Создание систем диспетчеризации является одним из ключевых направлений деятельности компании НОРВИКС-ТЕХНОЛОДЖИ.

Система диспетчеризации представляет собой комплекс программных и аппаратных средств, который позволяет осуществлять удаленное управление инженерными системами одного или нескольких объектов.

Автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ) необходима для контроля инженерного оборудования, разнесенного территориально, а также расположенного в труднодоступных местах. Как правило, диспетчеризация включается в систему управления многофункциональными объектами со сложной инженерной инфраструктурой, такими как офисные здания, торгово-развлекательные центры, а также производственные комплексы и другие промышленные предприятия.

В систему диспетчеризации могут быть включены следующие подсистемы:

• электроснабжение, газоснабжение;
• тепло- и водоснабжение, учет энергоресурсов;
• охранно-пожарная сигнализация, системы пожаротушения и дымоудаления;
• вентиляция и кондиционирование;
• видеонаблюдение, контроль и управление доступом;
• лифтовое хозяйство и другие.

Суть проектирования систем диспетчеризации заключается в решение задачи визуализации информации о функционировании инженерных систем и предоставлении оператору возможности прямого управления оборудованием из диспетчерского пункта. Данные о состоянии инженерного оборудования поступают от контроллеров локальной автоматики и передаются на сервер. Обработанные технологические данные с необходимой аналитической информацией поступают на сервер диспетчеризации и выводятся на экранах компьютеров на рабочих местах операторов в наглядном динамическом графическом виде.

Преимущества системы мониторинга инженерных систем сооружений

Данные, полученные и обработанные системой диспетчеризации, формируются в сообщения разного вида, которые архивируются в долговременные хранилища. На основе этой информации, доступной в любое время, формируются отчеты.

Система диспетчеризация дает ключевые преимущества при управлении объектом:

• постоянный централизованный контроль работы инженерных систем;
• оперативное реагирование в аварийных ситуациях;
• уменьшение влияния человеческого фактора;
• оптимизация документооборота, системы отчетности.

Компания НОРВИКС-ТЕХНОЛОДЖИ реализует проекты диспетчеризации разной степени сложности.

Наряду с привычными системами компания предлагает системы диспетчеризации с трехмерной визуализацией на основе решения нового поколения GENESIS64. Это качественно новый уровень возможностей диспетчерского мониторинга, который позволяет оператору видеть реалистичное изображение объекта со всеми параметрами, привязанными к конкретным узлам. Диспетчер может изменять в интерактивном режиме детализацию визуализированных объектов, убирая элементы зданий, установок и просматривая их изнутри. Трехмерная визуализация позволят осуществлять виртуальную навигацию по изображенным объектам, предлагает средства анимации и динамики объемных изображений и другие преимущества 3D-технологий.

Ещё одним предметом гордости сотрудников компании является умение проектировать и внедрять крупномасштабные территориально- распределённые системы диспетчеризации, обеспечивающие не только сбор данных от удаленных объектов, но и обеспечение распределённых вычислений, многоуровневую архивацию и резервирование.

На Вашем предприятии необходимо создать систему диспетчеризации? Свяжитесь со специалистами НОРВИКС-ТЕХНОЛОДЖИ для получения консультации.

Диапазон измерений

Основная погрешность, %

Назначение

Переносное средство задачи активной и реактивной мощности

Имитатор мощности Р и Q

Ваттметр

Л5106 (Д5056)

Измерение мощности Р и Q

Источник регулируемого стабилизированного тока

Задатчик переменного тока частоты 50 Гц, напряжением 100 В

Амперметр

Измерение переменного тока

Источник стабилизированного напряжения

Задатчик напряжения переменного тока частоты 50 Гц

Вольтметр переменного тока

Измерение напряжения переменного тока частоты 50 Гц

Измерительный генератор

Задатчик частоты переменного тока

Усилитель мощности

Для работы с задатчиком ГЗ-49

Программируемый калибратор

Образцовый задатчик тока 0 - 5 мА

Психрометр аспирационный

Измерение влажности воздуха

Барометр-анероид

40 - 106,7 кПа (300 - 800 мм рт.ст.)

133.3 Па (±1 мм рт.ст.)

Измерение атмосферного давления

Термометр лабораторный

Цена деления ±0,1 °С

Измерение температуры окружающего воздуха

Анализатор гармонических составляющих электрической сети, цифровой

Для измерения искажения кривой напряжения, уровня высших гармонических составляющих тока и напряжения

Вольтметр самопишущий

Для непрерывного измерения и регистрации напряжения питающей сети

Комплект приборов измерения вибрации

5 - 1000 мкм, 15 - 10000 Гц, 0,1 - 8 Д

Для измерения параметров вибрации

Микротесламетр

0 - 1000 мкТл, 20 - 20000 Гц

Для измерения напряженности магнитного поля

Частотометр самопишущей сети переменного тока

Для измерения и регистрации частоты в сети переменного тока

3.13. Характеристиками погрешности КТИ ОИК АСДУ для реальных условий эксплуатации являются нижняя v ктм н и верхняя v ктм в, границы доверительного интервала, в котором с вероятностью Р д = 0,95 находится суммарная погрешность КТИ, которые определяется согласно РД 34.11.201-87 по формулам

Таблица 2

Суммарные допустимые погрешности ПИП и ИШ определяется расчетным путем по пределам основных допустимых и дополнительных погрешностей, возникающих вследствие отклонения значений влияющих факторов за пределы, предусмотренные нормальными условиями (табл. ).

Суммарная погрешность каждого ПИП и ИШ определяется как геометрическая сумма основной и дополнительной погрешности.

3.16. КТИ ОИК АСДУ считается годным к эксплуатации (по ТПР-29-77), если выполняется условие:

(16)

где 0,8 - коэффициент запаса по точности, учитывающий изменение погрешности КТИ в процессе эксплуатации

Таблица 3

Примечания : 1. Для АПД и ЭВМ основная и дополнительная погрешности не нормируются. Для ИТТ, ИТН производится расчет дополнительной погрешности. Для ИТТ с основной допустимой погрешностью 0,5. По ГОСТ 7746-89 угловая погрешность a т = 30¢

Суммарная погрешность v S = 1 %.

Для ИТТ с основной допустимой погрешностью 0,2. По ГОСТ 7746-89 угловая погрешность a т = 10 ¢

Суммарная погрешность v S = 0,4 %.

Для ИТН с основной допустимой погрешностью 1. По ГОСТ 1983-89 угловая погрешность a н = 40 ¢ .

Суммарная погрешность v S = 1,5 %.

При невыполнении условия КТИ бракуется и подлежит повторной поверке после устранения причин, вызвавших это.

4. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К КТИ ОИК АСДУ

4.1. Метрологическую аттестацию КТИ проводят не позднее 6 месяцев после непрерывной эксплуатации в соответствии с требованиями МИ 2002-89 .

4.1.1. Структурная схема КТИ ОИК АСДУ совместно со средствами измерений и устройствами, применяемыми при метрологической аттестации, приведена на рис. .

4.2. Для подготовки КТИ к экспериментальным исследованиям необходимо:

4.2.1. Произвести внешний осмотр АСИ, в результате чего установить:

отсутствие механических повреждений;

укомплектованность АСИ блоками и субблоками;

надежность и качество заземления АСИ.

4.2.2. Включить питание всех АСИ и произвести корректировку нуля ИПП, устройств телемеханики, установленных на КП, ПУ в соответствии с эксплуатационной документацией.

4.2.3. Проверить правильность функционирования КТИ ОИК АСДУ в соответствии с инструкцией По эксплуатации телемеханического устройства.

4.2.4. Произвести расчет измеряемой мощности (Р и Q ) КТИ ОИК АСДУ, проверить соответствия этой мощности номинальным значениям (I , U ) установленных ИТН и ИТТ и диапазону измерения СОИ (дисплей и аналоговый или цифровой прибор).

4.2.5. Проверить соответствие номинального значения F , U , I диапазону измерений СОИ (дисплей, аналоговый и цифровой прибор), а также правильность выбора ИТТ и ИНН и соответствие номинальным значениям I , U .

4.2.6. Проверить соответствие степени сопряжения погрешности АСИ ОИК АСДУ с погрешностью устройства телемеханики (в идеале погрешности АСИ должны быть меньше или равны погрешности устройства телемеханики).

4.2.7. Проверить готовность к работе образцовых средств задачи входного воздействия, образцовых и вспомогательных средств измерений, средств контроля внешних влияющих факторов.

4.2.8. Произвести подсоединение образцового средства задачи входного воздействия к входу КТИ.

Рис. 1. Структурная схема КТИ ОИК АСДУ при проведении
метрологической аттестации

Примечание : Пунктиром показаны возможные варианты дополнений схемы.

4.2.9. Подготовить протокол наблюдения данных метеорологических исследований КТИ, форма которого приведена в приложении, в соответствии с требованиями МИ 2002-89 .

5. ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

5.1. Техническую документацию, необходимую при проведении метрологической аттестации КТИ ОЖ АЦДУ, предоставляет энергопредприятие (объединение) в соответствии с требованиями МИ 2002-89 в следующем составе:

техническое задание на ОИК АСДУ;

техническое описание и инструкция по эксплуатации ОИК АСДУ;

акт о вводе ОИК АСДУ в опытную эксплуатацию;

специальные требования, предъявляемые к технике безопасности;

журнал опытной эксплуатации ОИК АСДУ;

структурные схемы КТИ ОИК АСДУ;

протокола поверки АСИ, входящих в КТИ ОИК АСДУ;

проект программы МА КТИ ОИК АСДУ;

проект методики поверни КТИ ОИК АСДУ;

проект перечня КТИ, подлежащих экспериментальным исследованиям при МА;

номенклатуру влияющих величин действующих на АСИ, входящих в КГИ, и их характеристики в виде таблиц, графиков.

5.2. Техническая документация на АСИ, входящие в КТИ ОИК АСДУ, дает возможность ознакомиться с эксплуатацией, наладкой и техническим обслуживанием данного АСИ и телемеханического устройства.

5.3. По результатам анализа проектной документации необходимо дать оценку эксплуатационной документации с точки зрения удобства пользовании ею обслуживающим персоналом, а также НТД с точки зрения полноты охвата материалов, правильности методов и средств поверки (по ГОСТ 8.38-81, ГОСТ 8.216.87, ГОСТ 8.217 -88, ГОСТ 8.326-89 , МИ 1570-86), установления периодичности поверок (по МИ 1872-88, МИ 2002-89).

6. ОБРАЗЦОВЫЕ СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

6.1. Образцовые средства измерений должны быть проверены и иметь в паспортах отметку о допуске к применению ими свидетельства о поверке. Допускается замена используемых образцовых средств измерения другими с метрологическими и техническими характеристиками не хуже, указанных в таблице.

6.2. Погрешность образцовых средств измерений, используемых при метрологической аттестации КТИ ОИК АСДУ, должна быть меньше в 4 раза расчетной погрешности КТИ ОЖ без учета ПИП (ТПр 29-77).

6.3. Условия эксплуатации образцовых средств измерений должны соответствовать требованиям НТД на эти средства.

7. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОВЕДЕНИЮ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ КТИ ОИК АСДУ.

7.1. Из всей совокупности КТИ (Р , Q , E , U , I ) ОИК АСДУ метрологической аттестации подлежат 100 % всех КТИ.

В отличие от совокупности ИК АСУ ТП электростанции (которые находятся в замкнутом объеме, т.е. в одной системе электроснабжения), где осуществляется представительная выборки измерительных каналов, при аттестации КТИ ОКК АСДУ выборка КТИ должна быть исключена по следующим причинам:

объекты электроснабжения, с которых передаются телеизмерения электрических параметров, находятся географически в разных местах, где внешние влияющие факторы отличаются друг от друга;

АСИ, шкалы (диапазоны измерений) КТИ ОИК АОДУ на разных объектах не одинаковы;

на каждом объекте системы электроснабжения количество измеряемых параметров (Р , Q , I , U , F ) КТИ ОИК АОДУ невелико (от 3 до 16), поэтому проводить метрологические исследования избирательно (согласно выборке) не имеет смысла.

7.2. Перечень конкретных КТИ ОИК АСДУ, подлежащих экспериментальным исследованиям, должен быть утвержден главным инженером (ПОЭЗ и т.д.).

7.3. Установление количества исследуемых точек по диапазону: Для АСИ с аналоговым принципом измерения число поверяемых точек по диапазону измерения должно быть не менее шести равномерно отстоящих друг от друга, включая точки, лежащие вблизи верхнего и нижнего пределов диапазонов по Hip 66-81 приложение 3.

7.3.1. Для диапазона измерения электрических параметров (Р , Q , I , U , F ), характеризующихся расположением нулевого значения измеряемой величины на краю диапазона измерений (нереверсивный), принимается количество исследуемых точек L = 6 (0; 20; 40; 60; 80; 100 % от верхнего предела измерений) по ГОСТ 26.205-88 .

7.3.2. Для диапазона измерений электрических параметров прямых и обратных потоков активной и реактивной мощности (Р , Q ), характеризующихся расположением нулевого значения измеряемой величины в середине диапазона измерений (реверсивный), принимается количество исследуемых точек L = 6 (-100; -60; -20; +20; +60; +100 %).

7.4. Установление количества наблюдений в исследуемых точках диапазона измерений

7.4.1. Количество наблюдений в исследуемых точках диапазоне измерений в соответствии с требованиями ТПр 66-81, МИ 2002-89 определяется по формуле

(17)

где n - суммарное количество наблюдений, состоящее из наблюдений при прямом ходе N м и обратном ходе N в

Р д - установленная доверительная вероятность, Р д = 0,95.

7.4.2. При проведении экспериментальных исследований КТИ ОИК АСДУ с установленной доверительной вероятностью Р д = 0,95 количество наблюдений должно быть не менее 40, в случае существенности случайной составляющей погрешности и вариации. При отсутствии вариации количество наблюдения должно быть не менее 20 по МИ 2002-89 .

7.4.3. Оценка вариации проводится до выполнения экспериментальных исследований КТИ.

7.4.4. Наличие вариации определяется по результатам трех наблюдений в каждой из трех точек, выбранных так, чтобы они были «расположены равномерно по всему диапазону измерений». При этом среднее значение вариации в единицах измеряемой величины в каждой v -ой точке диапазона измерений определяется как среднее арифметическое значение вариации из трех наблюдений

(18)

где

H l g i - значение вариации в v -ой точке диапазона i -го наблюдения, в единицах измеряемой величины.

7.4.5. Значение вариации в v -ой точке диапазона измерений канала в единицах измеряемой величины определяется по формуле

(19)

где

Значение измеряемой величины при прямом ходе в v -ой точке диапазона при i -ом наблюдений l -го КТИ;

- значение измеряемой величины при обратном ходе в v -ой точке диапазона при i -ом наблюдении l -го КТИ.

7.4.6. За оценку вариации принимается наибольшее из значений вариации для определяемой v -ой точки диапазона i -го КТИ

(20)

7.7.4. Перед началом проведения экспериментальных исследований КТИ должна быть установлена и опробована связь с мест подключения имитаторов входных сигналов (образцовое средство задачи входного воздействия) до средства отображения информации.

7.7.5. Персонал энергосистемы отключает линию связи первичного измерительного преобразователя (ИТТ, ИШ) в установленном порядке и подключает образцовое средство задачи входного воздействия.

7.7.6. Результаты экспериментальных исследований КТИ должны быть отражены в протоколе. Форма протокола приведена в приложении.

7.7.7. После окончания экспериментальных исследований оперативный персонал энергосистемы восстанавливает рабочую схему измерений в установленном порядке.

7.8. Проведение экспериментальных исследований:

7.8.1. Измерить и занести в протокол значения климатических условий проведения экспериментальных исследований КТИ, причем измерения атмосферного давления и влажности окружающего воздуха проводить два раза в смену: в начале и в конце. Температуру окружавшего воздуха, напряжение питания и частоту измерять один раз при исследовании каждого канала.

7.8.2. Отсоединить линии связи от входа ИПП (преобразователь типа Е) и подключить к входу ИПП образцовое средство задачи входного воздействия и задать образцовый сигнал, соответствующий первой исследуемой точке. Через промежуток времени, превышающий период обновления информации на средствах отображения информации, результаты наблюдений заносятся в протокол или регистрируются на бланке устройства печати.

После окончания исследований в конкретной точке диапазона измерений значение входного сигнала увеличивается (уменьшается) до значения следующей исследуемой точки.

7.8.3. После занесения в протокол необходимого количества наблюдений производится исследование в следующей точке диапазона измерений.

7.8.4. Результаты наблюдений по каждой исследуемой точке диапазона измерений проходят статистическую проверку на наличие грубых ошибок по СТ СЭВ ЭТб-78, СТ СЭВ 545-77.

7.8.5. При обнаружении грубых ошибок в какой-либо исследуемой точке диапазона измерений ошибочный результат наблюдений аннулируется. Число результатов наблюдений дополняется до необходимого количества средним арифметическим значением в исследуемой точке диапазона измерений.

7.8.6. После окончания экспериментальных исследований каналов оформляются протоколы испытаний , которые должны быть подписаны всеми специалистами, участвующими в экспериментальных исследованиях каналов и метрологической службой энергосистемы.

8. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЙ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ КТИ

8.1. Методика проведения экспериментальных исследований КТИ активной и реактивной мощностей (Р , Q ) ОИК АСДУ.

8.1.1. Для экспериментальных исследований КТИ активной и реактивной мощности (Р и Q > ОИК АСДУ подключается УППВ-1 (устройство задачи входного воздействия Р и Q ) на вход ИШ, при этом измерительные трансформаторы тока и напряжения должны быть отключены в установленном порядке (рис. ). При исследовании КТИ суммарной мощности (Р и Q ) необходимо все токовые цепи фаз А и С соединить между собой согласно и последовательно, а затем концы от фаз А и С подключить к выходу ваттметров W 1 и W 2 соответственно. В случае расположения ИПП на больших расстояниях (блоки ТЭС) значения параметров S Р , S Q полученные от каждого блока ТЭС (P 1 , P 2 , ... P т ) (Q 1 , Q 2 , ... Q n ) необходимо суммировать на ЭВМ и сравнить с суммарным показанием, идущих по каналу телеизмерений на ПУ.

8.1.2. Включается установка УППВ-1 (схема измерения мощности с помощью двух ваттметров) и выставляются штекером токи фаз А и С с пределами 1 А или 5 А (в зависимости от варки и предела измерения токового входа ИПП).

Затем потенциометрами «А», «В», «С» регулировки входа выставляются по вольтметрам напряжения равные 100 В.

Для ваттметров со шкалой 150 делений, переключателя пределов измерений выставляются на предел «+150». Таким образом, для одноамперного преобразователя Е предельное значение мощности 150 Вт, для пятиамперного преобразователя Е значение мощности 750 Вт. В первом случае цена деления ваттметра - 1 Вт, а во втором случае - 5 Вт.

Показания ваттметров должны соответствовать для 100 % диапазона активной мощности Р = 86,6 делений на каждом ваттметре, а для 100 % диапазона реактивной мощности Q = 100 делений на каждом ваттметре.

Рис. 2. Схема проведения метрологических исследований КТИ
активной и реактивной мощностей (Р , Q ) ОИК АСДУ

Примечание - W 1 , W 2 - образцовые ваттметры класса точности ОД (Д51О6)

В случае задачи 100 % диапазона мощности Р и Q необходимо достичь одинаковых показаний обоих ваттметров. Для этого следует ручкой фазорегулятора вращать до тех пор, пока показания ваттметров не станут максимальными и одинаковыми (86,6 делений для активной мощности Р ; 100 деления для реактивной мощности Q ). Это значит, что для Р (активной мощности) cos j = 1, а для Q (реактивной мощности) sin j = 1, при равных токах фаз А и С, т.е. 1 А или 5 А на выходе УППВ-1. Для случая cos j = -1 и sin j = -1 (реверсивный сигнал с отрицательным значением модности) производится переключение переключателя на ваттметрах на отрицательные пределы измерений, т.е. (минус 150 делений) на обоих ваттметрах, а также меняются местами провода токов фаз А и С на преобразователе Е соответственно.

Затем задавая I A и I C соответственно равным 4; 3; 2; 1; 0 А и получая максимальные одинаковые показания двух ваттметров, согласно расчетным значениям мощности по таблицам данных в инструкциях к преобразователям Е, производится отсчет показаний с СОИ и запись в протоколы наблюдений при метрологических испытаниях. Далее все операции выполняются согласно разд. .

8.2. Методика проведения экспериментальных исследований КТИ частоты переменного тока ОИК АСДУ

8.2.1. Для экспериментальных исследований КТИ частоты переменного тока F ОИК АСДУ подключается образцовое средство задачи входного воздействия девиации частоты (13-49 генератор измерительный, через усилитель мощности Ф561 с коэффициентом нелинейных искажений не более 2 % и выходным напряжением до 380 В) на вход ИПП (Е828), при этом должен быть отключен с входа ИПП измерительный трансформатор напряжения в установленном порядке (рис. ).

Далее, задавая входной сигнал (F ) частоты переменного тока 0; 20; 40; 60; 80; 100 % диапазона измерений генератором ГЗ-49, производят запись показаний СОИ в протокол наблюдений при метрологических испытаниях. Далее все операции выполняются согласно разд. .

Рис. 3. Схема проведения метрологических исследований КТИ
частоты переменного тока ОИК АСДУ

Примечание . V - вольтметр класса точности 0,1 (Д5055)

Рис. 4. Схема проведения метрологических исследований КТИ
напряжения переменного тока ОИК АСДУ

Примечание . V - вольтметр класса точности 0,1 (Д5055).

Рис. 5. Схема проведения метрологические исследований КТИ
переменного тока ОИК ДСДУ

Примечание . Д - амперметр класса точности 0,1.

8.3. Методика проведения экспериментальных исследований КТИ напряжения переменного тока ОИК АСДУ

8.3.1. Для экспериментальных исследований КТИ напряжения переменного тока подключается образцовое средство задачи входного напряжения переменного тока, рис. (ИСН-1 - источник регулируемого синусоидального напряжения с коэффициентом нелинейных искажения не более 5 % и вольтметр класса точности 0,1) на вход № П (Е825) (при отключенном измерительном трансформаторе напряжения в установленном порядке). Далее все операции выполняются согласно разд. .

8.4. Методика проведения экспериментальных исследований КТИ переменного тока ОИК АСДУ

8.4.1. Для экспериментальных исследования КТИ переменного тока (рис. ) подключается образцовое средство задачи входного воздействия переменного тока (ИСН-1 - источник регулируемого синусоидального тока частоты 50 Гц с коэффициентом нелинейных искажений не более 5 % и амперметр класса точности 0,1) на вход ИПП (Е824) (при отключенном измерительном трансформаторе тока в установленном порядке). Далее все операции выполняются согласно разд. .

9. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

9.1. Основными документами экспериментальных исследований являются протоколы наблюдений, полученных при экспериментальных исследованиях КТИ ОИК АСДУ, с последующей их обработкой на ЭВМ.

9.2. Определение метрологических характеристик КТИ и их нормирование производится по ГОСТ 8.009

Программа хранится на магнитной ленте в виде исходных и загрузочных модулей. Размер оперативной памяти, необходимый для выполнения программы на ЭВМ, зависит от объема обрабатываемой информации и может находиться в пределах от 170 до 250 кБайт. Время обработки данных составляет от 3 до 7 мин.

Примечание . Держателем программы обработки является служба вычислительной техники предприятия «Донтехэнерго».

9.4. В результате обработки наблюдений определяются обобщенные метрологические характеристики КТИ и в соответствии с МИ 1317 -86 выражаются интервалом, в котором с установленной вероятностью находятся погрешности КТИ.

Полученные метрологические характеристики КТИ приводятся в свидетельстве о метрологической аттестации КТИ ОИК АСДУ согласно П. 3.16 МИ 2002-89 .

10. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ АТТЕСТАЦИИ

10.1. Результаты экспериментальных исследований КТИ ОИК АСЗДУ должны быть оформлены протоколом в соответствии с приложением, в котором отражаются все условия и результаты исследований.

10.2. По результатам обработки экспериментальных исследований КТИ ОИК АСДУ разрабатываются: свидетельство о метрологической аттестации; методические указания по поверке КТИ ОИК АСДУ в рабочих условиях эксплуатации.

11. ТРЕБОВАНИЯ ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ

11.1. Работа по экспериментальному исследованию КТИ ОИК АСДУ проводятся по наряду или распоряжению.

11.2. К работам по экспериментальным исследованиям КТИ ОИК АЦДУ допускаются лица, прошедшие проверю знаний по технике безопасности в объеме, определенном должностной инструкцией, и имеющие отметку в удостоверении о проверке знаний по технике безопасности.

11.3. Персонал, проводящий экспериментальные исследования КТИ ОИК АСДУ, должен пройти инструктаж по технике безопасности и особенностям эксплуатации оборудования на рабочих местах с соответствующей записью в журнале.

11.4. При проведении экспериментальных исследований КТИ ОИК АСДУ должны соблюдаться требования «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок». (К.: Энергоатомиздат, 1987), ГОСТ 12.2.007.0-75 , ГОСТ 12.2.077.3-75, ГОСТ 12.2.007.4-75 . ГОСТ 12.2.007.6-75 , ГОСТ 12.2.007.14-75 , а также правил техники безопасности и инструкций, действующих на энергопредприятиях.

11.5. Во время проведения экспериментальных исследований КТИ ОИК АСДУ, по которым производятся распределения сигнала в цепи защит и блокировок, соответствующие защиты и блокировки по согласованию с оперативным персоналом энергопредприятия отключаются. Отключения осуществляются персоналом энергопредприятия.

11.6. При возникновении аварийных ситуаций на предприятии или изменении режима работы оборудования экспериментальные исследования КТИ ОИК АСДУ приостанавливаются, а персонал выводится в безопасное место.

12. ОРГАНИЗАЦИЯ И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ РАБОТ

12.1. Энергосистема (ЕЗС, ОЭС, ПОЗЭ) издает приказ о проведении экспериментальных исследований КТИ ОИК АСДУ, в котором указываются ответственные лица по подготовке и проведению экспериментальных исследования КТИ от предприятия.

12.2. Энергосистема обеспечивает в установленном порядке бригаду Специалистов, проводящую экспериментальные исследования КТИ ОИК АСДУ, спецодеждой и средствами индивидуальной защиты.

12.3. Энергосистема представляет комплект проектной, рабочей и технической документации на КТИ ОИК АСДУ, необходимый для проведения метрологической аттестации.

12.4. Организация, занимающаяся метрологическим обеспечением, проводит анализ проектной и технической документации КТИ ОИК АСДУ, разрабатывает «Программу метрологической аттестации КТИ ОИК АСДУ» согласовывает ее с энергосистемой, утверждает ГОМС ИИС Минтопэнерго Российской Федерации.

12.5. Персонал предприятий энергосистем обеспечивает:

оперативное согласование и получение разрешения ПДП энергосистемы (ПОЭЭ и т.д.) на отключение схемы соответствующего КТИ ОИП АСДУ для проведения экспериментальных исследований;

выполнение организационных и технических мероприятий для обеспечения безопасности работ;

отключение и подключение линий связи от входа преобразователей типа Е (ИНН) в процессе проведения экспериментальных исследований КТИ;

организацию связи между помещением преобразователей типа Е (ИПП) и рабочим местом оператора-технолога устройств отображения информации;

подготовку КТИ и представление их на метрологическую аттестацию.

12.6. Обработку и анализ результатов экспериментальных исследований проводит персонал организации, занимающейся метрологической аттестацией КТИ ОИК АСДУ.

12.7. Образцовые средства измерений и материалы, необходимые для проведения экспериментальных исследований, представляет энергосистема (ПОЭЗ и т.д.). Организация, занимающаяся МА, разрабатывает и передает энергосистеме (ПОЭВ и т.д.) следующую техническую документацию:

программу метрологической аттестации каналов телеизмерения ОИК АСДУ;

методические указания по поверке КТИ ОИК АСДУ в рабочих условиях эксплуатации;

свидетельство о метрологической аттестации КТИ ОИК АСДУ.

12.8. Энергосистема (ПОЭЗ и т.д.) в обязательном порядке выделяет машинное время и дисплей для проведения экспериментальных исследований КТИ ОИК АСДУ.

Приложение

В Типовой программе применены следующие сокращения:

АСДУ - автоматизированная система диспетчерского управления;

АСИ - агрегатное средство измерений;

АПД - аппаратура передачи данных;

БОМС - базовая организация метрологической службы;

ГОМС - головная организация метрологической службы;

СТС - информационно-измерительная система;

ИК - измерительный канал;

ИПП - измерительный промежуточный преобразователь;

ИТТ - измерительный трансформатор тока;

ИТН - измерительный трансформатор напряжения;

КП - контролируемый пункт;

КТИ - канал телеизмерений;

НТД - нормативно-техническая документация;

СДУ - объединенное диспетчерское управление;

ОИК - оперативно-информационный комплекс;

ПИП - первичный измерительный преобразователь;

ПУ - пункт управления;

РЗА - релейная защита и автоматика;

СИ - средство измерения;

СОИ - средство отображения информации;

ЦДЛ - центральный диспетчерский пункт;

ЗВМ - электронно-вычислительная машина;

ОЗВВ - образцовый задатчик входного воздействия.

Проект автоматизированной системы диспетчерского управления АСДУ Паталогогоанатомический корпус. Формат pdf

Перечень чертежей проекта АСДУ:

Общие данные.
Схема структурная комплекса технических средств
Схемы автоматизации.
Схемы принципиальные общие.
Схемы принципиальные щитов ЩА 322.
Виды общие щитов автоматизации.
Схемы соединения внешних проводок
Кабельно-трубный журнал.
Планы расположения технических средств

Система автоматического управления технологическим оборудованием инженерных систем паталогогоанатомического корпуса обеспечивает:

Управление и контроль за работой технологического оборудования инженерных систем в автоматическом режиме функционирования.

Контроль и поддержание установленных значений параметров технологических процессов оборудования систем, автоматический контроль, регулирование и поддержание установленных режимов.

Получение оперативной информации о состоянии и параметрах оборудования инженерных систем.

Реализацию защитных функций оборудования.

Реализацию программ статистики и мониторинга работы оборудования.

Периферийные приборы и средства автоматики устанавливаются на технологическом оборудовании инженерных систем и в обслуживаемых помещениях и зонах в местах, удобных для монтажа и эксплуатации. Экран кабелей должен быть надежно заземлен в соответствии с монтажными схемами. При подключении к щитам контроллеров, экраны кабелей соединяются между собой на шине заземления.

Автоматизированная система диспетчерского и технологического управления (АСДУ) представляет собой многоуровневый программно-технический комплекс, включающий средства сбора информации, каналы связи, ПЭВМ и программы обработки. АСДУ позволяет:

Обеспечить диспетчерский и режимный персонал, энергоснаб, энергонадзор, руководство энергосистемы и предприятий сетей оперативной информацией о текущих прогнозных и ретроспективных режимах;

Организовать эффективный контроль за ведением текущего режима энергосистемы;

Повысить обоснованность принимаемых диспетчером решений;

Повысить качество и надёжность электроснабжения потребителей;

Осуществлять оперативный и ежесуточный контроль баланса мощности и электроэнергии и улучшить планирование внутрисуточных и текущих режимов;

Получить максимальную прибыль за счет оптимального ведения режимов, экономии топлива и электроэнергии;

Внедрить в кратчайший срок в промышленную эксплуатацию самые современные средства вычислительной техники, а также прикладное программное обеспечение.

Принципы построения АСДУ

АСДУ разрабатывается на основе следующих принципов:

Функциональная полнота - система должна обеспечивать выполнение всех функций, необходимых для автоматизации объектов управления;

Гибкость структуры - возможность достаточно быстрой настройки при изменяющихся условиях эксплуатации объекта управления;

Открытость - должна обеспечивать возможность присоединения к системе новых функций;

Живучесть - способность сохранять работоспособность системы при отказе её отдельных элементов;

Унификация - максимальное использование стандартного системотехнического программного обеспечения и совместимость системы с международными стандартами с целью его дальнейшего развития и включения в межуровневую региональную вычислительную сеть;

Распределённость обработки информации в неоднородной вычислительной сети;

Отработка типовых решений на "пилотных" проектах с последующим их применением на других объектах;

Преемственность по отношению к эксплуатируемым в настоящеё время системам АСДУ энергосистемой, предусматривающая возможность совместной эксплуатации существующих устройств управления на энергообъектах (телемеханики, релейной защиты и автоматики) и внедряемых микропроцессорных систем, с последующей заменой устаревших устройств;

Информационная совместимость на разных уровнях управления.

Требования к аппаратным и программным средствам АСДУ

АСДУ должна удовлетворять следующим требованиям:

Использования современных микропроцессорных терминалов и контроллеров с требуемой реакцией: электрические процессы - не болеё 1-5 мс, тепломеханические процессы - не болеё 250 мс;

Возможности передачи данных от контроллеров и устройств телемеханики с меткой времени (для расчётов баланса энергии и мощности и регистрации аварийных процессов);

Повышения скорости передачи данных по телемеханическим каналам;

Возможности использования стандартных промышленных контроллерных сетей и применение в этих сетях контроллеров;

Использования стандартов Международной электротехнической комиссии (МЭК) и российских ГОСТов;

Использования стандартных, локальных вычислительных сетей (ЛВС);

Использования стандартных операционных систем, стандартной структуры реляционных баз данных;

Обеспечения требуемой точности и реакции на события в нормальных и аварийных ситуациях.

АСДУ должна иметь открытую сетевую архитектуру, как в отношении конфигурации её оборудования, так и в отношении универсальности функциональных пакетов программ, чем обеспечивается высокая степень гибкости. Она строится на базе многопроцессорных систем управления, объединённых в локальные (ЛВС) и региональные (РВС) вычислительные сети, имеёт в своем составе мощные ЭВМ.

На всех уровнях АСДУ должна быть использована интегрированная база данных (ИБД), включающая SQL-совместимые базы данных и базы данных реального времени (БДРВ), реализующие единое информационное пространство.

ИБД должна обеспечивать необходимую полноту, целостность и надёжность хранения информации.

Организационная и функциональная структуры АСДУ

АСДУ - это совокупность комплексов АСДУ ЦДП (центр. диспетч. пункта) АО-Энерго, АСДУ ПЭС и РЭС, АСУТП электростанций и подстанций, систем АСКУЭ, обменивающихся информацией по каналам телемеханики или через ЦКИ (центр коммутации информации). В соответствии с территориальным принципом обслуживания и управления объектами АСДУ можно реализовать на трёх или четырёх уровнях управления:

I. Уровень служб и отделов АО-Энерго и энергосбыта (ЦДП, энергосбыт).

II. Уровень предприятий электрических сетей (ДП ПЭС, отделение энергосбыта).

III. Уровень районов электрических и тепловых сетей (ДП РЭС, участок энергосбыта). Крупные предприятия электрических сетей делятся на районы.

IV. Уровень энергообъектов (электростанция, подстанция).

Каждый уровень АСДУ функционирует на базе локальных (ЛВС) либо региональных вычислительных сетей, под управлением специализированных ЭВМ.

Задачи АСДУ

Задачи АСДУ, в общем, должны быть аналогичными для всех энергопредприятий (за исключением Энергосбыта, где есть только задачи АСКУЭ). Это является одним из основных принципов построения единой вертикали АСДУ АО-Энерго. В состав АСДУ входят следующие группы задач:

Задачи оперативного контроля и управления;

Технологические задачи;

Задачи автоматического управления;

Задачи контроля и учёта электрической энергии.

Электронный журнал Cloud of Science. 2013. № 4

http://cloudofscience.ru

Перспективы использования цифровых систем диспетчерского управления в электроэнергетике

П. В. Тертышников

Московский технологический институт «ВТУ»

Аннотация. Для предотвращения возникновения аварийных ситуаций на объектах электроэнергетики, а также обеспечения функционирования объектов без постоянного обслуживающего персонала, возникает необходимость в использования автоматизированных систем диспетчерского управления

Ключевые слова: автоматизированные системы диспетчерского управления, безопасность на объектах электроэнергетики, автоматизация в электроэнергетике.

Для предотвращения возникновения аварийных ситуаций на объектах электроэнергетики, а также обеспечения функционирования объектов без постоянного обслуживающего персонала, возникает необходимость в использования автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) . Применение АСДУ позволяет обеспечивать точное соблюдение технологических нормативов электрической энергии, предупреждение аварий, непрерывный мониторинг режимов работы энергообъектов, выполнение требований и регламентов для субъектов энергетики.

АСДУ подстанций представляет собой распределенную иерархическую систему, на каждом уровне которой решается обязательный базовый состав задач, обеспечивающий выполнение основных функции оперативно-технологического управления (рис. 1) .

Условно иерархию АСУ можно разделить на два уровня: нижний и верхний уровень. Нижний уровень ведет сбор и первичную обработку информации с контролируемых объектов, производит решение локальных задач сигнализации, измерений, диагностики, управления и защиты, передает результаты работы на более высокие по иерархии уровни системы управления. Для этого используются программируемые контроллеры (ПЛК) в комплексе с датчиками для измерения тока, напряжения, мощности и т. д. со стандартным выходным аналоговым либо число-импульсным сигналом. Аппаратура этого уровня расположена непосредственно на объектах управления (подстанциях). Верхний уровень служит для последующей обработки, хранения, представления, документирования информации, для оперативного контроля и управления, а также для передачи информации на более высокий уровень управления. Для реализации верхнего уровня используется ПЭВМ.

Д. Г. Пикин

Оборудование для функционирования верхнего уровня располагается на диспетчерском пункте Центральной Распределительной Подстанции (ЦРП).

Рис. 1. Схема взаимодействия уровней автоматизированной системы диспетчерского управления

Первый (нижний) уровень - это сеть программируемых микропроцессорных контроллеров, ведущих процесс сбора и предварительной обработки первичной информации, выполняющих задачи местного управления оборудованием. Устройства нижнего уровня (ПЛК) размещаются на каждой подстанции в непосредствен-

ЭНЕРГЕТИКА

Cloud of Science. 2013. № 4

ной близости от силового и измерительного оборудования, с которого производится считывание информации. Контроллер выполняет роль концентратора-шлюза, который организует работу цифровых защит и обмен информацией с верхним уровнем системы. Так как изменение рассматриваемых базовых величин (тока, напряжения) имеет фиксированный временной интервал 20 мс (50 Гц), то по штатному запросу системы обмен информации об изменении состояния оборудования осуществляется каждые 1500 мс по отношению к каждому ПЛК.

Такой способ построения системы позволяет создать на территории каждой подстанции Оперативный Пункт Управления, который включает комплекс технических средств защиты, управления, обработки и выдачи информации о состоянии силового оборудования, закрепленного за данной подстанцией и поддерживает обмен данными on-line с верхним уровнем системы - АРМ диспетчера ЦРП. В контроллере реализована возможность осуществления обмена информацией с использованием протоколов: MODBUS, KBUS, IEC 60870-5-103.

ПЛК обеспечивает территориальный сбор дискретной и аналоговой информации о состоянии и работе силового и коммутационного оборудования подстанции, первичную обработку информации, контроль параметров, выявление и регистрацию событий нормального и аварийного режимов, накопление информации о параметрах аварийного режима, формирование и выдачу управляющих воздействий на исполнительные механизмы при проведении процедур управления автономно или по командам с верхнего уровня системы.

Для подключения контрольных датчиков и коммутационного оборудования к ПЛК используется электрический кабель МГШВЭ 3х0,75. Контроллер оснащен интерфейсами RS 232, RS 485, Ethernet и с помощью витой пары подключается к порту PLC-модема, который производит конвертацию протокола для организации дистанционной вч-связи по ЛЭП с использованием технологии Power Line на высший уровень управления. В диспетчерской ЦРП установлен центральный PLC-модем (с возможностью организации сети на 65536 адресов, т. е. 16-ти битовое адресное пространство), который получает выделенный вч-сигнал от каждой подстанции, преобразует его в Ethernet для SCADA-сервера, а также поддерживает процедуру передачи запросов на опрашиваемые объекты - подстанции.

Основным элементом верхнего уровня является автоматическое рабочее место (АРМ) диспетчера, выполненное на базе ПЭВМ и SCADA-сервер. Разделение и одновременное выполнение функций эксплуатационного персонала при использовании единой информационной базы данных системы предполагает наращивание необходимого количества подключений пользователей для мониторинга базы данных с ограничением прав управления. Все программно-технические средства верхнего уровня объединяются быстродействующей локальной сетью ТСР/1Р, к которой на

Д. Г. Пикин

Анализ статистики аварий и отказов в электрических сетях Мурманска

правах автономных абонентов подключены также шлюзы системных модулей нижнего уровня. Для обмена оперативной и технологической информацией в системном комплексе высшего уровня управления предприятием (ERP) используется по умолчанию отдельный сервер связи.

Дистанционное управление коммутационными группами на подстанциях может быть осуществлено диспетчером ЦРП со своего АРМ путем управления срабатыванием соответствующих выходных реле ПЛК.

Таким образом, цифровая автоматизированная система диспетчерского управления осуществляет комплексное управление и защиту объектов электроэнергетики на всех режимах ее работы.

Литература

Машковцев А. В., Педяшев В. Н. Возможности применения иновационных технологий // Образование - путь к успеху. Международный форум «YEES 2012»: Сборник научных трудов. - М. : МТИ «ВТУ», 2012. С. 130.

Троицкий А. А. Об экономической оценке энергетических инноваций развития тепловых электростанций России // Электрические станции. 2013. № 7. С. 3-7.

Пилипенко Г. В. Тенденции построения технологической сети связи электроэнергетики в современных условиях // Электрические станции. 2014. № 3. С. 26-29.

Тертышников П. В., магистрант Московского технологического института «ВТУ»