4.2 АСДУ на уровне ПЭС и РЭС
Уровень РЭС для малых предприятий электрических сетей отсутствует. Функции, выполняемые АСДУ ПЭС и РЭС практически одинаковы. Оперативно–диспетчерское управление распределительными сетями в ПЭС, с выделенными РЭС, децентрализовано.
АСДУ верхнего уровня управления предприятия и района электрической сети создаётся на базе рабочих мест отделов и служб ПЭС и РЭС в рамках локальной вычислительной сети на основе единого информационного обеспечения. На данном уровне реализуется интеграции задач оперативного диспетчерского управления подсистем АСДУ ПЭС и РЭС.
Интеграция осуществляется по двум направлениям:
– согласованным решением задач в каждой подсистеме АСДУ на различных уровнях иерархии – от энергообъектов до ПЭС и РЭС;
– организацией взаимодействия с разными подсистемами данного уровня (АСКУЭ, Электроснабжения).
На начальном этапе рабочие места отделов и служб функционируют автономно. На последуюих этапах интеграции и создания ЛВС информационное единство обеспечивается интегрированной базой данных (ИБД). При этом в отдельных случаях возможна автономная работа некоторых задач при условии согласованности информации.
На уровне АСДУ ПЭС и РЭС решаются следующие задачи:
– по информационно–управляющей подсистеме (ИУП) – контроль и представление сетей, регистрация ТИ, ТС, дорасчёт и контроль параметров режима, накопление данных реального времени, суточная ведомость, телеуправление;
– по информационно–вычислительной подсистеме (ИВП) – достоверизация ТИ, ТС, оценка состояния электрической сети, формирование и контроль баланса мощности и энергии, оперативный расчёт и оптимизация режима распределительной сети, расчёт потерь мощности и энергии, и др.;
– по технологическим задачам диспетчерского управления – формирование и ведение оперативной схемы электрической сети, ведение оперативного журнала диспетчера, ведение оперативной документации, автоматизированное рассмотрение диспетчерских заявок, формирование и ведение базы данных бланков переключении;
– по подсистеме планирования режимов – обработка контрольных замеров, расчёт режимов сетей, расчёт ТКЗ, расчёт уставок защит, разработка ремонтных схем, прогноз нагрузок, анализ и прогноз надёжности;
– по подсистеме автоматического управления – автоматическое управление средствами регулирования и реактивной мощности, автоматическое управление средствами первичной коммутации (АПВ, АЧР, ЧАПВ, АВР и др.).
В состав технических средств, необходимых для функционирования комплекса, входят:
– два базовых сервера АСДУ, которые выполняют функции оперативно–информационного комплекса и оперативного управления режимом;
– два сервера связи АСДУ, которые выполняют коммуникационные функции с нижним и верхним уровнями. На первом этапе к этим серверам будут подключаться установленные в энергосистеме КП отечественных телемеханических комплексов и АСУ нижних уровней;
– клиентская часть на базе ПЭВМ и графических рабочих станций – автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей;
– вычислительная сеть, обеспечивающая подключёние локальных и удалённых конечных пользователей;
– коммуникационная система, обеспечивающая подключёние удалённых локальных вычислительных сетей по коммутируемым и выделенным каналам связи, для обеспечения обмена с другими АСУ данного уровня;
– контроллер управления диспетчерским щитом. Реализация человеко–машинного интерфейса в комплексе осуществляется через АРМ пользователей, функционирующие на ПЭВМ в локальной сети. Предусматриваются следующие АРМ:
– АРМ руководства ПЭС и РЭС;
–АРМ пользователей в службах и отделах;
– АРМ диспетчера распределительной сети;
– АРМ инженера по режимам.
Подсистемы АСКУЭ на уровне РЭС выполняет следующие основные задачи:
– сбор данных об электроэнергии и мощности;
– передача данных об электроэнергии и мощности в АСКУЭ Энергосбыта;
– передача данных об электроэнергии и мощности в АСДУ ПЭС и РЭС для решения технологических, режимных и информационных задач.
4.3 АСУТП электростанций и подстанций
АСУ ТП станций и подстанций выполняется на базе МП терминалов РЗА и программируемых контроллеров. Такая система управления должна обеспечивать:
– информационные функции, которые включают сбор аналоговой и дискретной информации о режимных и технологичеких параметрах оборудования;
– регистрацию событий и процессов в аварийных режимах;
– обработку, накопление, архивирование информации;
– ведение базы данных реального времени;
– отображение графической информации в виде схем, графиков и др.;
– функции управления, в том числе управление коммутационными аппаратами, регулирование и др.;
– диагностику работы оборудования, определение ресурса работы, тепловизионный контроль и др.;
– диагностику технических средств АСУ ТП;
– приём и передачу информации на разные уровни управления и смежные подсистемы (АСКУЭ);
– выполнение функции релейной защиты и автоматики. Сочетание контроллеров и терминалов РЗА позволяет создать гибкую систему АСУ ТП, имеющую различную конфигурацию и учитывающую особенности различных подстанций.
В состав технических средств, необходимых для функционирования АСУ электростанций и подстанций, входят:
– базовый сервер АСУ (на ТЭЦ – резервный), который выполняет функции оперативно–информационного комплекса и оперативного управления режимом;
– два сервера связи АСУ (на небольших подстанциях интегрирован с базовым сервером), который выполняет коммуникационные функции с оборудованием нижнего уровня АСУ ТП, уровнем РЭС или ПЭС, другими АСУ данного уровня (АСКУЭ);
– клиентская часть на базе ПЭВМ и графических рабочих станций – автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей;
– вычислительная сеть, обеспечивающая подключёние локальных и удалённых конечных пользователей.
Рабочие места пользователей АСУ ТП станций и крупных подстанций с постоянным оперативным персоналом строятся на базе IBM–совместимых ПЭВМ, офисного или промышленного исполнения, работающих автономно либо в составе ЛВС. На небольших подстанциях без персонала могут использоваться переносные ЭВМ.
Предусматриваются следующие АРМ:
– АРМ пользователей в службах и отделах (СРЗА, СТМиС. ОАСУ);
– АРМ оперативного дежурного персонала.
Подсистема АСКУЭ на уровне станций и подстанций выполнена на базе счётчиков электроэнергии и устройств сбора и передачи данных (УСПД).
УСПД решает следующие основные задачи:
– сбор данных об электроэнергии и мощности с счётчиков;
– передача данных об электроэнергии и мощности в АСКУЭ РЭС или ПЭС;
–передача данных об электроэнергии и мощности в АСУ станций и подстанций для решения технологических, режимных и информационных задач.
... сигналами времени. Ядро предлагает интерфейс для программирования приложения с целью получения функций в виде отдельных программ. 1.2 Разработка автоматизированной системы управления электроснабжением КС «Ухтинская» 1.2.1 Цель создания АСУ-ЭС Целью разработки является создание интегрированной АСУ ТП, объединяющей в единое целое АСУ электрической и теплотехнической частей электростанции, ...
... от переподъемов, нулевую и максимальную защиты. - предусматривать остановку сосудов в промежуточных точках ствола. световую сигнализацию о режимах работы подъемной установки в здании подъемной машины, у оператора загрузочного устройства, у диспетчера. Современные регулируемые электроприводы постоянного тока для автоматизированных подъемных установок выполняют на основе двигателей постоянного ...
... систем электро-, тепло- и газоснабжения[17]. В настоящее время нормативно-правовые акты, регламентирующие деятельность предприятий жилищно-коммунального хозяйства, в том числе по водоснабжению и водоотведению находятся на различных уровнях управления: федеральном, региональном и местном. Правовое регулирование водоснабжения и водоотведения в России осуществляется рядом нормативных актов, в том ...
... основе технико-экономических расчетов определяют рациональное стандартное. Для рассматриваемого завода рациональное напряжение, найденное по эмпирическим формулам будет Uрац= Uрац= Следовательно, для электроснабжения завода выбираем напряжение 35 Кв, так как напряжение 35 кВ имеет экономические преимущества для предприятий средней мощности при передаваемой мощности 5-15 МВт на расстояние ...
0 комментариев