость переделок в про­цессе развития АСУЭ. На рис. 1.3 представ­лена структурная схема АСУЭ, построенная по функциональному признаку.Система осуществляет уп­равление всем комплексом

электроснабжения железнодорожного транспорта. Управление в пределах дистанции элек­троснабжения включает три уровня: первый уровень управления реализует ручное и автоматическое децентрализованное управление оборудованием и режимами; второй уровень управления предусматривает местное оперативное (дистанционное) и автома­тическое централизованное управление оборудованием тяговых подстанций, постов сек­ционирования и т.д.; третий уровень управления реализуется автоматизированной сис­темой диспетчерского управления (АСДУ) и на нем осуществляется оперативно-дис- петчерское централизованное управление тяговыми подстанциями, постами секцио­нирования и другими пунктами, элементами и режимами.

От вышестоящих энергодиспетчерских пунктов четвертого и пятого; уровней уп­равления, соответственно службы электроснабжения дороги и Департамента электри­фикации и электроснабжения МПС (ЦЭ МПС), на энергодиспетчерский пункт дистан­ции электроснабжения поступает нормативная и оперативно-управляющая информа­ция, координирующая режимы работы дистанций электроснабжения в пределах желез­ной дороги. Энергодиспетчерский пункт службы электроснабжения дороги учитывает основные показатели работы дистанций электроснабжения, выполняет все виды пла­нирования в масштабах дороги, обменивается информацией с энергодиспетчерскими пунктами ЦЭ МПС и районных энергосистем.

Автоматизированная ристема диспетчерского управления (АСДУ) обеспечивает автоматизированный сбор и обработку информации, необходимую диспетчерскому персоналу для непрерывного централизованного контроля и управления.

Задачи оперативного управления, решаемые АСДУ, определяются режимом ра­боты системы электроснабжения.

В нормальном режиме происходит регулирование режима электроснабжения, его корректировка при отклонениях для выполнения требований по качеству электроэнер­гии и надежности ее подачи; отключение оборудования для ремонта и резервирования и ввод его в работу из ремонта и резерва; сбор, обработка и документирование инфор­мации о работе дистанции электроснабжения.

В аварийном режиме срабатывают автоматические устройства первого уровня (ре­лейная защита). В этом случае оперативно-диспетчерский персонал производит необхо­димые отключения устройств электроснабжения в случае их отказа. Однако, из-за низ­кого быстродействия качество управления ухудшается.

В послеаварийном режиме решаются задачи восстановления нормальной схемы элек­троснабжения потребителей, заданного качества электроэнергии, ввод в работу отклю­чившегося неповрежденного оборудования, принятия мер по устранению причин ава­рии и ремонту поврежденного оборудования.

Решение задач оперативно-диспетчерского управления (ОДУ) предусматривает максимальное использование опыта и знаний энергодиспетчера. В зависимости от сло­жившейся ситуации он может располагать различным временем для принятия реше­ний, которые вырабатывает практически единолично. В аварийных ситуациях объем информации резко возрастает, а время для принятия решения снижается до несколь­ких минут или секунд. Для обработки всей этой информации используются электронно- вычислительные машины (ЭВМ), ускоряющие принятие энергодиспетчером правиль­ных решений по управлению.

ЭВМ являются технической основой АСУЭ наряду с местными системами авто­матики и устройствами телемеханики, состоящими из аппаратуры телеуправления, те­лесигнализации и телеизмерения. Они выполняют расчетные и информационные фун­кции, собирают и обрабатывают информацию, выдают соответствующие рекоменда­ции, осуществляют технике-экономические и планово-производственные расчеты.

Подсистема третьего уровня осуществляет оперативно-диспетчерское централи­зованное управление пунктами, объектами и режимами электроснабжения, обменом информацией с энергодиспетчерскими пунктами энергосистем и службой управления дороги, работой поездного диспетчера отделения дороги (ДНЦ). Подсистемы учета, планирования и прогнозирования оптимального управления могут размещаться на энер­годиспетчерском пункте дистанции электроснабжения или же являться общими для дистанций в пределах железной дороги и размещаться на центральном энергодиспет­черском пункте службы электроснабжения (ЦДПЭ).

Читайте также:

lektsia.com

Релейная защита. УМК. Релейная защита. Релейная защита и автоматизация систем электроснабжения учебнометодический комплекс

Раздел 7. Регулирование напряжения и частоты. Управление системой электроснабжения

В разделе рассматриваются три темы:

- регулирование напряжения и реактивной мощности;

- регулирование частоты;

- организация управления системой электроснабжения.

Лабораторные работы и практические занятия в данном разделе не предусмотрены.

После проработки теоретического материала следует ответить на вопросы тренировочного теста № 7. Правильные ответы на вопросы тренировочных тестов приведены на с. 217. При появлении затруднений по тестовым заданиям следует обратиться к теоретическому материалу [1] или проконсультироваться у преподавателя.

При эффективной проработке материала данного раздела можно набрать 10 баллов из 100 возможных.7.1. Регулирование напряжения и реактивной мощности

Напряжение и потоки реактивной мощности в системах электроснабжения можно регулировать с помощью:

- трансформаторов с регулируемым коэффициентом трансформации;

- автоматического регулирования возбуждения синхронных машин;

- конденсаторных установок регулируемой мощности и др.7.1.1. Регулирование коэффициента трансформации понижающего трансформатора

Одним из основных средств регулирования напряжения в системах электроснабжения является изменение коэффициентов трансформации трансформаторов на подстанциях. Известно, что коэффициент трансформации определяется отношением числа витков первичной w1 и вторичной w2 обмоток трансформатора или отношением первичного Uвн и вторичного Uнн напряжений трансформатора при его холостом ходе

k=w1/w2=Uвн/Uнн.

Трансформаторы имеют специальные ответвления от обмоток, позволяющие изменять коэффициент трансформации и, следовательно, регулировать напряжение. Переключение ответвлений может осуществляться устройством переключения без возбуждения (ПБВ) при отключении трансформатора от сети или устройством регулирования под нагрузкой (РПН) без отключения трансформатора от сети.

Регулировочные ответвления выполняют в обмотке высшего напряжениясо стороны нейтрали.

Трансформаторы с устройством РПН позволяют регулировать напряжение при изменении нагрузки в течение суток. Такие трансформаторы оборудуются автоматическими регуляторами напряжения (АРН), которые реагируют на изменения напряжения на вторичной обмотке трансформатора, давая команды на переключение ответвлений РПН согласно заданному закону регулирования напряжения.

Для повышения надежности работы РПН следует исключить его срабатывания при незначительных отклонениях напряжения, а также при значительных, но кратковременных отклонениях напряжения. Для этого АРН имеет зону нечувствительности, несколько большую половины одной ступени регулирования. В этом случае АРН выдает сигнал на переключение, если напряжение ближе к следующей ступени регулирования, чем к той, на которой в данный момент работает трансформатор.

Для отстройки РПН от срабатывания при кратковременных отклонениях напряжения в АРН предусматривается выдержка времени 13 минуты. 7.1.2. Автоматическое регулирование возбуждения синхронных машин

Наиболее эффективным и часто применяемым способом регулирования напряжения и реактивной мощности является автоматическое регулирование возбуждения синхронных генераторов (САРВ).

Функциональная схема САРВ включает в себя (рис. 7.1):

- автоматический регулятор возбуждения AV;

- тиристорный преобразователь UA, получающий сигнал управления от АРВ;

- силовой элемент – возбудитель GE, от которого питается обмотка возбуждения главного генератора G(двигателя)).

Рис. 7.1. Функциональная схема системы автоматического регулирования

возбуждения генератораВозбудитель может быть прямого действия – тиристорный преобразователь, – и косвенного действия – машина постоянного тока, обращенный синхронный генератор, расположенный на валу агрегата, или высокочастотный генератор с неуправляемым вращающимся диодным преобразователем.

В измерительном органе АРВ сигналы измерительных преобразователей преобразуются в сигналы постоянного тока или в цифровой код, и затем рассчитываются параметры регулирования.

Вычислительный орган на основании этой информации и значения заданной уставки, которая вводится с помощью задатчика, формирует сигнал управления.

Этот сигнал через усилительный и исполнительный органы управляет работой возбудителя GE, подающего ток возбуждения в обмотку ротора генератора G. Задатчиком можно управлять вручную или с помощью автоматической системы режимного управления (вторичный регулятор).

Отрицательная обратная связь, показанная на рис. 7.1, компенсирует инерционность тракта усиления сигнала по мощности и стабилизирует процесс регулирования. 7.1.3. Автоматическое управление конденсаторными батареями

Современным средством компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения являются регулируемые конденсаторные установки.

Автоматическое регулирование мощности конденсаторных батарей может выполняться по различным параметрам: времени суток, току нагрузки, напряжению, коэффициенту мощности. Самый простой и наиболее распространенный способ – регулирование по уровню напряжения.7.2. Регулирование частоты

Для поддержания частоты в энергосистеме в заданных пределах все приводные двигатели генераторов оснащаются регуляторами частоты вращения (РЧВ), называемыми первичными.

Функциональная схема РЧВ приведена на рис.7.2. В измерительном органе фактическая частота вращения сравнивается с уставкой, которая вводится с помощью механизма изменения частоты вращения МИЧВ. Полученный сигнал через усилительный и исполнительный органы управляет регулирующим органом (клапаном), то есть подачей энергоносителя и, следовательно, частотой вращения. МИЧВ управляется оператором или автоматически.

Причины изменения частоты могут быть самыми различными: аварийное отключение генератора на электростанции, аварийное отключение линии или трансформатора связи между отдельными частями энергосистемы, резкое увеличение мощности потребителей и др.

Отклонение частоты от ее номинального значения f = f – fном как один из показателей качества электроэнергии регламентируется ГОСТ 13109-97, который устанавливает нормально допустимые (+ 0,2 Гц) и предельно допустимые (+0,4 Гц) отклонения частоты.

Рис. 7.2. Функциональная схема регулятора частоты вращения

Жесткие требования к поддержанию частоты обусловлены значительным ее влиянием на технологические производственные процессы, на производительность механизмов потребителей, и в особенности на производительность механизмов собственных нужд электростанций, от режима работы которых в значительной мере зависит надежность работы электростанций и выдаваемая ими мощность. Регулирование частоты в нормальных режимах рассмотрено в УМК «Электроэнергетика. Часть 2»

Достаточно сложной задачей является поддержание частоты на требуемом уровне при ее понижении, обусловленном дефицитом генерируемой мощности в энергосистеме. В этом случае увеличивают впуск энергоносителя в турбины, при недостаточности такого увеличения включают резерв мощности. При дальнейшем снижении частоты в энергосистеме и недостаточной мощности резерва выполняется автоматическое ограничение снижения частоты. Одной из основных функций автоматического ограничения снижения частоты является автоматическая частотная разгрузка (АЧР). Она включает в себя две очереди разгрузки – АЧР1 и АЧР2.

Рассмотрим подробнее работу АЧР. Пусть в момент времени t= 0 происходит аварийное отделение части системы (рис. 7.3), в которой начинается интенсивное снижение частоты. При достижении уставки f1 первой очереди АЧР реле, установленные в соответствующих точках системы, без выдержки времени формируют команду на отключение первой очереди потребителей (наименее ответственных). После отключения этих потребителей процесс снижения частоты прекращается, либо только замедляется. Во втором случае частота может снизиться до значения, соответствующего срабатыванию второй очереди АЧР (f2), в результате чего отключится следующая группа потребителей. И так далее, пока снижение частоты не прекратится. На рис. 7.3,а рассмотрен случай срабатывания 4-х очередей при уставках срабатывания f1, f2, f3иf4, после чего процесс снижения частоты прекратился и началось некоторое её повышение.

Если бы на этом действие АЧР прекратилось, то через некоторое время мог на длительное время установиться баланс мощностей при недопустимо низком уровне частоты. Для предотвращения такого «зависания» частоты кроме очередей, срабатывающих без выдержки времени по факту достижения частотой значения уставки, имеются дополнительные очереди, срабатывающие при одной уставке по частоте f0>f1, но с различными выдержками времени. Обычно уставка f0 принимается равной 48,5-49,5 Гц, а уставки по времени от 5 с до 1,5 мин.

Отключением дополнительных очередей потребителей (на рис. 7.3,а в моменты t1, t2, t3, t4) частота постепенно восстанавливается до значения f0, после чего дальнейшее восстановление частоты может быть осуществлено эксплуатационным персоналом.

а) б)

Рис. 7.3. Работа АЧР в отделившейся части энергосистемыТаким образом, система АЧР имеет две составляющие, которые называются АЧР1 и АЧР2. Основная задача АЧР1 – предотвратить недопустимое снижение частоты, а задача АЧР2 – восстановить частоту до уровня, при котором энергосистема может работать достаточно долго для последующего корректирования режима диспетчерскими средствами.

В рассмотренном примере (рис. 7.3,а) сначала последовательно срабатывают очереди АЧР1, а затем очереди АЧР2. При ином, менее интенсивном процессе снижения частоты срабатывание очередей АЧР1 и АЧР2 может перемежаться (рис. 7.3,б). Принципиально возможны и такие процессы, при которых действует только АЧР2.

АЧР играет важнейшую роль в обеспечении живучести систем электроснабжения, т. к. предотвращает одно из наиболее опасных явлений – «лавину частоты», возникающую при снижении частоты до некоторого критического значения. Эту опасную границу можно характеризовать зависимостью минимального значения частоты от длительности существования fmin(t), определяющей предельные условия обеспечения собственных нужд агрегатов электростанций (рис. 7.4).

Однако эта граница может быть различной для энергосистем с различными типами электростанций, и, кроме того, её определение представляет существенные трудности. Поэтому принимается некоторое предельное значение fmin, ниже которого частота не должна опускаться ни при каких обстоятельствах. Нормативными документами установлено значение fmin = 45 Гц.

Рис. 7.4. Снижение частоты в системах электроснабжения

1 – авария без действия АЧР; 21 – при действии АЧР; 32 – граница допустимой зоны

Для обеспечения этого условия должна быть обеспечена такая суммарная мощность отключаемых АЧР1 потребителей, при которой частота не снижается до fmin при любых возможных дефицитах мощности. С некоторым запасом эта мощность принимается на уровне РАЧР1 = 1,05ΔРр max, где ΔРр max – максимальный расчётный дефицит мощности для данной энергосистемы.

Мощность РАЧР2 принимается по условию РАЧР2 ≥ 0,4РАЧР1. Такое соотношение, принятое на основе эксплуатационного опыта, объясняется необходимостью учёта дополнительных факторов, в частности, возможности отключения некоторых энергоблоков.

Наряду с определением суммарной мощности потребителей, подводимых по действие устройств АЧР1 и АЧР2, важное значение имеет размещение этих устройств и распределение между ними потребителей. Необходимо таким образом сформировать комплекты очередей АЧР, чтобы обеспечивалась автономная работа АЧР в каждой из частей энергосистемы, которая может отделиться с дефицитом мощности, и при этом мощность подведенных под АЧР потребителей в каждой такой части должна соответствовать расчётным значениям.7.2. Организация управления системой электроснабжения

Система управления в энергетике характеризуется следующими факторами:

- усиление концентрации и централизации функций управления;

- усложнение системы управления;

- информационная перегруженность системы управления;

- противоречие между высоким уровнем механизации и автоматизации основных производственных процессов и низким уровнем механизации и автоматизации управленческого труда.

Отсюда возникает задача совершенствования системы управления в энергетике, которая решается путем создания автоматизированных систем управления (АСУ) и автоматизированных систем управления технологическим процессом (АСУТП). Они представляют собой комплексы программных и технических средств, предназначенных для автоматизированного управления технологическим процессом выработки, распределения и потребления электроэнергии. Учитывая протяженность энергосистем, эти системы невозможно реализовать без широкого применения телемеханизации, то есть сбора большого количества информации от удалённых объектов и передачи управляющих сигналов на эти объекты.

Телемеханизацию и автоматизацию целесообразно осуществлять комплексно для управления всеми видами энергохозяйства предприятия: электроснабжением, газоснабжением, теплоснабжением, водоснабжением, а также для управления освещением территории.

Телемеханизацию следует применять в случаях, когда она часто и эффективно используется и дает возможность существенно улучшить ведение режима электроснабжения, ускорить ликвидацию аварий и других нарушений, установить контроль за поддержанием нормальных электрических параметров (уровень напряжения, нагрузки и т. д.), уменьшить обслуживающий персонал.В объем телемеханизации входят телеуправление, телесигнализация и телеизмерение.

Телеуправление (ТУ) обычно предусматривается только для тех элементов электроснабжения, которые необходимы для быстрого восстановления режима или для переключений, например для управления выключателями на питающих линиях и линиях связи между подстанциями при отсутствии АВР или при необходимости частых оперативных переключений выключателями понизительных трансформаторов и т. п.

Основу АСУТП составляет программно-технический комплекс (ПТК), работающий в режиме реального времени. В составе АСУТП он выполняет:

- сбор и централизацию данных,

- наглядное отображение полученной информации,

- подготовку и передачу информации серверу баз данных,

- контроль функционирования промышленных контроллеров.

Вопросы построения систем диспетчерского управления и основные понятия информационной техники (несущий процесс, виды модуляции и т. п.) достаточно подробно освещены в п. 1.6.8 конспекта УМК «Электроэнергетика. Часть 2».Заключение

Сегодня на смену традиционным релейным защитам на электромеханической элементной базе всё активнее приходят современные цифровые устройства, сочетающие в себе функции защиты, автоматики, управления и сигнализации. Использование цифровых терминалов дает возможность повысить чувствительность защит и значительно уменьшить время их срабатывания, что в совокупности с высокой надежностью позволяет существенно снизить величину ущерба от перерывов в электроснабжении.

Кроме того, появляется возможность построения автоматизированной системы управления технологическим процессом подстанций на базе этих терминалов и интегрирования ее с АСУ ТП верхнего уровня. На основании этого можно говорить о перспективности перехода к использованию цифровых терминалов в качестве основных устройств релейной защиты и автоматики электрических сетей.

Однако не все так радужно на горизонте цифровых устройств релейной защиты и автоматики. Обратимся, в частности, к фактору надежности защиты. Исследования, выполненные отделом Israel Electric Corporation, привели к выводу о том, что надежность микропроцессорных реле ниже, чем электромеханических и полупроводниковых статических реле. Компоненты микропроцессорных реле выходят из строя чаще, чем элементы реле других видов. При этом отмечается, что имеющийся в сложных микропроцессорных реле внутренний мониторинг исправности не спасает дело, так как, во-первых, это мониторинг только основных режимов крупных функциональных блоков, а не исправности элементов, а во-вторых, информация о выходе из строя какого-то блока реле поступает к персоналу уже после того, как состоялся отказ реле. То есть наличие такой внутренней самодиагностики не увеличивает надежность реле.

У цифровых защит есть и другие недостатки. Но дело не в этом. Главное для студента получить базовые знания в области релейной защиты и автоматики, а затем, став специалистом, самому определять направление развития этой области электроэнергетики.

3.3. Глоссарий (краткий словарь терминов)

Термин Что обозначает
Автоматическое включение резервного питания (АВР) Устройство для восстановления электроснабжения потребителей путем автоматического включения резервного источника питания при отключении рабочего источника питания
Автоматическое повторное включение (АПВ) Автоматическое включение аварийно отключившегося элемента электрической сети
Автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУТП) Комплекс программных и технических средств, предназначенных для автоматизированного управления технологическим процессом выработки, распределения и потребления электроэнергии.
Автоматическая частотная разгрузка (АЧР) Автоматическое устройство, которое отключает часть нагрузки энергосистемы в случае снижения частоты ниже допустимого уровня
Времятоковая характеристика защиты Зависимость времени срабатывания аппарата

защиты от значения тока, протекающего через его измерительный элемент

Дистанционная

защита

Защита, основанная на дистанционном принципе, суть которого состоит в измерении сопротивления до точки КЗ.
Коэффициент чувствительности защиты Отношение минимального тока КЗ к току срабатывания защиты
Лавина частоты Процесс непрерывного снижения частоты, возникающий при снижении частоты до некоторого критического значения
Максимальная токовая защита (МТЗ) Защита, действие которой связано с повышением значения силы тока защищаемом участке электрической сети. Селективность защиты определяется уставкой по времени
Микропроцессор Устройство, отвечающее за выполнение арифметических, логических и операций управления, записанных в машинном коде, реализованное в виде одной микросхемы или комплекта из нескольких специализированных микросхем
Направленная токовая защита Защита, применяемая на линиях с двухсторонним питанием и в кольцевых сетях. Имеет орган направления мощности, который разрешает действие защиты при определенном направлении мощности КЗ.
Поперечная дифференциальная защита Быстродействующая, абсолютно селективная защита, основанная на сравнении токов на разных линиях, отходящих от одного источника
Продольная дифференциальная защита Быстродействующая (без выдержки времени), абсолютно селективная защита, основанная на сравнении токов на разных концах защищаемого участка электрической сети
Простое замыкание на землю Замыкание на землю в сети с изолированной нейтралью
Релейная защита (РЗ) Совокупность устройств, осуществляющих непрерывный контроль за состоянием элементов электроэнергетической системы и реагирующих на возникновение повреждений и ненормальных режимов.
Селективность

защиты

Способность релейной защиты выявлять место повреждения и отключать только место повреждения ближайшими к нему выключателями.
Ступень селективности защиты Выдержка времени, определяемая временем действия защиты
Токовая защита Вид релейной защиты, действие которой связано с повышением силы тока в защищаемой цепи
Токовая защита нулевой последовательности Защита, реагирующая на токи нулевой последовательности, возникающие при однофазных замыканиях на землю
Токовая отсечка (ТО) Защита, действие которой связано с повышением значения силы тока защищаемом участке электрической сети. Селективность защиты определяется уставкой по току. Является первой ступенью токовой защиты и работает без выдержки времени
Чувствительность защиты Способность защиты реагировать на возможные повреждения в минимальных режимах работы системы электроснабжения, когда изменение воздействующей величины минимально

topuch.ru

Система электроснабжения: устройство, эксплуатация :: SYL.ru

Электричество на текущий момент является наиболее востребованным источником энергии, обеспечивающим снабжение промышленных предприятий, частных домовладений, общественных зданий и других объектов. Кроме того, существенные объемы электроэнергии потребляют инфраструктурные, инженерные и хозяйственные коммуникации, не относящиеся к производственным мощностям и частному сектору. В то же время система электроснабжения (СЭ) может иметь разную техническую организацию именно в зависимости от условий эксплуатации и требований потребителя.

Задачи систем электроснабжения

Для работы любого электрооборудования требуется соответствующий источник питания. Хотя сегодня развиваются технологии, оптимизирующие процессы аккумуляции других видов энергии, электричество по-прежнему участвует в поддержании работы большей части эксплуатируемых потребителей. В качестве последних могут выступать бытовые приборы, электронные устройства, производственные агрегаты, осветительная техника, инженерные станции, строительный инструмент и т. д. Основная задача СЭ заключается именно в снабжении электричеством. Однако специалисты не рассматривают эту функцию в процессе организации сетей.

В ходе проектирования и установки отдельных компонентов энергоснабжающей инфраструктуры главная задача питания разделяется на несколько частей или технологических этапов. В первую очередь система электроснабжения выполняет генерацию самой энергии. Это начальный этап, в процессе которого формируется электрический заряд. Далее осуществляется передача электроэнергии по соответствующей сетевой инфраструктуре, характеристики которой зависят от места прокладки, требований безопасности и т. д. Конечная задача данной системы будет заключаться в распределении энергии между разными потребителями. Некоторые системы ориентируются на одного потребителя, обеспечивая транспортировку от места генерации и до конечной точки энергоснабжения, но это бывает редко, в основном при обслуживании крупных промышленных объектов.

Устройство систем электроснабжения

Полный цикл реализации энергоснабжения задействует несколько видов коммуникационных средств и оборудования. Это сложная инфраструктура, в состав которой входят электростанции, сети передачи энергии, распределительные устройства и т. д. Прежде всего, надо отметить источники энергии, которые ее генерируют. Это могут быть традиционные электростанции, гидрологические и тепловые установки выработки энергии. К слову, сам принцип переработки разных видов топлива еще не означает, что станции ориентированы на поставку энергии другого типа. Энергия от сгорания твердого топлива, тепловая энергия и другие источники также преобразуются в электричество. И за эту функцию отвечает отдельная группа систем, включающая преобразователи, трансформаторы, выпрямители, конвекторы и другие устройства. Они могут занимать разные места в общей инфраструктуре – и в составе базового генератора, и непосредственно перед потребителями для коррекции характеристик.

В обязательном порядке устройство системы электроснабжения включает сети передачи заряда. Для этого используются воздушные линии электропередачи, кабельные подземные каналы и бытовая электропроводка. От источника генерации через преобразователь энергия направляется в магистральную линию передачи. Далее следует этап распределения. Транспортируемый совокупный объем электроэнергии через открытое или закрытое распределительное оборудование переправляется разным потребителям. Здесь же в зависимости от структуры распределения и потребления могут использоваться средства контроля энергии, защиты, диагностики и управления.

Проектирование систем электроснабжения

Создание проекта СЭ означает разработку документации, на основе которой исполнители будут на практике реализовывать инфраструктурный объект, обеспечивающий энергетическое обслуживание потребителей. Сама документация может быть представлена в виде схем, описаний, графиков, таблиц и чертежей. Как правило, проектирование подразумевает изначальную разбивку всего комплекса на несколько подсистем. Благодаря такому подходу система электроснабжения оптимизируется в соответствии с конкретными требованиями для каждого участка инфраструктуры.

Независимо от иерархии систем, основой для проектирования выступают электроустановки. Специалист оценивает и формирует наиболее выгодные связи между электроустановками, трансформаторными подстанциями, потребителями и промежуточными электротехническими устройствами, формирующими сеть до 1 кВ или более 1 кВ. Понятие выгоды в данном случае многогранно.

Согласно требованиям нормативных актов, проектирование систем электроснабжения должно ориентироваться на оптимизацию финансовых ресурсов, надежность, безопасность, гибкость в эксплуатации и возможность дальнейшего расширения системы. Тем не менее за основу разработки технической части группа проектировщиков берет конкретные значения и параметры, отражающие требования потребителя электроэнергии. На основе расчетов системы уже конструкторы подбирают оптимальные решения для физической реализации проекта – составляются схемы, в которых указываются станции, узлы, детали и элементы систем и подсистем.

Разновидности СЭ

Выделяется несколько классификаций систем энергоснабжения, которые отличаются и по общей схеме организации, и по конфигурации применяемых устройств. Для начала стоит отметить, что существуют местные локальные источники питания и системы полного цикла. Например, автономные системы электроснабжения предприятия, дома или дачи сосредотачивают в своей структуре весь спектр задач энергетического снабжения. Их автономность обуславливается независимостью от магистрального энергообеспечения, что, впрочем, тоже условно. К таким системам относят инверторы, топливные генераторы и аккумуляторные блоки. В этой группе также есть своя классификация по типу аккумулируемого источника питания. К примеру, аккумуляторы и инверторы требуют изначального подзаряда от центрального источника электроэнергии. В сущности, это накопители, ресурс которых можно расходовать в случаях перебоев в магистральной сети. Топливные генераторы более независимы – их функция обеспечивается дизелем или бензином.

Системы полного цикла уже были рассмотрены выше. Они формируют инфраструктуру, в которой задействуется станция-генератор электроэнергии, оборудование для распределения и преобразования. И если автономные системы электроснабжения подключаются к работе в основном при аварийных случаях на магистралях, то центральное питание рассчитывается на работу в режиме постоянного обслуживания потребителей. Отдельная классификация затрагивает класс энергетических станций, которые выступают главными источниками энергии.

Виды станций-генераторов энергии

Традиционная энергетика базируется на тепловых электростанциях (ТЭС). В России на этом источнике работает порядка 75% потребителей энергии. В данном случае энергия вырабатывается в процессе сгорания органического топлива, в качестве которого может выступать уголь, газ, торф и т. д. Причем ТЭСы генерируют не только электроэнергию, но также могут снабжать потребителей теплом и паром. Комбинированные пароэлектрогенераторы в основном обслуживают промышленные объекты. Большие объемы электроэнергии позволяют генерировать и атомные электростанции (АЭС). Основу таких объектов формирует ядерная установка, в которой для выработки электроэнергии используются реакторы. Как и в случае с тепловыми станциями, АЭС позволяют обеспечивать потребителей тепловой энергией.

Менее популярны гидрологические, геотермальные, ветровые и приливные станции. Это уже альтернативные источники энергии, к достоинствам которых можно отнести практически бесплатную потребляемую энергию от природных явлений и ресурсов. Однако сам процесс технической организации делает электрические системы электроснабжения такого типа нерентабельными. Обустройство инфраструктуры, особенности обслуживания и эксплуатации требуют высоких затрат, не говоря о том, что те же ветровые станции, к примеру, не способны обеспечивать стабильное энергоснабжение. Наиболее перспективным направлением в сфере альтернативного энергообеспечения является аккумуляция солнечной энергии.

Солнечные генераторы электроэнергии

Такие станции работают на принципах гелиотермальной энергетики, которая предполагает организацию процесса поглощения солнечных лучей с дальнейшим распределением и преобразованием аккумулируемого тепла. При этом существуют разные технические концепции реализации таких процессов. Некоторые станции базируются на принципе теплового нагрева активных элементов, которые в дальнейшем передают накопленную энергию преобразователям. Более популярна система электроснабжения концентрирующего типа. В данном случае энергия сосредотачивается с помощью линз на аккумулирующих панелях. Сами панели могут выполнять и функцию преобразователей, на выходе отдавая готовую к использованию электроэнергию. При этом солнечные генераторы в основном являются локальными, то есть их используют практически на месте потребления. В качестве примера можно привести крыши домов и предприятий, на поверхностях которых уложены солнечные панели. Такие элементы напрямую снабжают объекты, в конструкцию которых вводятся.

Защитные средства

Работа любой системы электроснабжения требует подключения дорогостоящего оборудования и ресурсов питания, на которых лежит большая ответственность. Это обуславливает и необходимость введения соответствующих средств обеспечения безопасной эксплуатации инфраструктуры. Обязательной является релейная защита системы электроснабжения, которая базируется на автоматических устройствах, при необходимости обеспечивающих отсечение поврежденного оборудования или участков распределения и передачи заряда. В состав таких систем входят автоматические выключатели, устройства ввода резервного оборудования, контроллеры трансформаторов, противоаварийная автоматика и т. д.

Отдельного внимания заслуживают и средства токовой защиты. Это дифференциальные и комбинированные устройства, в задачи которых, в частности, входит предотвращение замыканий на землю. Изоляционная защита систем электроснабжения представляет собой конструкционное решение, которое может быть не связано с релейной автоматикой. Однако системы контроля способны фиксировать и нарушения защитных слоев и оболочек посредством измерительной аппаратуры.

Техническое обслуживание СЭ

Нормативные требования предписывают службам контроля и содержания электроснабжающих сетей регулярно выполнять диагностику и техническую наладку вверенного оборудования. Специалисты должны в соответствии с графиком проверять состояние расходных материалов и элементов. В частности, может производиться замена отдельных отрезков электропроводки, деталей генераторов, выключателей, розеток и электроламп. Капитальный ремонт системы электроснабжения может предполагать замену ответственных компонентов сети, в числе которых те же трансформаторные блоки, преобразователи и распределительные устройства. Но для принятия такого решения должен быть составлен проект ремонтных работ. Ему предшествует осмотр поврежденных участков по технологическим картам. Сотрудники обслуживающей организации выявляют неполадки посредством измерительных приборов, которые в постоянном режиме фиксируют характеристики напряжения, силы тока, сопротивления и других электротехнических параметров.

Эксплуатация систем электроснабжения

Кроме профилактического контроля и осмотров, которые проводятся в рамках плановых проверок, работу систем электрообеспечения в постоянном режиме контролируют диспетчерские пункты. Непосредственно от технологических зон генерации, преобразования и распределения энергии на пульт управления поступают сигналы о текущем состоянии оборудования на конкретном участке. Инфраструктура взаимодействия обеспечивается посредством автоматических контроллеров, связанных с датчиками замера электротехнических показателей. В перечень задач операторов входит управление системами электроснабжения посредством ввода резервных источников питания, отключения поврежденного оборудования, переключения между режимами эксплуатации, разгрузочных действий и т. д. При этом существенная роль в управляющих комплексах все же отводится автоматике, которая изначально принимает решения в соответствии с заложенными программами.

Заключение

Эксперты уже давно прогнозируют постепенный отказ человечества от электроэнергии. Конечно, в ближайшие десятилетия этого не произойдет, но тенденция перехода к новым источникам энергии очевидна. Об этом говорят и попытки внедрения генераторов на альтернативных видах топлива. Впрочем, стабильность и надежность систем электроснабжения такого типа пока еще уступает тем же электроустановкам.

С чем же связан возможный отказ от электроэнергии? В первую очередь это финансовые затраты. Организация электрообеспечения имеет множество достоинств даже по сравнению с традиционными источниками энергии. Тем не менее стремление к минимизации расходов заставляет технологов искать другие варианты энергетического снабжения.

www.syl.ru

Система электроснабжения. Основные принципы системного подхода являются. Основной принцип управления

Система электроснабжения – совокупность электротехнических устройств:

ЛЭП, Трансформаторов, Электрических аппаратов, Сборных шин. Которые предназначены для преобразования, передачи и распределения Эл. Энергии среди Эл. Приемников электрофецированной  жизнедеятельности человека.

СЭС – названа системой, потому что он построен в соответствии с принципами системного подхода.

Основные принципы системного подхода являются:

1. Система должна состоять из элементов – это совокупность Эл. Объектов.

2. Все элементы между собой взаимосвязаны - Все элементы СЭС взаимосвязаны схемой.

3. Эти элементы образуют единое целое.

4. Функционирование системы целенапавленое – для СЭС это преобразование, передача и распределение Эл. Энергии

Управление объекта – (СЭС) понимают целенаправленное воздействие на объект с целью, чтобы он выполнял определенные для него функции.

В нашем случае это  преобразование, передача и распределение Эл. Энергии

Основной принцип управления – управление по замкнутому контуру.

Процесс управления с системной точки зрения состоит из так называемых этапов как элементов системы (смотри рис. выше).

1. Учет – оценка состояния объекта на данный момент времини.

Любой объект может быть представлен двухполюсником с множеством входных и выходных параметров:

 

2. Прогноз – оценка наиболее вероятного состояния объекта на перспективу.

В зависимости от продолжительности перспективы различает следующие виды прогнозов.

а. Оперативный прогноз – перспектива ∆t ≤ 1 сетки если выполняется ∆t ≤ 1 то это оперативны прогноз.

б. Кратковременное прогнозирование – это ∆t – это больше 1 суток до 1 года.

в. Среднесрочное прогнозирование – управление прогнозирование общества вкладываются к 5 годам ∆t – от 1 года до 5 лет. г. Долговременное прогнозирование ∆t – от 5 лет до ∞.

3. План – желаемое состояние на перспективу.

4. Нормирование – это представления некоторых выходных параметров объекта в относительных величинах, для наилучшего физического представления этих параметров.

Например для –СЭС – потери электроэнергии в Эл. Сети в абсолютных величинах они не имеют четкого физического восприятия  ( 100 кв это < или > )

Если потери представить  в % от предаваемой электроэнергии то этим приносится совершенно другое восприятие (пример 20 % это >  или  < ) или (2 % это >  или  < )

Для параметров которых представляют в относительных величинах необходимо оценить научно обоснованные значения –

(min – затратные параметры)

(max – прибыльные параметры

5.

Контроль – это сопоставление фактических параметров объекта с ранее планируемыми.

Если фактические параметры объекта совпадают  с плановыми то нет необходимости вмешиваться в поведение объекта.

6. Анализ и принятие решений – на этом этапе выясняются причины расхождения вскрытые на этапе контроля и разрабатываются мероприятия по их устранению.

7. Воздействия на объект в результате – это путём воздействия на конкретный элемент объекта достигается устранения выше названного расхождения.

              Выше указанные этапы управления естественно должны быть реализованы некоторой системой которая называется система управления.

СУ - система управления

ОУ - объект управления

Х – входные параметры

У – выходные параметры

Воздействие на объект может быть реализовано 2 – мя способами.

1. Регулирование в результате этого воздействия изменяются соотношения между параметрами объекта ( например воздействия на СЭС в результате изменяются параметры регулирования 

Это воздействие U1 и U2 .

2. Организационные мероприятия – в результате него изменяются структура объекта. Например в ходе диспетчерского управления диспетчером отключается выключатель т.е. изменяет оперативное состояние .схем.

Управление объектом может осуществляется несколькими способами.

1.Ручное регулирование – это реализация задачи управления осуществляется без использования сложных технических систем ( ЭВМ ) в этом случае технические средства только позволяют человеку только получить информацию с объекта и принципы передавать управляющее воздействие на объект а принятие решений осуществляется человеком

2.Автоматическое управление когда процесс управления реализуется без участия человека.

САУ – системы автоматического регулирования.

3.Автоматическое управление в основе этой системы лежит  так называемой человека машинная система.

На рисунке процесс управления задачи человека машинная система.

- в данной системе формированная часть задачи т.е. та часть которая имеет математические описания может быть возложена ан ЭВМ а та часть которая не имеет описания реализуется человеком т.е. его опытами квалификацией.

- особенностью такого подхода является то что когда задача представляется для решения на ЭВМ информация должна быть представлена так называемым внутри машинном представлении а когда задачи представляется человеку это не Машином представлении (документ).

И обревиатура для 3-го пункта АСУ – автоматизированные системы управления.

Тема: Классификация задач управления.

- Классификация – это объединение элементов в группу  по определённым признакам.

vunivere.ru