Методические указания для проведения практических занятий и выполнения курсового проекта по дисциплине

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ

Кафедра “Электрические системы”

Т.А.Шиманская

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ

И ВЫПОЛНЕНИЯ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

ПО ДИСЦИПЛИНЕ

“АВТОМАТИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ”

для студентов дневного и заочного отделений

специальности Т 01.01.00 “Электроэнергетика”

и 1-43 01 02 “Электроэнергетические системы и сети”

Минск 2005

СОДЕРЖАНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ.. 1

ВВЕДЕНИЕ.. 5

1 Вопросы, решаемые в проекте АСДУ и АСКУЭ электрической сети. Разработка задания на курсовое проектирование и формирование вариантов исходных данных.. 6

2 Характеристика района электрической сети как объекта управления. Структура интегрированной АСУ РЭС.. 9

3 Требования к АСДУ РЭС.. 13

4 Требования к АСКУЭ РЭС.. 21

5 Требования к техническим средствам и программному обеспечению АСДУ и АСКУЭ РЭС.. 35

6 Разработка системы оперативного сбора информации для создания АСДУ и АСКУЭ РЭС.. 42

6.1. Определение состава телеинформации с подстанций для реализации оперативно-информационно-управляющего и вычислительного комплексов АСДУ.. 42

6.2. Определение состава КТС диспетчерского пункта сети. 46

6.3. Составление телемеханических таблиц. 52

6.4. Разработка структуры сети связи. 60

6.5. Определение состава КТС диспетчерского пункта сети. 62

7 ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ СИСТЕМЫ. Формирование схем подстанций средствами графического редактора Системы... 65

8 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ СИСТЕМЫ... 71

9 Охрана труда при обслуживании устройств релейной защиты... 76

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.. 85

ВВЕДЕНИЕ

Стремительное развитие средств вычислительной техники и телекоммуникаций, цифровой картографии, успехи микроэлектроники, активное внедрение систем контроля, защит и управления подстанций, разработанных с использованием цифровых защит, непрерывное совершенствование системного и прикладного программного обеспечения создают объективные предпосылки для пересмотра принципов управлением электросетевым предприятием.

Одним из основных направлений дальнейшего развития и совершенствования управления электрическими сетями должно стать внедрение интегрированных автоматизированных систем управления (ИАСУ) предприятием на базе стандартных решений по техническому, информационному и программному обеспечению. Практическая реализация этого направления должна обеспечивать достижение наилучших результатов в управлении, оптимизации технологических процессов, режимов работы электрических сетей, сбалансированного роста технико-экономических показателей, рационального использования материальных и трудовых ресурсов.

Одной из важнейших проблем в области управления электрическими сетями в настоящее время является создание автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) и автоматизированной системы контроля и учета электрической энергии (АСКУЭ). Быстрое развитие микропроцессорной техники, широкое внедрение ЭВМ создали хорошие предпосылки для перехода к микропроцессорным устройствам, созданию систем регистрации аварийных нарушений и передачи информации на различные уровни диспетчерской иерархии.

1 Вопросы, решаемые в проекте АСДУ и АСКУЭ электрической сети. задание на курсовое проектирование и формирование вариантов исходных данных

В курсовом проекте по проектированию АСДУ и АСКУЭ должны решаться следующие вопросы:

а) характеристика схемы заданного района электрической сети (РЭС);

б) разработка принципиальной схемы электрических соединений и нормальной оперативной схемы выбранной подстанции;

в) определение структуры диспетчерского управления района электрической сети;

г) составление перечня защит и автоматики основного оборудования подстанций;

д) определение состава и объема телеинформации с подстанций;

е) разработка структуры комплекса технических средств телемеханики подстанций и диспетчерского пункта для АСДУ;

ж) организация учета электроэнергии в электрической сети;

1) расстановка и выбор типа счетчиков на подстанциях;

2) расстановка и выбор типа УСПД;

3) определение структуры АСКУЭ электрической сети;

з) составление телемеханических таблиц;

и) определение структуры сети связи для АСДУ.

Исходными данными для проектирования являются схема района электрической сети, которая может быть взята по месту работы или практики, согласно рисунку 1.1, схемы подстанций в соответствии с рисунком 1.2.

Район электрической сети должен содержать не менее 4 подстанций 110/10, 110/6, 110/35/10 кВ. Количество присоединений на средней стороне равно количеству букв в имени студента, на низкой стороне – в отчестве студента.

Рисунок.1.1 Схема района электрической сети

Рисунок 1.2 - Схема ПС 110/6 кВ Забавы

Варианты систем телемеханики для проектирования АСДУ приведены в таблице 1.1

Таблица1.1 - Варианты систем телемеханики
Вариант задания	Система телемеханики
1	ЭНС
2	ГРАНИТ-МИКРО
3	ТЕЛУР
4	ПТК «СИСТЕЛ»
5	КОМПАС ТМ-2.0
6	ПТК «ДЕКОНТ»
7	SMART-КП
8	ТМ «РАСПРЕДЕЛЕННЫЕ ТЕЛЕСИСТЕМЫ»

2 Характеристика района электрической сети как объекта управления
. Структура интегрированной АСУ РЭС

РЭС является подразделением филиала электрических сетей (ФЭС) Республиканского унитарного предприятия энергетики (РУП энергосистемы).

Цель работы РЭС – обеспечение надежного электроснабжения потребителей электрической энергии требуемого качества.

В процессе обеспечения потребителей электроэнергией РЭС выполняет следующие основные функции:

- оперативное управление и техническая эксплуатация объектов распределительных сетей;

- ремонт закрепленных электроустановок на обслуживаемой территории;

- контроль за электропотреблением;

- производство аварийно-восстановительных работ на объектах электрических сетей;

- осуществление контроля за реализацией электрической энергии и учет электропотребления;

- ведение графиков ограничений мощности и контроль за их выполнением, контроль за соблюдением договоров потребления электрической энергии, выполнение расчетов за потребляемую электроэнергию с потребителями в зоне обслуживания РЭС [1].

Для осуществления перечисленных выше функций в РЭС, как правило, создаются:

- районная-диспетчерская служба (РДС) или группа (РДГ) и оперативно-выездные бригады (ОВБ), работающие под управление диспетчера РЭС;

- участки, оперативно-эксплуатационные пункты (ОЭП) по оперативному и техническому обслуживанию распределительных сетей 0,4-10 кВ (при территориальной форме обслуживания);

- бригады централизованного ремонта воздушных и кабельных линий 0,38-10 кВ, ТП, РП;

- группа механизации или транспортный участок, хозяйственная группа.

При выполнении производственных функций РЭС осуществляет прямые связи с оперативно-диспетчерской службой: заявки на вывод из работы и резерва оборудования подстанций и распределительных сетей, находящихся в ведении диспетчера объединенной диспетчерской службы (ОДС) ФЭС; предложения по повышению качества электроэнергии; план мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электросетях; результаты замеров нагрузок и уровней напряжений [1].

Технологическими объектами управления являются электрические сети 0,4-10 кВ, состав которых приведен ниже.

Объекты управления:

- трансформаторные подстанции 110-35-10 кВ (РУ-10 кВ);

- трансформаторные пункты 6-100,4 кВ;

- распределительные пункты 6-10 кВ;

- линии электропередачи 6-10 и 0,4 кВ, в том числе кабельные и воздушные;

- малые дизельные гидроэлектростанции (ДЭС, ГЭС);

- пункты секционирования (ПАС) ВЛ-10 кВ (автоматические и неавтоматические);

- оперативный персонал.

Элементы объектов управления:

- датчики I, U, P, Q, Wh, Var, t;

Устройства:

- релейной защиты и автоматики: фидер 6-10 кВ, АПВ, АРВ 10 кВ;

- устройства определения места повреждения (ОМП): ФИП, МФИ 10 кВ;

- устройства диагностики оборудования;

- регулирования напряжения под нагрузкой трансформаторов 1103510кВ,

а также:

- дугогасящие катушки 6-10 кВ;

- батареи статических конденсаторов 0,4-10 кВ;

- коммутационные аппараты 6-10 кВ.

Организационная структура ИАСУ РЭС должна разрабатываться в соответствии с организационно-функциональной структурой управления распределительными электрическими сетями РЭС согласно рисунку 2.2 и включать подсистемы:

- АСДУ, состоящую из оперативно-информационного управляющего комплекса (ОИУК), АРМ специалистов РДС (РДГ), УТМ, систем контроля, защиты и управления (СКЗУ), автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП);

- автоматизированная система управления предприятием (АСУ П) с элементами подсистемы автоматизированной системы контроля, учета электрической энергии (АСКУЭ).

Рисунок.2.2 Организационная структура ИАСУ РЭС

ИАСУ РЭС должна представлять собой двух уровневую систему управления.

Верхний уровень ИАСУ РЭС автоматизирует оперативно-диспетчерские, производственно-технические функции специалистов РЭС и ОЭП (участков) РЭС.

Нижний уровень ИАСУ РЭС должен включать устройства СКЗУ, УТМ или АСУ ТП подстанций и автоматизирует управление оборудованием ПС, ТП, РП, находящихся в оперативном управлении и ведении диспетчера РЭС [1].

Функциональная структура ИАСУ РЭС должна соответствовать назначению, функциям и задачам структурных подразделений РЭС и ОЭП в соответствии с рисунком 2.3.

Рисунок 2.3 - Функциональная структура ИАСУ РЭС

3 Требования к АСДУ РЭС

АСДУ представляет собой совокупность технических средств и информационно-математического обеспечения, которые используются при диспетчерском управлении на основе ЭВМ.

Нормативным материалом при определении требований к АСДУ РЭС является Руководящий документ «Основные положения по автоматизации района электрических сетей» [1].

АСДУ РЭС должна обеспечивать:

- бесперебойное в рамках договорных обязательств электроснабжение потребителей;

- обеспечение экономичности и качества электроснабжения;

- обеспечение безопасного производства работ в соответствии с требованиями ПТБ и управления другими директивными материалами;

- взаимодействия со смежными автоматизированными системами;

- взаимодействие с оперативным персоналом.

АСДУ РЭС должна быть представлена в виде двухуровневой системы в соответствии с рисунком 3.1.

Рисунок 3.1 - Структура АСДУ РЭС (принципиальная схема)

На нижнем уровне – КП (контролируемые пункты) должно осуществляться:

- сбор информации от первичных датчиков и преобразователей, решение локальных задач сигнализации, измерений, диагностики, управления, защиты и автоматики;

- предварительная обработка и передача результатов работы на более высокие по иерархии уровни системы управления. В настоящее время наиболее перспективным методом обмена информации является ОРС-технология [1].

Технической базой нижнего уровня должны являться:

- интеллектуальные устройства сбора, обработки и передачи данных на основе программируемых аппаратных средств;

- технические средства подсистемы АСКУЭ на объекте управления;

- интеллектуальные устройства для реализации функций автоматики и приёма-передачи данных от цифровых защит на основе программируемых аппаратных средств;

- приборы по определению мест повреждения;

- микропроцессорные защиты;

В состав АСДУ РЭС нижнего уровня должны включаться не менее двух программируемых контроллеров. Один контроллер реализует функции релейной защиты и автоматики, другой - функции сбора, передачи и обработки телеметрических данных. При этом технические характеристики и программное обеспечение каждого из контроллеров должны обеспечивать возможность отработки всех вышеперечисленных функций на одном устройстве. Такая конфигурация интеллектуальных устройств нижнего уровня АСДУ позволит иметь горячий резерв и обеспечит возможность плановых ремонтов и аварийной замены устройств. Данная архитектура в соответствии с рисунком 3.2 позволит корректно разделить границы ответственности за эксплуатацию оборудования между технологическими подразделениями РЭС (ФЭС).

Рисунок 3.2 - Архитектура технических средств нижнего уровня

На верхнем уровне АСДУ – диспетчерском пункте (ДП) РЭС должны решаться задачи:

- управления (автоматического, оперативного);

- расчетные (планирование режима, ОМП и др.);

- информационной поддержки (обеспечение принятия решений) диспетчера;

- тренажер.

К автоматическому управлению относятся задачи, решаемые средствами релейной защиты, автоматики и регулирования.

К задачам оперативного управления, решаемым на часовых и внутричасовых временных интервалах средствами оперативно-информационных управляющих комплексов (ОИУК), относятся:

- сбор информации от устройств телемеханики:

- вывод информации на устройства телемеханики;

- контроль исправности устройств телемеханики и каналообразующей аппаратуры;

- масштабирование телеинформации:

- контроль достоверности телеинформации;

- контроль телеинформации по уставкам;

- фильтрация и сглаживание телеинформации:

- дорасчет нетелеизмеряемых режимных параметров;

- отображение и представление телеинформации и текущего состояния схем электрических сетей и подстанций диспетчерскому персоналу и другим пользователям на экранах мониторов:

- вывод телеинформации на устройства печати;

- ведение архивов: минутных и часовых значений телеизмерений, архивов анализируемых ситуаций и событий;

- телеуправление;

- автоматическая регистрация и архивирование диспетчерских переговоров;

- ведение «Оперативного журнала» и других диспетчерских журналов;

- ведение справочной системы диспетчерской документации, в том числе: ввод, коррекция, хранение, быстрый поиск и отображение инструкций, циркуляров, правил, схем допустимых нагрузок и т.д. [1]

К задачам планирования режимов относятся задачи перспективного долгосрочного (год, квартал, месяц) и краткосрочного (неделя, сутки, часть суток) планирования, в том числе:

- обработка и достоверизация контрольных замеров нагрузки;

- определение статических характеристик нагрузок;

- прогноз нагрузок в узлах электрических сетей на характерные периоды;

- расчет и анализ установившихся режимов, надежностных характеристик электрических сетей напряжением 6-10 кВ и выборочно сетей 0,4, 35-110 кВ;

- расчет токов короткого замыкания в электрических сетях 6-10 кВ;

- расчет токов короткого замыкания и выбор плавких вставок в сетях 0,4 кВ;

- расчет уставок релейной защиты и автоматики в распределительных сетях 6-10 кВ;

- оптимизация законов регулирования напряжения в центрах питания, выбор ответвлений трансформаторов распределительных сетей, оптимизация режимов работы конденсаторных батарей и других местных средств регулирования напряжения;

- расчет, анализ, нормирование и прогноз потерь электроэнергии в электрических сетях 0,4-10 кВ;

- прогнозирование и анализ загрузки трансформаторов распределительных сетей и выбор экономичного режима их работы;

- расчет оптимальных точек размыкания электрических сетей по критерию минимума потерь электроэнергии (мощности), надежности;

- оценка режимных последствий ввода в работу новых объектов и подключение их к электрическим сетям;

- разработка и корректировка нормальной и ремонтной схем электрических сетей;

- разработка типовых ремонтных схем;

- определение эквитоковых зон при коротких замыканиях в электрических сетях с целью отыскания и локализации поврежденных участков и др.

На ДП РЭС должны быть организованы не менее двух автоматизированных рабочих мест: АРМ диспетчера РЭС, АРМ начальника РДС (старшего диспетчера РДГ), АРМ специалиста по расчету режимов, АРМ телемеханика [1].

Одной из задач АСДУ является контроль параметров по предельным значениям. Определим предельные значения контролируемых параметров для линий и трансформаторов заданного района электрической сети.

Контроль перегрузки линий

Контроль тока (мощности) выполняется для подачи предупредительного сигнала в случае, когда ток (мощность) превышает максимально допустимый ток в течение времени уставки. В данной функции предусматривается контроль пропускной способности линий по условию нагрева проводников.

Согласно Инструкции по ликвидации аварийных режимов в ОЭС Беларуси максимально допустимая аварийная токовая нагрузка на провода воздушной линии не должна превышать 120% нагрузки, длительно допустимой при фактически имеющейся в данное время суток температуре окружающего воздуха. Она определяется путем умножения величины нагрузки, длительно допустимой при температуре окружающего воздуха, равной +25 0С, на соответствующий коэффициент согласно таблице 3.1 [5].

Таблица 3.1 – Коэффициенты перегрузки линий
Температура окружающей среды, 0 С	-5 и ниже	0	+5	+10	+15	+20
Коэффициент перегрузки	1.55	1.49	1.44	1.38	1.33	1.26
Температура окружающей среды, 0 С	+25	+30	+35	+40	+45	+50
Коэффициент перегрузки	1.20	1.13	1.06	0.97	0.89	0.8

Аварийная перегрузка проводов ВЛ допускается (во избежание отключения потребителей, ограничения выдачи мощности станций) на период ввода резерва, восстановления поврежденных линий и оборудования станций и подстанций, но не более чем на одни сутки.

Рассчитаем аварийную перегрузку для линий заданного района электрической сети. Результаты расчета представим в таблице 3.2.

Таблица 3.2 – Результаты расчета аварийной перегрузки линий
Наименование ВЛ	Марка провода	Допустимая нагрузка ВЛ (А)
		Нормальный режим	Аварийный режим при t окружающего воздуха (0 С)
			-5 и ниже	10	15	25
Могилев – Восток	АС-300	690	1069,5	952,2	917,7	828
Северная – Аэропорт	АС-185	510	790,5	703,8	678,3	612
Западная – Аварийная	АС-240	600	930	828	798	720

Контроль перегрузки трансформаторов

В аварийных режимах (при аварийном отключении одного из работающих трансформаторов и отсутствии резерва, аварийном отключении ВЛ и других аварийных режимах) должна контролироваться перегрузка трансформаторов сверх номинального тока независимо от длительности и величины предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в пределах, указанных в таблице 3.3. Должны также контролироваться систематические перегрузки в зависимости от предшествующих режимов работы (графика нагрузки) [5].

Таблица 3.3 - Характеристика перегрузочной способности трансформаторов
Кратность перегрузки по току	1,3	1,45	1,6	1,75	2,0
Продолжительность, минут	120	80	45	20	10

4 Требования к АСКУЭ
РЭС

Товаром в энергосистеме является электроэнергия гарантированного качества, количество которой определяется запросами потребителей и возможностями энергосистемы обеспечить эти запросы либо за счет энергии, выработанной собственными электростанциями, либо ее покупки в соседних энергосистемах с последующей перепродажей конечному пользователю.

Прохождение электроэнергии по всей производственной цепочке требует достоверного, точного и оперативного ее учета. Такой учет необходим, во-первых, для выявления произведенной, переданной, распределенной и потребленной электроэнергии в целях получения соответствующей платы за товар (коммерческий аспект), во-вторых, для планирования, прогнозирования и оценки эффективности работы структур энергосистемы (системный аспект), в-третьих, для выявления, анализа и снижения производственных потерь (производственный аспект), в-четвертых, для регулирования режимов работы энергосистемы (режимный аспект), в-пятых, для выявления безучетного потребления энергии (аспект безопасности). Учет электроэнергии может производится ручным способом сбора информации с помощью визуального считывания показаний со счетчика и их записи в специальный журнал и автоматически с применением электронных средств сбота, передачи, обработки, регистрации и отображения информации об электропотреблении.

Эффективный энергоучет, способный достигать указанные выше цели, - это правильно организованный автоматизированный учет с оперативной передачей данных из множества точек учета, реализованных на линиях, шинах и фидерах подстанций энергосистемы и потребителей, в соответствующие структуры энергосистемы и их обрабатывающие центры. Такой учет требует создания современных автоматизированных систем учета, контроля и управления выработкой, передачей, распределением, потреблением и сбытом энергии (АСКУЭ). Его создание является необходимой предпосылкой решения и главных балансных проблем энергосистем - получения достоверного, точного и оперативного баланса по межгосударственным перетокам, перетокам между областными энергосистемами внутри концерна, между ЭС в рамках каждой областной энергосистемы, между РЭС в рамках каждых ЭС, по перетокам подстанций в рамках каждого РЭС, каждой крупной подстанции 750, 330, 220, 110 и 35кВ, каждого крупного потребителя. Только балансный подход способен выявить и перекрыть все утечки и потери электроэнергии.

Автоматизированная система контроля и учета энергопотребления (АСКУЭ) - система электронных программно-технических средств для автоматизированного, в реальном масштабе времени дистанционного измерения, сбора, передачи, обработки, отображения и документирования процесса выработки, передачи или потребления электроэнергии по заданному множеству пространственно распределенных точек их измерения, принадлежащих энергообъектам субъекта энергосистемы или потребителей [9].

Порядок учета электроэнергии в электроустановках энергоснабжающих организаций и потребителей электроэнергии определяется Инструкцией по учету электрической энергии Минтопэнерго Республики Беларусь 1-е издание, Минск, 1996 г и Концепцией приборного учета электроэнергии в Республики Беларусь. Инструкция содержит систематизированные материалы, обеспечивающие организацию учета электроэнергии в условиях широкого развития систем дистанционного энергоконтроля и введение в действие дифференцированных тарифов на электроэнергию.

Существуют следующие виды учета электроэнергии:

- коммерческим (расчетным) учетом электроэнергии называется учет выработанной, а также отпущенной потребителям электроэнергии для денежного расчета за нее. Счетчики, устанавливаемые для коммерческого учета, называются расчетными счетчиками;

- техническим (контрольным) учетом электроэнергии называется учет для контроля расхода электроэнергии на электростанциях, подстанциях, предприятиях и в помещениях различного назначения. Счетчики, устанавливаемые для технического учета, называются счетчиками технического учета [4].

Согласно Концепции АСКУЭ [9] создается на следующих принципах:

- первый принцип автоматизированного энергоучета: "измерять все, что необходимо и экономически целесообразно". Этот принцип исходит из положения, что "электроэнергия - дорогой товар", а поэтому измерение ("взвешивание") этого товара должно производиться по всей его технологической цепи производства, передачи, трансформирования, преобразования, распределения, поставки и потребления. При этом с помощью современных интеллектуальных средств учета появляется возможность не только эффективно учитывать мощность и количество электроэнергии, но и измерять параметры ее качества (токи, напряжение, частоту и т.д.) в реальном масштабе времени, используя весь комплекс прямых измерений, в том числе, и для более достоверного расчета потерь.

На смену усредненным нормативно-расчетным методам должны прийти экономически приемлемые методы прямого машинного измерения энергии и мощности с заданной погрешностью, гарантирующие получение субъектами энергосистемы и рынка электроэнергии достоверных данных об электроэнергии как товаре. Экономическая целесообразность измерения электроэнергии в той или иной точке технологической цепи определяется соотношением затрат на организацию этого измерения (при заданных сроках их окупаемости) и стоимостью недоучтенной энергии или ее потерь при отсутствии такого измерения. Каждая точка измерения реализуется комплексом технических средств в составе электросчетчика с интерфейсом для дистанционной передачи данных энергоучета и, если необходимо, измерительных трансформаторов тока и напряжения, к которым подключается электросчетчик. Совокупность точек измерения с указанными техническими средствами образует основной (нижний) уровень АСКУЭ объекта и субъекта учета.

- второй общий принцип автоматизированного энергоучета, позволяющий обеспечить высокую достоверность данных энергоучета: "исходная, метрологически аттестованная база данных энергоучета должна храниться длительное время в точке измерения электроэнергии". В случае потери или искажения исходных данных в процессе передачи их по каналам связи к тому или иному субъекту всегда существует возможность повторного обращения к источнику за недополученной информацией и перепроверки ранее поступивших данных энергоучета. Указанный принцип реализуется за счет использования в точке измерения метрологически аттестованного электронного электросчетчика с хранимой базой измерительных данных и цифровым интерфейсом доступа к ней.

Поэтому в рамках концепции базы данных, хранимой в точке измерения энергии, существующие в тех или иных действующих, строящихся или проектируемых АСКУЭ схемы импульсного, по приращениям сбора данных энергоучета могут рассматриваться только как промежуточные и преходящие (их существование может быть оправдано только временными текущими экономическими трудностями конкретного субъекта учета) и подлежат в перспективе полной замене.

Выше речь шла о коммерческих АСКУЭ, т.е. АСКУЭ, предназначенных для расчетов по электроэнергии. В то же время для технических АСКУЭ, решающих задачи технического учета, целесообразно допустить использование индукционных и электронных счетчиков с импульсными выходами, как значительно более дешевое решение. При этом те средства существующего коммерческого учета, которые подлежат замене более современными, можно использовать в АСКУЭ для нужд технического учета.

- третий общий принцип автоматизированного энергоучета определяет отношение хранимых баз данных учета счетчиков к реальному времени: "территориально распределенные базы данных учета электронных счетчиков должны быть синхронизированы с текущим временем часового пояса" (величина рассинхронизации единого времени в масштабной АСКУЭ не должна превышать плюс-минус 3 сек.). Только в этом случае можно говорить о единстве измерений во времени реальных процессов энергопотребления и получении достоверных, совмещенных во времени значений мощности и тарифных значений энергии по большому количеству территориально рассредоточенных точек измерения субъекта учета. Реализация указанного принципа может быть обеспечена как за счет индивидуальной коррекции, так и централизованной синхронизации встроенных индивидуальных часов каждого счетчика, входящего в состав АСКУЭ, по соответствующему каналу связи с источником точного времени.

- четвертый общий принцип автоматизированного энергоучета определяет взаимосвязь текущих и перспективных тарифных систем с тарифными возможностями конкретных электронных счетчиков: "тарифные характеристики счетчика должны позволять реализовывать как существующие тарифы, так и перспективные тарифы, отличающиеся от действующих количеством тарифных зон в сторону их увеличения". Срок службы электронного счетчика в среднем составляет 30 лет. С высокой вероятностью можно прогнозировать неоднократное изменение действующих тарифных систем за этот срок службы.

В нашей стране единицей тарифной зоны является получас и поэтому основой хранимой базы данных электронных многотарифных счетчиков должны стать графики на основе средней получасовой мощности нагрузки (срезы, или профили нагрузки), из которых можно алгебраически сформировать те или иные тарифные зоны (как внутри счетчика, так и на верхнем уровне АСКУЭ). Глубина хранения получасового графика нагрузки в счетчике по каждому направлению учета (активная и/или реактивная энергия прямого и/или обратного потока) не должна быть меньше 60 суток (за прошлый и текущий месяцы). В ряде применений предпочтительно использование счетчиков с программируемым количеством суточных тарифных зон, вплоть до 48. Если в процессе функционирования АСКУЭ переход к новой тарифной системе требует полной замены всех ранее установленных электронных счетчиков, значит выбор счетчиков для АСКУЭ был сделан неверно.

- пятый общий принцип автоматизированного энергоучета определяет отношение в АСКУЭ к интерфейсам и протоколам доступа к хранимым базам данных электронных электросчетчиков: "физический цифровой интерфейс счетчиков должен относиться к классу международных стандартных (де-факто или де-юре) интерфейсов, а логический интерфейс (протокол) должен быть открыт и иметь полное однозначное и непротиворечивое описание на государственном языке Республики Беларусь".

Существующие электронные электросчетчики различных изготовителей имеют, как правило, различные физические и логические интерфейсы, что создает для пользователей значительные трудности по объединению этих приборов в рамках АСКУЭ (унификация интерфейсов должна стать задачей номер один для изготовителей электронных счетчиков). Выбор конкретного типа физического интерфейса (например, двухточечного типа RS-232 или многоточечного магистрального типа RS-485) зависит от особенностей конкретной АСКУЭ, но в случае сбора данных с группы счетчиков предпочтение следует отдавать многоточечным магистральным интерфейсам, которые требуют меньших затрат оборудования для организации канала связи. При выборе логического интерфейса предпочтение следует отдавать международным протоколам, адаптированным к задачам энергоучета (типа, например, DLMS), а также протоколам типа "ведущий-ведомый", дающим возможность адресоваться к отдельным элементам и уровням хранимой базы данных счетчиков, что позволяет уменьшить загрузку канала связи избыточной или ненужной информацией и минимизировать тем самым время сеанса связи со счетчиком.

- шестой общий принцип автоматизированного энергоучета определяет взаимосвязь АСКУЭ основного уровня с верхним уровнем АСКУЭ субъекта энергосистемы или субъекта рынка электроэнергии: "АСКУЭ субъекта строится на основе корпоративной вычислительной сети (КВС), на сервер или рабочие станции которых передаются по соответствующим каналам связи непосредственно со счетчиков или через устройства сбора и передачи данных (УСПД) промежуточного уровня АСКУЭ метрологически аттестованные измерительные данные электронных электросчетчиков". В простейшем случае вместо КВС на верхнем уровне небольшой АСКУЭ может быть размещен автономный или входящий в локальную сеть субъекта персональный компьютер.

Верхний уровень АСКУЭ субъектов должен быть образован не специализированными многоуровневыми системами учета, а персональными компьютерами или корпоративными компьютерными сетями, которые в настоящее время интенсивно создаются и развиваются в энергосистемах, филиалах и районах электросетей, на крупных обслуживаемых подстанциях, на промышленных предприятиях.

Идеальным техническим решением проблемы передачи данных энергоучета из метрологически аттестованных электронных счетчиков основного уровня АСКУЭ к конечным потребителям этих данных (пользователям корпоративных компьютерных сетей субъектов), минимизирующим цепочку промежуточных ретрансляций, задержек связи и их влияний на достоверность передаваемых данных, стало бы индивидуальное подключение каждого счетчика к глобальной среде сбора и передачи данных (например, к сети мобильной связи GSM через индивидуальные GSM - модемы каждого счетчика). Однако такое решение на сегодняшний день является экономически спорным из-за высокой стоимости индивидуальных средств подключения счетчика к глобальной сети и соответствующих услуг этой сети по передаче данных.

Более предпочтительным по экономическим причинам является использование на промежуточном уровне АСКУЭ, связанном с основным уровнем электронных электросчетчиков, мало- или многоканальных устройств сбора и передачи данных (УСПД). Целесообразно использовать, по меньшей мере, два различных вида таких устройств, различающихся дополнительными функциями: а) собственно УСПД, б) модифицированные (в частности, метрологически аттестуемые) УСПД-М. Первые должны реализовать доступ по цифровым интерфейсам к метрологически аттестованным данным группы электронных счетчиков с транзитной передачей этих данных (без обработки, нарушающей их метрологию, в крайнем случае с накоплением данных учета, например, получасовых графиков нагрузки со счетчиков) в канал связи корпоративной компьютерной сети соответствующего субъекта, а вторые, наряду с функцией сбора и передачи данных, могут осуществлять и их обработку (например, алгебраическое суммирование данных нескольких счетчиков), порождая тем самым новые разновидности данных энергоучета (группы или супергруппы учета).

Первые устройства (они не требуют метрологической аттестации и поверки в качестве средств измерения, что значительно снижает эксплуатационные издержки) предназначены для массового использования во многих АСКУЭ, где будут установлены только электронные счетчики с хранимыми базами данных, доступными по быстродействующим протоколам и каналам связи, а вторые - для АСКУЭ, где еще используются счетчики с импульсными выходами, или для АСКУЭ со специальными коммерческими требованиями. Применение УСПД позволяет существенно сократить количество индивидуальных модемов в АСКУЭ (УСПД выступает в этом случае как мультиплексор), ускорить передачу данных и, кроме того, позволяет обеспечить дополнительную защиту данных учета при передаче в среду связи с КВС, преобразование различных интерфейсов и протоколов сбора данных разнотипных счетчиков (если они установлены в рамках одной и той же АСКУЭ) в единый интерфейс и протокол связи с КВС, а также, в случае УСПД-М, выполнить необходимую предобработку данных учета. В качестве УСПД можно использовать как специализированные системы учета, так и промышленные контроллеры, адаптированные под задачи энергоучета.

Обработка исходных метрологически аттестованных баз данных учета основного уровня АСКУЭ должна осуществляться в АСКУЭ субъектов специализированным программным обеспечением (СПО АСКУЭ) на автоматизированных рабочих местах (АРМ) АСКУЭ (на персональных компьютерах или рабочих станциях КВС). В том случае, если СПО АСКУЭ обрабатывает, отображает, документирует данные коммерческого учета, то оно должно быть метрологически аттестовано.

- седьмой общий принцип автоматизированного энергоучета выражает отношения между базами данных счетчиков и базой данных корпоративной компьютерной сети: "базы данных счетчиков основного уровня АСКУЭ дублируются полностью или частично в базе данных КВС соответствующего субъекта, периодически пополняются и хранятся в ней длительное время (годы)". Такой принцип позволяет повысить живучесть АСКУЭ, достоверность данных учета в длительной перспективе, а также обеспечить всесторонние краткосрочные и долгосрочные анализ и прогноз процессов энергоснабжения.

- восьмой общий принцип автоматизированного энергоучета выражает требования к программному обеспечению технических средств АСКУЭ (УСПД, КВС): "программное обеспечение технических средств АСКУЭ должно соответствовать их метрологическим характеристикам и иметь защиту от несанкционированного доступа с помощью стандартных средств защиты (пароли доступа, ключи, регистрация событий)". В частности, программное обеспечение должно реализовывать идентификацию и проверку подлинности субъектов доступа, идентификацию терминалов и каналов связи по логическим именам и/или их адресам, регистрацию загрузки и инициализации операционной системы, регистрацию запуска программ, предназначенных для обработки защищенных файлов, регистрацию попыток доступа к защищаемым файлам и другим объектам доступа (счетчики, УСПД, каналы связи), регистрацию изменений полномочий субъектов доступа, использование высокозащищенных протоколов обмена.

- девятый общий принцип автоматизированного энергоучета ограничивает область деятельности АСКУЭ, отделяя ее от систем сходного, но все же другого назначения: "АСКУЭ не может и не должно решать задачи автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) и телемеханических систем диспетчерского управления (ТСДУ)". АСКУЭ и другие системы, хотя и являются в целом системами реального времени, но существенно различаются, помимо целей и решаемых задач, дискретностью этого времени и интервалами контроля (в АСКУЭ интервал контроля, как правило, не менее 3 минут). Вместе с тем АСКУЭ могут давать дополнительную информацию по некоторым телеизмерениям, связанным с контролем качества электроэнергии, и интегральным телеизмерениям, связанным с измерением количества энергии, и в указанные системы АСУ ТП и ТСДУ. С этой целью следует применять электронные счетчики с возможностями измерения некоторых параметров качества электроэнергии (пофазных значений токов и напряжений, частоты, коэффициента мощности и т.д.). В любом случае использование указанных дополнительных возможностей АСКУЭ определяется прежде всего пропускной способностью каналов связи.

- десятый общий принцип автоматизированного энергоучета определяет требования к каналам связи между основным и верхним уровнями АСКУЭ: "тип и пропускная способность канала связи должны соответствовать задачам, решаемым на верхнем уровне АСКУЭ субъекта". Рекомендуется для каналов связи АСКУЭ обеспечивать скорость передачи в диапазоне 1200-9600 бит/с или выше. В качестве каналов связи в АСКУЭ могут быть использованы каналы высокочастотной связи по линиям электропередачи, физические линии, выделенные или коммутируемые телефонные каналы, радиоканалы, оптоволоконные каналы, каналы сотовой, спутниковой и других видов связи. Каналы связи АСКУЭ могут как создаваться специально под АСКУЭ, так и быть выделены под требования АСКУЭ из каналов связи, предназначенных для работы и с другими техническими системами субъектов .

АСКУЭ в РЭС должна функционировать для [1]:

- автоматизации расчетного и технического учета поступившей в РЭС, переданной по электрическим сетям и отпущенной электроэнергии потребителям;

- контроля балансов электроэнергии и мощности по РЭС, подстанциям и отходящим линиям;

- контроля и управления режимами электропотребления и управления нагрузкой потребителей на базе достоверной, метрологически обеспеченной информации расчетного и технического учета.

В основу АСКУЭ должны быть положены следующие принципы:

- исходной информацией для системы должны служить данные, получаемые от приборов учета электрической энергии;

- система должна создаваться:

2) как техническая в рамках АСДУ;

3) как коммерческая, использующаяся программно-технические средства АСКУЭ;

- сбор, первичная обработка. хранение н выдача в систему информации об электроэнергии н мошности должна оосуществляться с использованием метрологически аттестованных н защищенных от несанкционированного доступа специализированных информационно-измерительных систем или устройств сбора и передачи данных, внесенных в Госреестр РБ «Технические средства коммерческого электроучета, разрешенные к применению на территории республики»;

- информация об электроэнергии и мощности, образующаяся на обьектах и циркулирующая в АСКУЭ, должна быть привязана к астрономическому времени ее образования.

АСКУЭ РЭС должна выполнять следующие функции и задачи:

- учет и контроль перетоков электроэнергии и мощности на границах РЭС, а также баланса электроэнергии и мощности по РЭС;

- учет и контроль балансов электроэнергии и мощности по ПС, ТП РЭС;

- учет и контроль балансов электроэнергии по распределительным линиям 6-10 кВ;

- статистический учет и отчетность по показателям распределения и потребления электроэнергии, формирование архива данных по электроэнергии и мощности по ПС РЭС. а также формирование данных для суточной диспетчерской ведомости;

- формирование данных по электропотреблению для передачи на участок Энергонадзора.

В случае передачи функций сбыта в РЭС, АСКУЭ РЭС должна также выполнять дополнительные функции:

- статический учет, контроль и анализ соблюдения договоров электропотребления;

- планирование и учет установки, поверки, ремонтов и замены электросчетчиков и информациооно-измерительных систем;

- управление электропотреблением (с помощью средств телеуправления и команд оперативного персонала) и контроль за соблюдением заданных режимов электропотребления и вводимых ограничений для потребителей региона.

Согласно действующей инструкции [4] расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции энергосистемы должны устанавливаться:

к) для каждой отходящей линии электропередачи, принадлежащей потребителям – один счетчик учитывающий отпущенную электроэнергию;

л) для межсистемной линии электропередачи – по два индукционных счетчика со стопорами (или по одному электронному счетчику, измеряющему прямой и обратный потоки энергии), учитывающих полученную и отпущенную электроэнергию с обоих концов линий.

Расчетными являются счетчики, учитывающие отпущенную электроэнергию. Счетчики, учитывающие полученную электроэнергию, являются контрольными.

Если на границе раздела электрической сети установлены электронные счетчики с измерением прямого и обратного потока энергии, то оба счетчика являются расчетными. При этом расчеты за электроэнергию между энергосистемами осуществляются по показаниям элементов счетчиков, учитывающих отпущенную электроэнергию с учетом границы раздела.

Потери электроэнергии в межсистемной линии должны относиться к той энергосистеме, которой принадлежит данная линия. Если граница раздела находится на трассе линии и отдельные ее участки соответственно принадлежат двум и более энергосистемам, то потери электроэнергии в линии распределяются между энергосистемами пропорционально протяженности этих участков;

м) для трансформаторов СН;

н) для линий хозяйственных нужд или посторонних потребителей, присоединенных к шинам СН;

о) для каждого обходного выключателя или шиносоединительного (секционного) выключателя, используемого в качестве обходного для присоединений, имеющих расчетный учет – два счетчика со стопорами при наличии заменяемой межсистемной линии, один счетчик при наличии линий потребителя.

п) для линий напряжением до 10 кВ включительно во всех случаях должны быть выполнены цепи учета, а также предусмотрены места для установки счетчиков.

Расчетные счетчики допускается устанавливать не на питающем, а на приемном конце линии, у потребителя в случаях, когда трансформаторы тока на подстанциях, выбранные по условиям тока КЗ или по характеристикам дифференциальной защиты шин, не обеспечивают требуемой точности учета электроэнергии.

Согласно инструкции [4] счетчики реактивной мощности должны устанавливаться:

- для тех же элементов схемы, на которых установлены счетчики активной электроэнергии для потребителей, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной к использованию реактивной мощности.

- для присоединений источников реактивной мощности энергосистем – синхронных компенсаторов, генераторов, работающих в режиме синхронного компенсатора, и батарей статических конденсаторов мощностью более 2 Мвар.

Для организации технического учета электроэнергии на подстанциях энергосистем напряжением 35 кВ и выше счетчики активной электроэнергии следует устанавливать для сторон среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов; для каждой отходящей линии электропередачи напряжением 6 кВ и выше, находящейся на балансе энергосистемы.

Счетчики реактивной электроэнергии для технического учета следует устанавливать для сторон среднего и низшего напряжения силовых трансформаторов подстанций энергосистем 35 кВ и выше.

Для трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения (НН), а также для трансформаторов, присоединенных к сборным шинам 6-10 кВ через сдвоенный реактор, счетчики устанавливаются в каждой цепи НН.

5 Требования к техническим средствам и программному обеспечению АСДУ и АСКУЭ РЭС

Комплекс технических средств (КТС) АСДУ РЭС содержит [1]:

- средства вычислительной техники,

- устройства сопряжения с объектами распределительных сетей,

- средства коллективного отображения информации;

- средства телемеханики;

- средства связи каналы и передачи данных;

- печатающую, множительную технику и т.д.

Технические средства телемеханики должны базироваться на аппаратуре прошедшей техническое освидетельствование в Республике Беларусь. В качестве источников информации о действующих значениях аналоговых сигналов переменного тока должны использоваться промышленные преобразователи серии Е с унифицированным выходом 4-20; 0-5 мА и временем реакции не более 0,5 с.

Программируемые контроллеры управляющие (регулирующие) должны обеспечивать следующие функции:

- прием и первичную обработку информации от датчиков и преобразователей;

- выполнение управляющих программ и выдачу команд на исполнительные механизмы (привод РПН, ДГК и др.);

- прием, дешифрацию и выполнение команд дистанционного управления (блокировки), формируемых на верхнем уровне;

- информационное взаимодействие с составными частями системы.

Для обеспечения гибкости и возможности выбора оптимальной конфигурации системы для решения задач ввода-вывода информации, контроллеры должны принимать следующую информацию:

- аналоговую (0-5 мА, 4-20 мА, 0-10 В, - 10/+10 В, 100В, 0-1, 0-5 А);

- дискретную (типа “сухой контакт” с характеристиками: “замкнуто” - менее 50 Ом, разомкнуто - более 10 кОм);

- дискретную (типа “потенциальный” с характеристиками : 0-24 В (постоянный ток), 0-220 В (постоянный или переменный ток).

Первичными преобразователями информации режимных параметров переменного тока, напряжения, частоты и мощности должны являться существующие на подстанции измерительные трансформаторы тока и напряжения с выходными аналоговыми сигналами 0-1(5) А и 0-100В переменного тока.

КТС системы должен быть согласован с величинами выходных сигналов трансформаторов переменного тока и напряжения. При необходимости должны быть установлены вторичные преобразователи.

Должен быть предусмотрен ввод дискретных сигналов типа:

- размыкающего или замыкающего контактов ("сухой контакт"). Напряжение на разомкнутых контактах от 24 до 220 В ;

- изменения потенциала 0-220В постоянного или переменного напряжения (потенциальный ввод);

Датчиками дискретных сигналов должны являться:

- блок - контакты выключателей, фиксирующие включенное и отключенное состояние выключателей;

- блок - контакты, фиксирующие включенное и отключенное состояние разъединителей, заземляющих ножей (при необходимости);

- в случае применил электро-механических устройств РЗА контакты выходных реле, фиксирующие срабатывание устройств РЗА, реле-повторителей измерительных органов или ступеней защит;

К техническим средствам АСКУЭ. относятся:

- электронные, микропроцессорные трехфазные счетчики активной и реактивной электроэнергии;

- устройства сбора и передачи данных, обеспечивающие сбор, обработку, накопление, хранение и передачу на верхний уровень управления информацию о расходе электроэнергии и мощности в контролируемых точках в соответствии с действующими Правилами;

- каналы связи, модемы, устройства коммутации сигналов и т.д.;

- вычислительная техника.

При создании АСКУЭ РЭС необходимо:

- оснастить контролируемые подстанции РЭС техническими средствами АСКУЭ;

- обеспечить информационное взаимодействии с ИАСУ РЭС с возможностью обмена информации с БД энергосбыта.

Типы применяемых электросчетчиков должны быть внесены в Госреестр средств измерений Республики Беларусь и иметь действующие свидетельства о поверке [4].

По действующим нормативным документам допустимые классы точности расчетных счетчиков активной электроэнергии должны соответствовать величинам приведенным в таблице. На ВЛ с большими нагрузками (десятки-сотни МВт) счетчики электрической энергии должны иметь класс точности 0,2. Аналогичным образом в таблице представлены классы точности для счетчиков технического учета активной электроэнергии. Допустимый класс точности счетчиков реактивной электроэнергии для коммерческого и технического учета должен выбираться на одну ступень ниже соответствующего класса счетчиков активной электроэнергии [4].

Таблица 5.1 - Допустимые классы точности расчетных счетчиков активной электроэнергии
Объект учета	Класс точности (не ниже)
Межсистемные линии электропередачи напряжением 220 кВ и выше	0,5
Межсистемные линии электропередачи напряжением 100-150 кВ	1,0
Прочие объекты учета	2,0

Таблица 5.2 - Допустимые классы точности счетчиков технического учета активной электроэнергии
Объект учета	Класс точности (не ниже)
Линии электропередачи с двухсторонним питанием 220 кВ и выше, трансформаторы мощностью 63 МВА и более	1,0
Прочие объекты учета	2,5

Электронный счетчик должен иметь цифровой интерфейс типа RS232, RS485 или ИРПС "токовая петля" для обмена информацией с другими устройствами.

УСПД в комплексе с программным обеспечением должно быть готово (или иметь методику) к метрологической аттестации для применения в коммерческих расчетах.

УСПД должно обеспечивать в автоматическом режиме:

- сбор информации от электросчётчиков на базе специализированных микропроцессоров по цифровому интерфейсу (типа RS-485, RS-232, ИРПС и т.п.);

- сбор информации от электросчётчиков, оснащенных импульсными телеметрическими выходами;

- передачу данных по запросу на верхний уровень (в центральное УСПД при его наличии) или непосредственно в центр сбора и обработки данных энергосистемы;

- привязку информации от электросчётчиков с импульсным выходом к системному времени УСПД.

УСПД должно обеспечивать:

- объединение в сеть с другими УСПД по интерфейсу типа RS-232 и RS-485;

- каскадное включение нескольких УСПД по интерфейсу типа ИРПС передачу данных по коммуникационным каналам в центры сбора и обработки информации;

УСПД должно обеспечивать выработку текущего времени с погрешностью не более 1-й секунды в сутки, как при наличии внешнего питания, так и при полном обесточивании устройства (не менее одного месяца).

Программное обеспечение (ПО) АСДУ РЭС должно удовлетворять следующим требованиям:

- ПО ИАСУ РЭС должно обеспечивать выполнение всех функций учета, контроля, анализа, управления, регулирования и соответствовать требованиям законов: действующему законодательству Республики Беларусь, нормативным актам министерств и ведомств, распространяющихся на структурные подразделения концерна «Белэнерго», нормативным документам концерна «Белэнерго»;

- при отказе канала связи между верхним и нижним уровнем, соответствующие подсистемы должны автоматически переходить в автономные режимы работы.

- ПО должно обеспечивать ввод/вывод данных, обработку, архивирование, формирование журналов и ведомостей, документирование и представление справочной информации, представлять удобный человеко-машинный интерфейс.

В состав ПО АСДУ РЭС должны входить следующие компоненты [1]:

- системное ПО:

- операционная система (ОС) сервера ввода/вывода, канальных адаптеров, ОРС-сервер, сервера БД, сервера приложений;

- ОС АРМ (Windows NT, Windows 98-2000, UNIX подобные);

- сетевое программное обеспечение;

- программные средства удаленного доступа.

- прикладное ПО, инструментальные средства для разработки и сопровождения системы;

- ПО созданное, с использованием технологического ПО SCADA(Supervisory Control And Data Acquisition - система диспетчерского управления и сбора данных, представляющую систему управления и мониторинга, содержащую программно-аппаратные средства, взаимодействующие между собой через компьютерные сети);

- программный комплекс для сбора оперативных данных и регистрации аварийных ситуаций;

- программное обеспечение АРМ диспетчера, техника и др. (расчетные задачи и др.);

- прикладное ПО сервера ввода вывода), микропроцессорных контроллеров, защит и др.

ОС должна удовлетворять следующим основным требованиям: масштабируемость, надежность, устойчивость к сбоям, многозадачность, защита данных, наличие встроенных средств сетевой поддержки, совместимость.

ОС, которые могут использоваться в системе, приведены в таблице 5.3.

Таблица5.3 - Перечень операционных систем
№	Наименование оборудования	Наименование ОС
1	Сервер	Windows NT Server 4.0, Unix
2	АРМ диспетчера	Windows NT, Linux
5	Сервер вводавывода (АРМ телемеханика)	Windows NT, Linux

Информационное обеспечение должно основываться на:

- утвержденной законодательной и нормативной базе, регламентирующей функционирование системы, с учетом внедрения новых технологий;

- максимальном использовании электронных документов.

Реализация функций информационного обеспечения должна обеспечиваться за счет использования информации, хранящейся в базе данных.

Информационное обеспечение должно базироваться на современных средствах создания, хранения, передачи и обработки информации. В качестве описания предметной области должны применяться CASE-пакеты типа BpWin или Together Center [1].

Информационное обеспечение должно обеспечить:

- рациональное размещение хранимой информации в системе;

- унификацию процесса сбора информации;

- резервирование;

- оптимизацию объема и сокращение дублирования информации в системе;

- регламентацию моментов сбора и передачи информации в системе;

- сбор, хранение и рассылку информации участникам системы;

- сокращение доли ручного ввода информации;

- унификацию представления данных;

- идентификацию входных и выходных документов;

- повышение достоверности и защиту конфиденциальной входной, выходной и хранимой информации;

- организацию, описание и ведение базы данных;

- возможность поиска информации по запросам участников системы;

- выдачу справок и отчетов;

- ввод изменений и актуализацию информационной базы.

6 Разработка системы оперативного сбора информации для создания АСДУ и АСКУЭ РЭС

6.1. Определение состава телеинформации с подстанций для реализации оперативно-информационно-управляющего и вычислительного комплексов АСДУ

В оперативно-диспетчерском управлении энергетикой широко применяется телемеханика. Она предназначена для сбора и передачи информации о параметрах режима и положении коммутационной аппаратуры с контролируемых пунктов (КП) на пункты управления (ПУ), а также для управляющих воздействий с ПУ на КП [10].

Различают следующие виды телемеханических сообщений:

- телесигналы (ТС) –двухпозиционные сообщения типа «включено - отключено», которые отражают положение коммутационной аппаратуры, срабатывания защит и автоматики;

- текущие телеизмерения (ТИИ) –отражают параметры режима (мощность, напряжение, ток и т.д.);

- телеизмерения по вызову (ВТИ);

- интегральные телеизмерения (ТИИ) – показания счетчиков электрической и тепловой энергии и другие интегральные величины;

- телеуправление (ТУ), телерегулирование (ТР), телеблокировка (ТБ) –управляющая информация для передачи команд на включение (отключение) коммутационной аппаратуры, пуск и останов агрегатов, изменение и переключение уставок защит и автоматики, блокировку действий устройств автоматики и т. д.

Количество и тип сигналов, принимаемых системой зависит от [1]:

- требуемого объема информации (телемеханизации) для решения технологической задач системы;

- количества присоединений на ПС;

- класса напряжения присоединения;

- типа основного и вспомогательного оборудования (элементарная база устройств РЗА, тип привода и т. д.).

Основные требования к средствам телемеханики: обеспечение достоверности передаваемых сообщений, приемлемое время передачи сообщений, надежность функционирования.

Примерный объем сигналов, получаемых с ПС 110 кВ согласно Руководящему документу [1]:

Ориентировочный объем телеуправления:

- выключателями 6-10-35-110 кВ, в том числе и СН ПС;

- отделителями, короткозамыкателями, разъединителями (с электроприводом) 110 кВ;

- устройств АПВ, АВР (ввод – вывод), в том числе и СН;

- устройствами АРН (ввод – вывод), РПН;

- Ориентировочный объем псевдокоманд ручного ввода:

- разъединители, заземляющие ножи, выключатели 6-10-35-110 кВ (без привода или нетелемеханизированные);

- переносные заземления.

Объем ТС:

- выключателями 6-10-35-110 кВ, в том числе и СН ПС (с пофазным приводом – отдельно для каждой фазы);

- отделителями, короткозамыкателями, разъединителями 110 кВ;

- состояние АПВ, АВР, АРН (введено – выведено), в том числе и СН;

Объем АПТС:

- «Авария»;

- «Неисправность»;

- «Местное управление»;

- «Перегрузка»;

- «Перегрев»;

- «Уровень масла»;

- «Газовая защита – сигнальный элемент, отключающий элемент»;

- «Газовая защита РПН»;

- «Охлаждение»;

- «Дифзащита»;

- «Неисправность АРН, РПН»;

- «Положение РПН»;

- «Земля на шинах 6-10 кВ»;

- «Земля на КП, Земля в цепях выпрямленного тока»;

- «МТЗ 6-110 кВ»;

- «БПЗ 110, 220»;

- «Аварийное отключение»;

- «АПВ» - раздельно для каждой линии;

- «Контроль цепей управления» - раздельно для каждого выключателя;

- «Привод не готов» - раздельно для каждого выключателя;

- «Земля ШОП»;

- «Контроль ШУ, ШС, ШП, ШОП»;

- «Работа АЧР»;

- «Неисправность цепей напряжения ТН» - для каждого ТН;

- «Работа АВР»;

- «Двери ОПУ, КРУН, СВ, ТН и др.»;

- «Работа ФИП» - для каждого ФИП;

- «Работа УРОВ»;

- «Неисправность ‘БП’ и нуль-индикаторов ЭПЗ 1636»;

Объем ТИТ:

- напряжение на шинах 6-110 кВ (раздельно по секциям и системам шин);

- активная и реактивная мощность, ток нагрузки линий и трансформаторов, ОВ, СВ, ВВ, БСК (на каждой фазе), ДГК;

- напряжение на СН и ЩПТ, ШП;

- показания ФИП;

- температура в КРУН и шкафах управления.

Объем ТИИ:

- учет активной и реактивной энергии, переданной через трансформаторы на стороне ВН, СН и НН, ВЛ, КЛ 6-110 кВ, на границах балансовой принадлежности (при возможности обратного перетока – отдельный учет прямого и обратного направления);

- учет активной энергии СН ПС;

- учет количества срабатываний МВ и РПН (при необходимости).

Для подстанции Забавы, схема которой приведена на рисунке 6.1.2, объем телеинформации представлен в таблице 6.1.1. Подробный перечень телеинформации приведен в пункте 6.3 дипломного проекта.

Рисунок 6.1.2 - Схема 110/6 кВ ПС Забавы

Таблица 6.1.1 – Сводная таблица данных по ТС, ТИТ, ТИИ, ТУ ПС Забавы
Вид телеинформации	АПТС	ТС	ТУ	ТИТ	ТИИ
Количество сигналов, шт.	73	16	12	38	12

Аналогично определяем объем телеинформации для остальных подстанций. Результаты сведем в таблицы на Листах 5 и 6.

6.2. Определение
состава технических средств контролируемых пунктов

Контроллеры уровня КП собирают информацию непосредственно с датчиков телесигналов, телеизмерений и т. д. Собранная информация предварительно обрабатывается и передается в контроллеры верхнего уровня комплекса.

В настоящее время в РБ в качестве контроллеров нижнего уровня в основном используются контроллеры МИКОНТ –М. Он предназначен для использования в качестве удаленного устройства связи с объектом, подключаемым к контроллерам пункта управления – ПУ. Основные функции контроллера МИКОНТ – М [18]:

- сбор информации с датчиков дискретных, аналоговых и интегральных сигналов;

- выдача дискретных и аналоговых команд управления на внешние устройства;

- передача по запросу предварительно отработанной информации через канал связи в контроллеры верхнего уровня;

- непрерывный контроль состояния аппаратуры;

- фильтрация помех, принимаемых с дискретных и аналоговых датчиков;

- буферизация дискретных и аналоговых сигналов с последующей передачей по каналу связи;

- фиксация времени возникновения сигналов в контроллере с точностью до 0.1 сек;

- передача данных с аппаратуры (преобразователей, счетчиков), имеющей интерфейс RS –232С;

- включение и выключение опроса каналов непосредственно в контроллере;

- работа в режиме выдачи спорадической информации и, как следствие, увеличение скорости реакции системы в целом;

- работа по каналам связи с большим уровнем помех и искажений;

- использование резервного канала связи.

Контроллер МИКОНТ-М состоит из каркаса компоновочного, в котором устанавливаются модули, условно разделенные на блоки и субблоки. Блоки – это процессорные модули (ПР-3), модули связи (БВС-1, БВС-3 или БВС-2, БВС-3) и модули питания. Блоки занимают первые 4 посадочные места в каркасе МИКОНТа, с 1-е по 4-е. Субблоки – это модули ввода-вывода. Субблоки занимают 8 оставшихся мест, с 5-е по 12-е в 8-и местном конструктиве, либо 4 места с 5-е по 9-е в 4-х местном конструктиве [18].

Чертеж общего вида 8-ми местного контроллера МИКОНТ-М приведен на рисунке 6.2.1.

Рисунок 6.2.1 - Общий вид контроллера МИКОНТ-М

Субблоки ввода/вывода заказываются отдельно. Их типы и количество зависят от информационной емкости объекта контроля. Субблоки могут устанавливаться в контроллер в произвольном порядке.

Контроллер МИКОНТ-М является продолжением серии контроллеров МИКОНТ-1, МИКОНТ-2. В отличии от предыдущих разработок является полностью универсальным. Все последующие разработки блоков и субблоков будут ориентированы на приборный интерфейс контроллера МИКОНТ-М, что даст возможность в дальнейшем модернизировать контроллеры путем замены одних блоков и субблоков на другие, более новых разработок.

Блок питания занимает первое посадочное место. Второе посадочное места занимает блок процессора ПР-3.

Для работы по каналам с ШИМ модуляцией контроллер МИКОНТ-М комплектуется блоками внешней связи БВС-1 и БВС-3 (3-е и 4-е посадочные места), а для работы по каналам с ЧМ модуляцией – БВС-2 и БВС-3 3 (3-е и 4-е посадочные места).

Серийно освоены и предлагаются к поставке следующие субблоки ввода-вывода согласно таблице 6.2.1:

Таблица 9.1.1 – Перечень субблоков ввода-вывода контроллера МИКОНТ-М
Тип субблока	Функциональное назначение	Информационная емкость
ВДС	ввод дискретных телесигналов	16 ТС
ВДС-64А	ввод дискретных телесигналов	64 ТС (8 групп по 8 ТС)
ВТИИ	ввод телеизмерений интегральных	8 ТИИ
ВТИ-16	ввод телеизмерений	16 ТИТ
ВТИ-32М	ввод телеизмерений	32 ТИТ
ВТУ	вывод телеуправления	8 ТУ 2-х позиционные
ВТУ-32М	вывод телеуправления	32 ТУ 2-х позиционные
ДСЩ-Т	вывод дискретных сигналов на щит	16 ТС – транзисторный выход
ДСЩ	вывод дискретных сигналов на щит	16 ТС – релейный выход
ВТР	вывод телерегулирования	4 ТР
МИМ	универсальный малоинформативный модуль	4 ТС, 4 ТИТ, 2 2-х позиционных ТУ с гальванической развязкой

Все блоки и субблоки выполнены на печатной плате, размещаемой в кожухе, и снабжены лицевой панелью с присоединительными разъемами. С обратной стороны субблоков установлен интерфейсный разъем для связи с процессорным блоком и с источником питания. Все субблоки закрепляются с помощью винтов в каркасе. Контроллер со стороны лицевых панелей субблоков закрывается общей крышкой, крепящейся на винтах к корпусу.

Подключение сигналов к субблокам ввода-вывода осуществляется с помощью жгутов - кабель длиной 1,8 м с одной стороны имеющий разъем для подключения к субблоку ввода-вывода, а с другой стороны клеммные колодки для подключения датчиков. Колодки – это клеммные 20-ти контактные блоки, которые закрепляются в блоке клеммных соединений (БКС). Клеммы рассчитаны на подключение до 2-х проводов сечением 2,5 мм2.

БКС представляет собой металлический корпус с приспособлением для крепления клеммных колодок жгутов и ввода контрольных кабелей от датчиков.

Для управления силовыми цепями сигнал из блока ВТУ поступает на блоки релейных повторителей БРП. Блоки БРП имеют несколько модификаций от 8-ми до 32-х двухпозиционных команд. Основой блока служат реле РП-21 или РЭН-33 и клеммные колодки для подключения внешних цепей [18].

Рисунок 6.2.2 – Структурная схема контроллера МИКОНТ-М

Определим состав и количество функциональных модулей контроллера МИКОНТ – М на подстанций. Для сбора, обработки, хранения, отображения данных об электропотреблении используем блоки БУЭ-02. Функциональные схемы системы первичного сбора информации для подстанций представлены на рисунках 6.2.3 – 6.2.6.

Рисунок 6.2.3 – Функциональная схема сбора телеинформации ПС Забавы

Рисунок 6.2.4 – Функциональная схема сбора телеинформации ПС Восток

Рисунок 6.2.5 – Функциональная схема сбора телеинформации ПС Аварийная

Рисунок 6.2.6 – Функциональная схема сбора телеинформации ПС Хоново

6.3. Составление телемеханических таблиц

Для подстанции Забавы 110/6кВ составим телемеханические таблицы в соотсетствии с таблицами 6.3.1-6.3., где укажем наименование сигнала телемеханики и адрес трансляции и отображения.

Таблица 6.3.1 - Таблица распределения телесигнализации с ПС 110/6кВ Забавы
№ ТС	№ клеммы	Диспетчерское наименование объекта телемеханизации МИКОНТ-М ВДС №1	Наименование сигнала		ТС	АПТС	Адрес трансляции и отображения
							ОДГ РЭС			ОДС ФЭС
			0	1			Щит	Кадр	Журнал
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	К1:А8	Авария	Нет	Есть	–	+	+	+	+	+
2	К1:А7	Предупреждение	Нет	Есть	–	+	+	+	+	+
3	К1:А6	Дверь входная КП	Отр.	Закр.	+	–	–	+	+	+
4	К1:А5	Напряжение ТС	Нет	Есть	–	+	–	+	+	+
5	К1:А4	Перегрев МИКОНТА	Нет	Есть	–	+	–	+	+	+
6	К1:А3	Контроль ШУ	Не исп.	Норма	–	+	–	+	+	+
7	К1:А2	Контроль ШС	Не исп.	Норма	–	+	–	+	+	+
8	К1:А1	Земля ШУ, ШС	Нет	есть	–	+	–	+	+	+
9	К2:А8	Напряжение СН Т-1	Нет	есть	–	+	–	+	+	+
10	К2:А7	Напряжение СН Т-2	Нет	есть	–	+	–	+	+	+
11	К2:А6	Земля СН	нет	есть	–	+	–	+	+	+
12	К2:А5	Напряжение 6 кВ 1 СШ	нет	есть	–	+	–	+	+	+
13	К2:А4	Земля 6 кВ 1 СШ	нет	есть	–	+	–	+	+	+
14	К2:А3	Напряжение 6 кВ 2 СШ	нет	есть	–	+	–	+	+	+
15	К2:А2	Земля 6 кВ 2 СШ	нет	есть	–	+	–	+	+	+
16	К2:А1	Резерв ВДС
17	К3:А8	Контроль ШУ Т1	Не исп.	Норма	–	+	–	+	+	+
18	К3:А7	БПЗ Т1	Не исп.	Норма	–	+	–	+	+	+
19	К3:А6	Работа ГЗ "откл." Т1	нет	есть	–	+	–	+	+	+
20	К3:А5	Работа ГЗ "сигн." Т1	нет	есть	–	+	–	+	+	+
21	К3:А4	ГЗ РПН Т1	нет	есть	–	+	–	+	+	+
22	К3:А3	Работа диф. Защиты Т1	нет	есть	–	+	–	+	+	+
23	К3:А2	Работа МТЗ 110 кВ Т1	нет	есть	–	+	–	+	+	+
24	К3:А1	Работа МТЗ 6 кВ Т1	нет	есть	–	+	–	+	+	+
25	К4:А8	Перегрузка Т1	нет	есть	–	+	–	+	+	+
26	К4:А7	Перегрев Т1	нет	есть	–	+	–	+	+	+
27	К4:А6	Работа УРОКЗ 110 кВ Т1	нет	есть	–	+	–	+	+	+
28	К4:А5	ВМ 6 кВ Т1	Откл.	Вкл.	+	–	+	+	+	+
29	К4:А4	ВМ 6 кВ Т1 КЦУ	Не гот	Готов	–	+	–	+	+	+
30	К4:А3	ВМ 6 кВ Т1 АО	Есть	Нет	–	+	–	+	+	+
31	К4:А2	Работа АПВ ВМ 6 кВ Т1	Есть	Нет	–	+	–	+	+	+
32	К4:А1	1 ОД, 1КЗ КЦУ	Не гот	Готов	–	+	–	+	+	+
33	К5:А8	1ОД	Откл.	Вкл.	+	–	+	+	+	+
Окончание таблицы 6.3.1
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
34	К5:А7	1КЗ	Откл.	Вкл.	+	–	+	+	+	+
35	К5:А6	ЗОН 110 кВ Т1	Откл.	Вкл.	+	–	+	+	+	+
36	К5:А5	АРН Т1	Не исп	Норма	–	+	–	+	+	+
37	К5:А4	Работа АЧР	Нет	Есть	–	+	–	+	+	+
38	К5:А3	Контроль ШУ Т2	Не исп	Норма	–	+	–	+	+	+
39	К5:А2	БПЗ Т2	Не исп	Норма	–	+	–	+	+	+
40	К5:А1	Работа ГЗ «откл.» Т2	Нет	есть	–	+	–	+	+	+
41	К6:А8	Работа ГЗ «сигн.» Т2	Нет	есть	–	+	–	+	+	+
42	К6:А7	ГЗ РПН Т2	Нет	есть	–	+	–	+	nter;">+	+
43	К6:А6	Работа диф. защита Т2	Нет	есть	–	+	–	+	+	+
44	К6:А5	Работа МТЗ 110 кВ Т2	Нет	есть	–	+	–	+	+	+
45	К6:А4	Работа МТЗ 6 кВ Т2	Нет	есть	–	+	–	+	+	+
46	К6:А3	Перегрузка Т2	Нет	есть	–	+	–	+	+	+
47	К6:А2	Перегрев Т2	Нет	есть	–	+	–	+	+	+
48	К6:А1	Работа УРОКЗ 110 кВ Т2	Нет	есть	–	+	–	+	+	+
49	К7:А8	ВМ 6 кВ Т2	Откл.	Вкл.	+	–	+	+	+	+
50	К7:А7	ВМ 6 кВ Т2 КЦУ	Не гот	готов	–	+	–	+	+	+
51	К7:А6	ВМ 6 кВ Т2 АО	есть	Нет	–	+	–	+	+	+
52	К7:А5	Работа АПВ ВМ 6 кВ Т2	Есть	нет	–	+	–	+	+	+
53	К7:А4	2ОД, 2КЗ КЦУ	Не гот	готов	–	+	–	+	+	+
54	К7:А3	2ОД	Откл.	Вкл.	+	–	+	+	+	+
55	К7:А2	2КЗ	Откл.	Вкл.	+	–	+	+	+	+
56	К7:А1	ЗОН 110 кВ Т2	Откл.	Вкл.	+	–	+	+	+	+
57	К8:А8	АРН Т2	Не исп	Норма	–	+	–	+	+	+
58	К8:А7	Работа АЧР	Нет	Есть	–	+	–	+	+	+
59	К8:А6	Цепи УПР БРП	Исход	работ	–	+	–	+	+	+
60	К8:А5	Контроль ТУ	Нет	Есть	–	+	–	+	+	+
61	К8:А4	Напряжение ТУ	нет	Есть	–	+	–	+	+	+
62	К8:А3	ВМ 6 кВ №1	Откл.	Вкл.	+	–	+	+	+	+
63	К8:А2	ВМ 6 кВ №1 КЦУ	Не гот	Готов	–	+	–	+	+	+
64	К8:А1	ВМ 6 кВ №1 АО	Есть	Нет	–	+	–	+	+	+

Таблица 6.3.2 - Таблица распределения телесигнализации с ПС 110/6кВ Забавы
№ ТС	№ клеммы	Диспетчерское наименование объекта Телемеханизации МИКОНТ-М ВДС №2	Наименование сигнала		ТС	АПТС	Адрес трансляции и отображения
							ОДГ РЭС			ОДС ФЭС
			0	1			Щит	Кадр	Журнал
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	К1:А8	ВМ 6 кВ №1 АПВ	Нет	Есть	-	+	-	-	+	+
2	К1:А7	ВМ 6 кВ №3	Откл.	Вкл.	+	-	+	+	+	+
3	К1:А6	ВМ 6 кВ №3 КЦУ	Не гот	Готов	-	+	-	+	+	+
4	К1:А5	ВМ 6 кВ №3 АО	есть	нет	-	+	-	+	+	+
5	К1:А4	ВМ 6 кВ №3 АПВ	Нет	Есть	-	+	-	+	+	+
6	К1:А3	ВМ 6 кВ №5	Откл.	Вкл.	+	-	+	+	+	+
7	К1:А2	ВМ 6 кВ №5 КЦУ	Не гот	Готов	-	+	-	+	+	+
8	К1:А1	ВМ 6 кВ №5 АО	есть	нет	-	+	-	+	+	+
9	К2:А8	ВМ 6 кВ №5 АПВ	Нет	Есть	-	+	-	-	+	+
10	К2:А7	ВМ 6 кВ №7	Откл.	Вкл.	+	-	+	+	+	+
11	К2:А6	ВМ 6 кВ №7 КЦУ	Не гот	Готов	-	+	-	+	+	+
12	К2:А5	ВМ 6 кВ №7 АО	есть	нет	-	+	-	+	+	+
13	К2:А4	ВМ 6 кВ №7 АПВ	Нет	Есть	-	+	-	+	+	+
14	К2:А3	ВМ 6 кВ №2	Откл.	Вкл.	+	-	+	+	+	+
15	К2:А2	ВМ 6 кВ №2 КЦУ	Не гот	Готов	-	+	-	+	+	+
16	К2:А1	ВМ 6 кВ №2 АО	есть	нет	-	+	-	+	+	+
17	К3:А8	ВМ 6 кВ №2 АПВ	Нет	Есть	-	+	-	-	+	+
18	К3:А7	ВМ 6 кВ №4	Откл.	Вкл.	+	-	+	+	+	+
19	К3:А6	ВМ 6 кВ №4 КЦУ	Не гот	Готов	-	+	-	+	+	+
20	К3:А5	ВМ 6 кВ №4 АО	есть	нет	-	+	-	+	+	+
21	К3:А4	ВМ 6 кВ №4 АПВ	Нет	Есть	-	+	-	-	+	+
22	К3:А3	СВМ 6 кВ	Откл.	Вкл.	+	-	+	+	+	+
23	К3:А2	СВМ 6 кВ КЦУ	Не гот	Готов	-	+	-	+	+	+
24	К3:А1	СВМ 6 кВ АО	есть	нет	-	+	-	+	+	+
25	К4:А8	СВМ 6 кВ АВР	нет	есть	-	+	-	-	+	+
26	К4:А7	Резерв ВДС 2.26
27	К4:А6	Резерв ВДС 2.27
28	К4:А5	Резерв ВДС 2.28
29	К4:А4	Резерв ВДС 2.29
30	К4:А3	Резерв ВДС 2.30
31	К4:А2	Резерв ВДС 2.31
32	К4:А1	Резерв ВДС 2.32

Таблица 6.3.3 - Таблица команд телеуправления с ПС 110/6кВ Забавы
№ ТУ	Диспетчерское наименование объектов телеуправления МИКОНТ-М ВТУ	Наименование команд ТУ		№ ТУ	Диспетчерское наименование объектов телеуправления МИКОНТ-М ВТУ	Наименование команд ТУ
		Вкл.	Откл.			Вкл.	Откл.
1	1ОД	Вкл.	Откл.	17	Резерв
2	2ОД	Вкл.	Откл.	18	Резерв
3	ВМ-6 кВ Т1	Вкл.	Откл.	19	Резерв
4	ВМ-6 кВ Т2	Вкл.	Откл.	20	Резерв
5	СВМ-6 кВ	Вкл.	Откл.	21	Резерв
6	ВМ 6 кВ №1	Вкл.	Откл.	22	Резерв
7	ВМ 6 кВ №2	Вкл.	Откл.	23	Резерв
8	ВМ 6 кВ №3	Вкл.	Откл.	24	Резерв
9	ВМ 6 кВ №4	Вкл.	Откл.	25	Резерв
10	ВМ 6 кВ №5	Вкл.	Откл.	26	Резерв
11	ВМ 6 кВ №7	Вкл.	Откл.	27	Резерв
12	ВМ 6 кВ №1	Вкл.	Откл.	28	Резерв
13	Контрольное ТУ	Вкл.	Откл.	29	Резерв
14	Резерв	30	Резерв
15	Резерв	31	Резерв
16	Резерв	32	Резерв

Таблица 6.3.4 - Сводная таблица по текущим телеизмерениям с ПС 110/6кВЗабавы

№ канала ТИ	№ клеммы	Диспетчерское наименование объекта телемеханизации МИКОНТ-М ВТИ №1	Измеряемая величина	Единица измерения	Номинальная величина	Коэффициент трансформации		Тип преобразователя	Входные параметры	Выходные параметры	ОДС ФЭС
						Ктт	Ктн
1	К1:А8	ст 110 кВ Т1	I	А	30	150/5	Е854А	0-5А	0-5 мА	+
2	К1:А7	ст 110 кВ Т2	I	А	30	150/5	Е854А	0-5А	0-5 мА	+
3	К1:А6	ст 6 кВ Т1	I	А	550	1000/5	Е854А	0-5А	0-5 мА	+
4	К1:А5	ст 6 кВ Т1	P	МВт	5,1	1000/5	6/0,1	Е859А	0-5А 80-120В	0-5 мА	+
5	К1:А4	ст 6 кВ Т1	Q	Мвар	3,2	1000/5	6/0,1	Е860А
6	К1:А3	ст 6 кВ Т2	I	А	550	1000/5	Е854А	0-5А	0-5 мА	+
7	К1:А2	ст 6 кВ Т2	P	МВт	5,1	1000/5	6/0,1	Е859А	0-5А 80-120В	0-5 мА	+
8	К1:А1	ст 6 кВ Т2	Q	Мвар	3,2	1000/5	6/0,1	Е860А
9	К2:А8	СВМ 6 кВ	I	А	550	600/5	Е854А	0-5 мА	+
10	К2:А7	1 СШ 6 кВ	U	кВ	6	6/0,1	Е855А	0-5 мА	+
11	К2:А6	1 СШ 6кВ	U	кВ	3,5	6/0,1	Е855А	0-5 мА	+
12	К2:А5	1 СШ 6кВ	U	кВ	3,5	6/0,1	Е855А	0-5 мА	+
13	К2:А4	1 СШ 6кВ	U	кВ	3,5	6/0,1	Е855А	0-5 мА	+
14	К2:А3	Контроль +5 В	U	В	0-10 В	0-10 В	+
15	К2:А2	Uшу	U	В	220	Е855А	0-5 мА	+
16	К2:А1	Резерв

Таблица 6.3.5 - Сводная таблица по текущим телеизмерениям с ПС 110/6кВЗабавы

№ канала ТИ	№ клеммы	Диспетчерское наименование объекта телемеханизации МИКОНТ-М ВТИ №2	Измеряемая величина	Единица измерения	Номинальная величина	Коэффициент трансформации		Тип преобразователя	Входные параметры	Выходные параметры	ОДС ФЭС
						Ктт	Ктн
1	К1:А8	1 СШ 6 кВ	U	кВ	6	6/0,1	Е855А	0-125 В	0-5 мА	+
2	К1:А7	1 СШ 6кВ	U	кВ	3,5	6/0,1	Е855А	0-125 В	0-5 мА	+
3	К1:А6	1 СШ 6кВ	U	кВ	3,5	6/0,1	Е855А	0-125 В	0-5 мА	+
4	К1:А5	1 СШ 6кВ	U	кВ	3,5	6/0,1	Е855А	0-125 В	0-5 мА	+
5	К1:А4	Контроль +5 В	U	кВ	0-10 В	0-10 В	+
6	К1:А3	КВЛ №1	I	А	100/5	Е842А	0-5 А	0-5 мА
7	К1:А2	КВЛ №2	I	А	100/5	Е842А	0-5 А	0-5 мА
8	К1:А1	КВЛ №3	I	А	100/5	Е842А	0-5 А	0-5 мА
9	К2:А8	КВЛ №4	I	А	100/5	Е842А	0-5 А	0-5 мА
10	К2:А7	КВЛ №5	I	А	100/5	Е842А	0-5 А	0-5 мА
11	К2:А6	КВЛ №7	I	А	100/5	Е842А	0-5 А	0-5 мА
12	К2:А5	КВЛ №1	P	кВт	100/5	6/0,1	Е859А	0-5 А 80-120В	0-5 мА
13	К2:А4	КВЛ №1	Q	квар	100/5	6/0,1	Е860А
14	К2:А3	КВЛ №2	P	кВт	100/5	6/0,1	Е859А	0-5 А 80-120В	0-5 мА
15	К2:А2	КВЛ №2	Q	квар	100/5	6/0,1	Е860А
16	К2:А1	Резерв

Таблица 6.3.6 - Сводная таблица по текущим телеизмерениям с ПС 110/6кВЗабавы

№ канала ТИ	№ клеммы	Диспетчерское наименование объекта телемеханизации МИКОНТ-М ВТИ №3	Измеряемая величина	Единица измерения	Номинальная величина	Коэффициент трансформации		Тип преобразователя	Входные параметры	Выходные параметры	ОДС ФЭС
						Ктт	Ктн
1	К1:А8	КВЛ №3	P	кВт	100/5	6/0,1	Е859А	0-5 А 80-120В	0-5 мА
2	К1:А7	КВЛ №3	Q	квар	100/5	6/0,1	Е860А
3	К1:А6	КВЛ №4	P	кВт	100/5	6/0,1	Е859А	0-5 А 80-120В	0-5 мА
4	К1:А5	КВЛ №4	Q	квар	100/5	6/0,1	Е860А
5	К1:А4	КВЛ №5	P	кВт	100/5	6/0,1	Е859А	0-5 А 80-120В	0-5 мА
6	К1:А3	КВЛ №5	Q	квар	100/5	6/0,1	Е860А
7	К1:А2	КВЛ №7	P	кВт	100/5	6/0,1	Е859А	0-5 А 80-120В	0-5 мА
8	К1:А1	КВЛ №7	Q	квар	100/5	6/0,1	Е860А
9	К2:А8	Резерв
10	К2:А7	Резерв
11	К2:А6	Резерв
12	К2:А5	Резерв
13	К2:А4	Резерв
14	К2:А3	Резерв
15	К2:А2	Резерв
16	К2:А1	Резерв

Таблица 6.3.7 - Сводная таблица по интегральным измерениям с ПС 110/6кВЗабавы
№		Диспетчерское наименование объекта телемеханизации МИКОНТ-М БУЭ-02	Измеряемая величина	Единица измерения	Коэффициент трансформации		Тип преобразователя	ОДС ФЭС
					Ктт	Ктн
1		Ввод 6 кВ Т1	Wа	кВт× ч	1000/5	6/0,1	E870	+
2		Ввод 6 кВ Т1	Wр	квар× ч	1000/5	6/0,1	E870	+
3		Ввод 6 кВ Т2	Wа	кВт× ч	1000/5	6/0,1	E870	+
4		Ввод 6 кВ Т2	Wр	квар× ч	1000/5	6/0,1	E870	+
5		КВЛ №1	Wа	кВт× ч	100/5	6/0,1	E870	+
6		КВЛ №2	Wа	кВт× ч	100/5	6/0,1	E870	+
7		КВЛ №3	Wа	кВт× ч	100/5	6/0,1	E870	+
8		КВЛ №4	Wа	кВт× ч	100/5	6/0,1	E870	+
9		КВЛ №5	Wа	кВт× ч	100/5	6/0,1	E870	+
10		КВЛ №7	Wа	кВт× ч	100/5	6/0,1	E870	+
11		ТСН Т1	Wа	кВт× ч	50/5	E870	+
12		ТСН Т2	Wа	кВт× ч	50/5	E870	+
13		Резерв
14		Резерв
15		Резерв
16		Резерв

6.4. Разработка структуры сети связи

Для передачи телемеханической информации должна существовать физическая среда, по которой распространяются сигналы. Такой средой являются:

- специальные (физические) проводные воздушные или кабельные линии связи;

- высоковольтные линии электропередачи;

- радиоканалы;

- волоконно-оптические кабели.

Каналы связи организуем по линиям электропередачи 110 кВ с помощью высокочастотной обработки по схеме «фаза-земля». Любой ВЧ канал передачи информации преставляет собой совокупность модемов передачи и приема, аппаратуры уплотнения и высокочастотного тракта. В модеме передачи первичный сигнал преоразуется в сигнал тональной частоты 300-3400 Гц (форму удобную для передачи по каналу связи), а в модеме приема выполняется обратное преобразование. Различают следующие способы модуляции сигнала тональной частоты: амплитудная, частотная или фазовая модуляции. В энергосистемах наибольшее распространение получили модемы с частотной модуляцией [15].

Организация каналов связи по системным линиям электропередачи отличается рядом преимуществ: механическая прочность выше чем у физических линиях, хорошая изоляция, направление ВЛ совпадает с направлением передачи информации. Каналы связи организуются по линиям электропередачи 110-330 кВ с помощью высокочастотной обработки по схеме «фаза-земля» или «2 фазы-земля». Структура высокочастотной обработки приведена по схеме «фаза-земля» на рис. При этой схеме в качестве прямого провода используется одна фаза, а в качестве обратного провода используется земля.

Рисунок 6.4.1 - Структура высокочастотной обработки линии по схеме «фаза-земля»

Основными элементами высокочастотной обработки являются: высокочастотный заградитель (ВЧЗ), фильтр присоединений (ФП) и конденсатор связи (КС). Высокочастотный заградитель представляет собой резонансный конденсатор настроенный на частоту передачи и для токов высокой частоты представляет большое сопротивление, а для токов частоты 50 Гц –очень малое сопротивление. Фильтр присоединений (ФП) применяется для согласования волновых сопротивлений высокочастотного кабеля (ВК) и линии и за счет этого уменьшается затухание высокочастотного сигнала. Конденсатор связи (КС) служит для подключения высокочастотной аппаратуры к высокому напряжению линии [14].

На рисунке 6.4.2 показано организация передачи информации на ПС Забавы.

Рисунок 6.4.2 – Организация ВЧ связи на ПС Забавы

6.5. Определение состава КТС диспетчерского пункта сети

Контроллеры уровня ПУ собирают, обрабатывают информацию, поступающую из контроллеров уровня КП, и передают обработанную информацию в ПЭВМ. Основу технических средств ПУ ПТК «Сириус» составляет базовый контроллер ВИКОНТ, в который устанавливаются интеллектуальные модемы, позволяющие работать по различным каналам связи.

Модемы образовываются парами блоков и предназначены:

- ЦП-У и СИМПС-У – для связи с оборудованием по стыку RS-232С, ИРПС;

- ЦП-У и МУССОН-У – для связи с контроллером МИКОНТ-М по каналу, образованного витой парой с ШИМ-модуляцией (на расстоянии до 3 км со скоростью 20 Кбод);

- ЦП-У и ТЕЛЕКОН-У – для связи с контроллером МИКОНТ-М по каналу с ЧМ-модуляцией.

Рисунок 6.5.1 – Структурная схема контроллера ВИКОНТ

Базовый контроллер ВИКОНТ позволяет устанавливать до 5-ти модемов. Связь между модемами и контроллерами осуществляется через локальную телемеханическую сеть (ТМС), которая на физическом уровне представляет собой витую пару.

В КП информация от датчиков собирается контроллерами МИКОНТ-М и через модем (БВС-1 или БВС-2) по каналам связи поступает к абонентам ТМС (модемам). Абоненты ТМС принимают предназначенную для них информацию, накапливают и передают ее для дальнейшей обработки на конечное оборудование:

- через СИМПС-У – на средства вычислительной техники по интерфейсам ИРПС или RS-232;

- через МУССОН-У на контроллер МИКОНТ-М – для выдачи на щит диспетчеру;

- через пассивный ТЕЛЕКОН – для передачи на вышестоящий уровень.

Такое построение системы обеспечивает ее работоспособность при отказе любого из модемов ТМС.

Между ПУ и КП передача информации осуществляется посылками под управлением ПУ в режиме опроса требований и запросов [18].

Определим состав КТС для диспетчерского пункта РЭС в соответствии с рисунком 6.5.2.

Рисунок 6.5.2 – Состав технических средств диспетчерского пункта РЭС

7 ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ СИСТЕМЫ. Формирование схем подстанций средствами графического редактора Системы

Программные средства обеспечивают реализацию следующих функций:

- обмен информацией между ПУ и КП;

- обработку информации, воспроизведение ее на экранах мониторов ПЭВМ, приборов щита, пульта, регистрацию печатающим устройством;

- задание команд с клавиатуры ПЭВМ и органов управления пульта;

- текстовый контроль исправности устройств;

- возможность создания многоуровневых иерархических структур.

В состав ПО АСДУ и АСКУЭ РЭС должны входить следующие компоненты [1]:

р) системное ПО:

4) операционная система (ОС) сервера ввода/вывода, канальных адаптеров, ОРС-сервер, сервера БД, сервера приложений;

5) ОС АРМ (Windows NT, Windows 98-2000, UNIX подобные);

6) сетевое программное обеспечение;

7) программные средства удаленного доступа.

с) прикладное ПО, инструментальные средства для разработки и сопровождения системы;

т) ПО созданное, с использованием технологического ПО SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition - система диспетчерского управления и сбора данных, представляющую систему управления и мониторинга, содержащую программно-аппаратные средства, взаимодействующие между собой через компьютерные сети) или другое:

1) программный комплекс для сбора оперативных данных и регистрации аварийных ситуаций;

2) программное обеспечение АРМ диспетчера, техника и др. (расчетные задачи, формирования БД и др.);

3) прикладное ПО сервера ввода вывода, микропроцессорных контроллеров, защит и др.

В состав реализуемых функций ПО SCADA:

- прием информации о контролируемых технологических параметрах от контроллеров нижних уровней и датчиков.

- сохранение принятой информации в архивах.

- вторичная обработка принятой информации.

- управление диспетчерским щитом;

- ведение оперативного журнала;

- обработка аварийных сообщений;

- система протоколирования действий;

- система документирования;

- динамическая раскраска и средства специального отображения групп сети;

- графическое представление хода технологического процесса, а также принятой и архивной информации в удобной для восприятия форме.

- прием команд диспетчера и передача их в адрес контроллеров нижних уровней и исполнительных механизмов.

- регистрация событий, связанных с контролируемым технологическим процессом и действиями персонала, ответственного за эксплуатацию и обслуживание системы.

- оповещение обслуживающего персонала об обнаруженных аварийных событиях, связанных с контролируемым технологическим процессом и функционированием программно-аппаратных средств АСУ ТП с регистрацией действий персонала в аварийных ситуациях.

- формирование сводок отчетных документов на основе архивной информации.

- обмен информацией с автоматизированной системой управления верхнего уровня.

- непосредственное автоматическое управление технологическим процессом в соответствии с заданными алгоритмами.

- управление, ручная корректировка режима, переключения, задание по управлению;

- расчет баланса по электроэнергии.

Структура SCADA приведена на рисунке 7.1.

Рисунок 7.1 – Структура SCADA системы

Рассмотрим программное обеспечение ТМ2000, которое состоит из следующих программ:

- ТМ98 – сбор данных, визуализация, сигнализация, управление, архивация данных;

- ТМ98СОМ, ТМ98М2 – драйверы связи;

- ТМ-Ретро – просмотр архивов данных в виде таблиц, графиков, диаграмм;

- ТМ-Архив – ведение сжатых долговременных архивов;

- ТМ-Отчет – составление и форматирование отчетов с помощью МS Excel.

Программа ТМ98 представляет собой SCADA – систему. Она предназначена для приема, обработки и отображения информации, поступающей от комплекса телемеханики, в том числе, от программно-технического комплекса «Сириус». Она также обеспечивает управление комплексом и выдачу команд управления телемеханизированными объектами.

Удобный графический интерфейс позволяет быстро найти и вывести на экран схему с (например, подстанции). На схеме отображаются состояния телемеханизированных объектов (например, выключателей), а также текущие значения контролируемых параметров (напряжений, токов, активной и реактивной мощности). При поступлении новых данных от телемеханики схема тут же обновляется, позволяя видеть реальную ситуацию. Управление объектами осуществляется прямо на схеме. Для этого нужно просто щелкнуть мышью по изображению объекта и выбрать требуемую команду телеуправления [2].

Программа ТМ98 контролирует изменения приходящих сигналов и измерений. Например, при изменении положения выключателя происходит не только перерисовка его на схеме в новом положении, но и включается мигание на схеме, а также выдается звуковой сигнал. То же происходит при выходе измерения за пределы установленной нормы.

Кроме графического отображения состояний объектов предусмотрен также вывод текстовых сообщений о событиях, происходящих на контролируемом объекте. Сообщения выводятся в отдельное окно, из которого можно быстро вызвать схему, на которой находится объект, пославший сообщение. Сообщения также автоматически заносятся в журналы (текстовые файлы), где их можно позже просмотреть и распечатать.

Одновременно с текущим отображением состояния электрической сети, программа ТМ98 ведет ретроспективу (историю состояний) для каждого телемеханизированного объекта. Ретроспективу объекта можно просмотреть и распечатать. Также на мониторе можно просмотреть телеизмерения в виде графиков [3].

Экран программы ТМ98 содержит элементы управления, ставшие стандартными для программ, работающих под управлением операционной системы Windows.

Под мнемосхемой понимают изображенную на экране схему (электрическую, тепловую или любую другую). На этих схемах могут быть изображены реальные объекты в виде определенных символов, а также связи между ними. На мнемосхемах могут также быть нарисованы таблицы, текстовые фрагменты и т.п.

Особенность мнемосхем, используемых в программе ТМ98, заключается в том, что они отражают реальное состояние системы. Это достигается за счет того, что на мнемосхеме, помимо основного статического рисунка, имеются экранные объекты телемеханики. Они получают информацию от телемеханики и изменяют свое изображение в соответствии с полученной информацией. Это могут быть объекты телесигнализации, телеуправления, телеизмерений текущих и интегральных параметров, а также объекты диагностики связи с контроллерами телемеханики.

Объекты телесигнализации и телеуправления обычно отображают реальный объект в виде условного знака, например, выключателя. Причем этот выключатель может быть изображен в одном из двух положений - отключенном или включенном, и нарисован разными цветами.

Объекты телеизмерений (текущих и интегральных) обычно отображаются в виде числа на голубом фоне, показывающего текущее значение измеряемой величины. Цвет числа может быть:

- черный - это означает, что значение находится в пределах нормы;

- желтый - если значение выходит за верхнюю или нижнюю предупредительную уставку;

- красный - если значение вышло за одну из аварийных уставок.

Объекты диагностики связи рисуются более однообразно. На них всегда написано название того контроллера телемеханики, состояние связи с которым они отслеживают, а слева от названия - телемеханический адрес этого контроллера. Состояние связи отображается цветом номера:

- зеленый - при наличии связи;

- красный - при отсутствии связи.

Кроме перечисленных объектов телемеханики на мнемосхеме могут быть установлены переходы. Переход - это прямоугольник со скругленными углами, на котором обычно указано имя мнемосхемы, предназначенный для быстрого перехода в эту мнемосхему.

Если подвести указатель мыши на мнемосхеме к объекту телемеханики или переходу, то этот объект выделяется прямоугольной рамкой, а сам указатель приобретает вид руки. В строке состояния под окном мнемосхем выводится краткая информация об объекте: наименование, текущее состояние и другая справочная информация. Объект реагирует на щелчок левой кнопки мыши. Щелчок мыши по переходу вызывает быстрый переход в соответствующую мнемосхему. При щелчке по другим объектам выводится диалог с информацией о состоянии объекта, кнопками для управления и т.п.

Нужно также заметить, что мнемосхема может быть большего размера, чем ее видимое изображение. В этом случае для полного ее просмотра нужно пользоваться методами прокрутки изображения.

8 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ СИСТЕМЫ

Оценка экономических результатов внедрения АСДУ производится по следующим показателям,[1]:

Эг - годовая экономия в связи с функционированием АСДУ;

Ер- расчетный коэффициент эффективности капитальных вложений на создание АСДУ;

Т –срок окупаемости капитальных вложений.

Внедрение задач АСДУ в предприятия электрических сетей (РЭС) определяется следующими критериями эффективности функционирования РЭС:

- уменьшение потребного резерва мощности в энергосистеме в результате переноса доли выработки электроэнергии из пиковой части графика в базисную при выравнивании графика электропотребления;

- повышение качества и эффективности электроснабжения;

- снижение потерь в электрических сетях;

- снижение трудозатрат персонала на обработку и сбор информации о производственной деятельности предприятия;

- снижение затрат на капитальный и текущий ремонт;

- снижение потерь при аварийных отключениях;

- снижение затрат на содержание автотранспорта, необходимого для оперативного обслуживания электрических сетей.

Расчет капитальных вложений на создание АСДУ предусматривает [ ]:

- стоимость оборудования ДП РЭС с установкой ПЭВМ IBM, приемного полукомплекта телекомплекса “СИРИУС”, диспетчерского щита, пульта и системы гарантированного электропитания составляет 180000 $ США;

- стоимость оборудования для телемеханизации подстанций РЭС составляет 325000 $ США;

- стоимость оборудования средств связи с учетом организации новых каналов связи составляет по приближенным расчетам 210000$ США;

- стоимость системного и прикладного программного обеспечения состовляет 220000 $ США

- стоимость монтажных и наладочных работ принимается 15% от стоимости оборудования АСДУ;

- стоимость производственных затрат, связанных с разработкой проектной документации составляет 70000 $ США (цена одностадийной разработки).

Общая стоимость оборудования АСДУ составляет 935000 $ США. Стоимость монтажных и наладочных работ равна 140250 $ США. Стоимость единовременных затрат на создание АСДУ составляет 1140 тыс. $ США.

Расчет ожидаемых показателей экономической эффективности производится по [].

Экономия затрат от уменьшения потребного резерва мощности в энергосистеме:

DСур
= aп
·Рмах
·Кр
·Ку
·Ен
, (8.1)

где aп
-доля снижения пиковой нагрузки электропотребления РЭС, принимается (aп
=0.025), [];

Pmax
- максимальная нагрузка электропотребления РЭС

Pmax
=345,5 МВт;

Кр
- коэффициент резерва, Кр
=1.1, [];

Ку
- стоимость одного киловатта установленной мощности,

Ку
= 160·10 3
$ США/МВт, [];

Ен
- единый нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений, Ен
=0,12.

DСур
=0,025·345,5·1,1·160·103
·0,12=182,42 тыс. $ США.

Приращение годового объема реализуемой продукции в энергосистеме, формируется за счет АСДУ РЭС:

DА=Wс
·(t-C1
)·K1
·10-5
, (8.2)

где Wc
- количество электроэнергии, передаваемое по РЭС с учетом функционирования АСДУ, кВт·ч, /2/;

C1
- себестоимость передачи электроэнергии, цент/кВт·ч,/2/;

K1
- коэффициент, определяющий долю участия АСДУ РЭС в формировании (1,2- ежегодного прироста реализуемой продукции);

DА=362,5·106
·1,2·0,003·10-5
=13,05тыс. $ США.

Экономия затрат от снижения потерь электроэнергии в электрических сетях:

DС пс
=Wпс
·bэ
·С1
·10-5
, (8.3)

где Wпс
- потери электроэнергии в электрических сетях, кВт·ч,[];

βэ
- коэффициент, характеризующий сокращение потерь в электросетях;

DСпс
=4,12·106
·0,04·0,2·10-5
=0,33 тыс. $ США.

Экономия затрат от снижения потерь при аварийных отключениях в распределительных сетях:

DСнэ
= Hнэ
·С2
·Kвв
, (8.4)

где Hнэ
- величина недоотпуска электроэнергии при отказах, тыс. кВт·ч [];

C2
-приведенные затраты на предотвращение недоотпуска электроэнергии, $ США/ кВт·ч,/2/;

Kвв
- коэффициент, характеризующий снижение потерь при аварийных отключениях в распределительных сетях;

DСнэ
=65·0,75·0,38=18,52 тыс. $ США.

Экономия трудозатрат персонала, связанного со сбором и обработкой информации

DСсон
=1,07·Кперс
·Ксон
·ЗП·Ч , (8.5)

где 1,07-коэффициент отчислений на социальное страхование ;

Кперс
- коэффициент, характеризующий снижение трудозатрат персонала по обработке информации ;

Ксон
- коэффициент, отражающий долю общей численности промышленного производственного персонала, занятого сбором и обработкой информации,/2/;

ЗП- среднегодовая зарплата персонала, тыс. $ США,/2/;

Ч- численность персонала, чел.,/2/;

DСсон
=1,07·0,15·0,12·1,25·132=317,8 тыс. $ США.

Экономия затрат на автотранспорт, необходимый для сбора информации о состоянии управляемых объектов и оперативного персонала:

DСавт
=Кавт
·Савт
, (8.6)

где Кавт
– коэффициент, характеризующий снижение расходов на содержание автотранспорта,/2/;

Савт
- годовые затраты на автотранспорт, тыс. $ США,/2/;

DСавт
=0,2·180,9=36,18 тыс. $ США.

Экономия затрат на капитальный ремонт оборудования:

DСкр
=Кфон
·Скр
, (8.7)

где Кдоп
- коэффициент, характеризующий снижение затрат на капитальный ремонт оборудования,/2/;

Скр
- затраты на капитальный ремонт оборудования, тыс. $ США.

DСкр
=0,017·1864,2=31,69 тыс. $ США.

Годовая экономия от функционирования АСДУ:

Эг
=DСур
+DА+DСпс
+DСсон
+DСавт
+DСнэ
- Сасу
, (8.8)

где Сасу
- текущие затраты, связанные с функционированием АСДУ, тыс. $ США,/2/;

Эг
=182,42+13,05+0,33+18,52+317,8+36,18+31,69-9,12=590,87 тыс. $ США.

Годовой экономический эффект :

Э=Эг
-Ен
·Кд
а
, (8.9)

где Кд
а
- единовременные затраты, связанные с созданием АСДУ,/2/;

Э=590,87-0,12·1140=454,07 тыс. $ США.

Расчетный коэффициент эффективности капиталовложений:

Ер
=590,87/1140=0,52 (8.10)

Срок окупаемости капиталовложений :

Т= Кк
а
/Эг
=1140/590,87=1,93года, (8.11)

Расчетный коэффициент эффективности Ер
=0,52, что больше отраслевого нормативного коэффициента капиталовложений, равного 0,44, следовательно, создание АСДУ экономически целесообразно.

9 Охрана труда при обслуживании устройств релейной защиты

Опасность поражения электрическим током при работах в устройств релейной защиты может возникнуть в случае перехода во вторичные цепи в измерительных трансформаторах первичного, более высокого напряжения в результате повреждения изоляции обмоток. Поэтому один вывод вторичной обмотки (или нейтраль) и корпус измерительного трансформатора заземляют.

Опасность появления повышенного напряжения возникает в случае аварийного или ошибочного разрыва вторичной цепи, трансформатора тока (вследствие отсутствия размагничивающих вторичных ампер-витков). Поэтому при необходимости разрыва вторичной цепи выводы вторичной обмотки измерительного трансформатора тока предварительно следует замкнуть накоротко на специально предусмотренных для этого зажимах.

Работать во вторичных цепях следует инструментами с изолированными ручками. Необходимо пользоваться исполнительными схемами во избежание ошибочных соединений.

Если работы производятся в цепях измерительного трансформатора напряжения с подачей напряжения от постороннего источника, то необходимо вынуть плавкие вставки предохранителей с обеих сторон и отключать автомат (рубильник) во вторичной цепи. При невыполнении этого требования измерительный трансформатор повысит испытательное напряжение до больших значений и возникает опасность поражения людей электрическим током [23].

Все необходимые коммутационные переключения первичных цепей при наладке и ремонте аппаратуры РЗА производит оперативный персонал данной подстанции.

Все устройства релейной защиты должны соответствовать ПУЭ и объем их должен определяться технико-экономической целесообразностью.

Эксплуатация устройств РЗА осуществляется персоналом электролабораторий СРЗА.

Силовое электрооборудование подстанций, цехов предприятий, электросети и линии электропередачи потребителей должны быть защищены от токов короткого замыкания и других ненормальных режимов устройствами релейной защиты или предохранителями [13].

Для обеспечения надежности электроснабжения предприятий должны применяться средства автоматики: автоматическое включение резерва (АВР), автоматическое повторное включение (АПВ), автоматическое регулирования возбуждения (АРВ) и устройства форсирования возбуждения синхронных двигателей, автоматическая частотная разгрузка (АЧР) и др.

Для быстрейшего восстановления нормальной работы предприятий должны быть приняты меры к обеспечению самозапуска электродвигателей после кратковременных перерывов питания или глубокой посадки напряжения, где это необходимо по условиям технологий и допустимо с точки зрения безопасности людей и оборудования.

Уставки релейных защит на подстанциях потребителей, питающихся от энергосистемы, должны быть согласованы с энергосистемой; изменение уставок разрешается лишь по указанию служб релейной защиты энергосистемы. При выборе уставок реле защищаемого электрооборудования потребителя должна обеспечиваться селективность действия с учетом наличия АВР и АПВ. Кроме того, уставки релейной защиты должны быть увязаны по селективности с работой технологической автоматики и блокировок цеховых агрегатов и устройств.

Все уставки релейных защит должны быть проверены на чувствительность в условиях минимального режима при существующей схеме электроснабжения.

В цепях постоянного оперативного тока должна быть обеспечена селективность действия аппаратов защиты (предохранителей и автоматов).

Находящиеся в эксплуатации устройства релейной защиты должны быть постоянно включены в работу, за исключением тех устройств, которые по принципу действия выводятся из работы при отключении оборудования.

Ввод и вывод из работы устройства релейной защиты на оборудовании, находящимся в ведение вышестоящего дежурного персонала, производится только с его разрешения.

Аварийная и предупредительная сигнализация должна быть готова к действию.

Особое внимание должно быть обращено на контроль наличия оперативного тока, исправность предохранителей и автоматов во вторичных цепях и контроль исправности цепей управления выключателями.

При наличии быстродействующих основных защит, в том числе защит шин, все операции включения линии, шин и оборудования после ремонта и после длительного нахождения без напряжения, а также операции переключения разъединителями должны производиться при введении в действие этих защит.

Вновь смонтированное устройство релейной защиты перед вводом в работу должно пройти наладку и приемное испытание.

При проведении работ специализированной наладочной организацией приемку выполненных работ производит обслуживающий данное устройство персонал.

Разрешение на ввод устройства в работу оформляется записью в журнале релейной защиты с подписями представителей данного предприятия (или вышестоящей организации) и наладочной организации, если последняя производила наладку этого устройства.

В случае, когда на предприятии нет специально обученного по обслуживанию устройства РЗА персонала, приемку работ у специализированной организации производит специалист от вышестоящей организации. Он же дает разрешение на ввод устройства РЗА в эксплуатацию.

При сдаче в эксплуатацию устройств релейной защиты и вторичных цепей должна быть также сдана следующая документация:

- проектная документация, скорректированная при монтаже и наладке (чертежи, пояснительные записки, кабельный журнал и т.п.), монтажной организацией;

- заводская документация (инструкция, паспорта оборудования и аппаратуры и т.д.) - монтажной организацией;

протоколы наладки и испытаний и исполнительные принципиально-монтажные (или принципиальные и монтажные) схемы - наладочной организацией или лабораторией предприятия [13].

На предприятии на каждое присоединение или устройство релейной защиты, находящееся в эксплуатации, должна иметься помимо указанной выше следующая техническая документация:

- паспорт – протокол устройства;

- инструкция по эксплуатации для персонала лабораторий (по каждому типу устройства);

- данные о чувствительности и селективности – в виде таблиц, карт, уставок и характеристик для реальных режимов работы электросетей.

Реле и вспомогательные устройства релейной защиты, электроавтоматики должны быть запломбированы, за исключением тех, уставки которых изменяются оперативным персоналом, в зависимости от режима работы и схемы первичных соединений или в которых нет специальных приспособлений для их настройки.

Реле, аппараты и вспомогательные устройства релейной защиты, электроавтоматики, за исключением тех, уставки которых изменяются оперативным персоналом, могут вскрываться только обслуживающим устройства РЗА персоналом или оперативным персоналом по его указанию с записью в оперативном журнале.

Панели релейной защиты, должны иметь с лицевой и задней сторон надписи, указывающие их назначение в соответствии с едиными диспетчерскими наименованиями, а установленная на их аппаратура – надписи или маркировку согласно схемам.

Проводники, присоединенные к рядам зажимов, а также к зажимам автоматов и приборов, должны иметь маркировку, соответствующую схемам.

Контрольные кабели должны иметь маркировку на концах, в местах разветвления и пересечения потоков кабелей, при проходе сквозь стену, потолок и т.д., а также по трассе через каждые 50-70 м. Концы свободных жил кабелей должны быть изолированы.

Сопротивление изоляции относительно земли электрически связанных цепей и релейной защиты, электроавтоматики, телемеханики и всех других вторичных цепей должно поддерживаться для каждого присоединения на уровне не ниже 1МОм. Сопротивление изоляции вторичных цепей с применением аппаратуры пониженного напряжения (60В и ниже), нормально питающихся от отдельного источника, должно поддерживаться не ниже 0,5 МОм.

Сопротивление изоляции измеряется мегомметром на напряжение 1000-2500 В (во втором случае мегомметром на напряжение 500 В).

При первом включении и при первой полной плановой проверке изоляции относительно земли электрически связанных цепей релейной защиты, электроавтоматики, телемеханики и всех других вторичных цепей для каждого присоединения, за исключением тех, где применяется аппаратура пониженного напряжения (60 В и ниже), должна испытываться напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 мин. Кроме того, изоляция цепей газовой защиты должны испытываться напряжением 1000 В и между жилами контрольного кабеля (при отключенном газовом реле).

В последующей эксплуатации изоляция испытывается 1 раз в 3 года напряжением 1000 В переменного тока или при величине сопротивления изоляции 1,0 МОм и выше – выпрямленным напряжением 2500 В при помощи мегомметра или специальной установки.

Цепи и элементы, рассчитанные на рабочее напряжение 60 В и ниже, напряжением 1000 В переменного тока не испытывается.

Все случаи правильной и неправильной работы и отказов устройства релейной зашиты и электроавтоматики, а также неправильной работы и отказов устройств автоматического регулирования телемеханики должны учитываться и тщательно анализироваться обслуживающим персоналом.

В объем полных проверок РЗА и Т, кроме испытаний, определяемых конкретным типом устройства, должна входить:

- испытание изоляции;

- осмотр состояния аппаратуры и коммутации;

- проверка уставок и других основных параметров защиты;

- опробование устройства в действии.

В объем частичных проверок должны входить:

- измерение сопротивления изоляции;

- осмотр состояния аппаратуры и вторичных цепей;

- опробование действия.

Устройство релейной должно периодически проверяться согласно действующим инструкциям. Полные плановые проверки должны производиться не реже 1 раза в 3 года. Периодичность частичных проверок устанавливается по местным условиям (в промежутках между полными проверками) лицом, ответственным за электрохозяйство предприятия.

В случае неправильного действия или отказа в работе этих устройств производятся дополнительные проверки по специальным программам.

Проверка устройств релейной работы оборудования, находящегося в работе может производиться при наличии постоянно включенной другой защиты.

Работа в устройствах релейной защиты, электроавтоматики и телемеханики должна производиться с соблюдением Правил техники безопасности персоналом, прошедшим специальное обучение и допущенным к самостоятельной проверке соответствующих устройств.

Работы на панелях и в цепях релейной защиты, электроавтоматики и телемеханики должны производиться с применением мер предосторожности против ошибочного отключения оборудования и только инструментом с изолированными ручками.

Выполнение этих работ без исполнительных схем запрещается.

После производства работ во вторичных цепях должны быть проверены исправность этих цепей и правильность их присоединения путем опробования устройства в действии (непосредственно или косвенно).

Запрещается на панелях или вблизи места размещения релейной аппаратуры производить работы, вызывающие сильное сотрясение релейной аппаратуры, которое может привести к ложным действиям реле.

Запрещается размыкать вторичные цепи трансформаторов тока при отсутствии специальных зажимов для закорачивания вторичной обмотки трансформаторов тока и до наложения закоротки на них.

По окончании испытаний, плановых и послеаварийных проверок релейной защиты, электроавтоматики и телемеханики должны быть составлены протоколы и сделана запись в паспортах и журналах релейной защиты, электроавтоматики и телемеханики. В случае изменения в схемах и уставах эти изменения вносятся в паспорт-протокол и журнал релейной защиты, электроавтоматики и телемеханики, а также в принципиально-монтажные и монтажные схемы, в инструкции по эксплуатации и принципиальные схемы к ним.

Испытательные устройства при проверках и испытаниях релейной защиты и электроавтоматики должны, как правило, присоединяться к штепсельным розеткам или щиткам, установленным для этой цели на щитках управления, в распределительных устройствах подстанций и других местах.

Панели и пульты управления релейной защиты, электроавтоматики и телемеханики и аппараты, установленные на них, должны периодически очищаться от пыли специально проинструктированным персоналом.

Аппараты открытого исполнения, а также монтажные стороны панелей и пультов релейной защиты и электроавтоматики должны очищаться от пыли персоналом, обслуживающим устройства РЗА, или проинструктированным им оперативным персоналом.

Периодические операции контроля исправности или опробования устройств релейной защиты и электроавтоматики и телемеханики, где они требуются по условиям эксплуатации, должны производиться дежурным персоналом по специальной инструкции с записью результатов в специальный или оперативный журнал или персоналом, обслуживающим устройства РЗА.

Периодичность проверок устанавливается местными инструкциями с учетом порядка обслуживания объектов.

Перевод телеуправляемого оборудования на местное управление и обратно может производиться только с разрешения диспетчера или ответственного лица.

Отключение индивидуальных цепей телеуправления должно производиться на разъемных зажимах.

Отключение устройств телемеханики на телеуправляемых подстанциях должно производиться общим ключом или накладкой, выводящей из работы установку телемеханики только в части телеуправления и телерегулирования или полностью.

На рядах зажимов пультов управления и панелей не должны находиться рядом зажимы, случайное соединение которых вызывает включение или отключение присоединения.

При устранении повреждений контрольных кабелей с металлической оболочкой или при наращивании их соединение жил должно осуществляться с установкой герметичных муфт, каждая из которых регистрируется с указанием ответственного лица, производившего разделку.

Общее число муфт на одном конце кабеля не должно быть больше длины этого кабеля (в метрах), деленной на 50.

Во вторичных цепях трансформаторов напряжения (кроме цепей устройств АРВ) и в цепях постоянного и переменного оперативного тока должны применяться максимальные автоматы или предохранители трубчатого типа с калиброванными плавкими вставками.

При этом должна обеспечиваться селективность действия установленных максимальных автоматов и предохранителей.

У персонала должен иметься запас калиброванных плавких вставок для замены перегоревших.

Резиновая изоляция жил контрольных кабелей должна иметь дополнительно защитное покрытие, препятствующее разрушению изоляции от воздействия воздуха и света, а также от воздействия масла в установках, где возможно соприкосновение с ним.

В эксплуатации должны обеспечиваться условия нормальной работы аппаратуры релейной защиты, электроавтоматики, телемеханики и электроизмерений в соответствии с ГОСТ и заводскими инструкциями по эксплуатации (по допустимой температуре, влажности вибрации и др.).

В случае необходимости должны быть приняты дополнительные меры: подогрев, охлаждение, амортизация и т.п.

Предельные допустимые нагрузки питающих элементов сети по условиям настройки релейной защиты и возможных эксплуатационных режимов должны согласовываться предприятием с диспетчерской службой энергосистемы и должны периодически пересматриваться.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В процессе написания дипломного проекта была создана некоторая часть электронного учебно-методического пособия по проектированию АСДУ и АСКУЭ для студентов специальности “Электроэнергетика”.

В главе 1 были разработаны вопросы, решаемые в проекте АСДУ и АСКУЭ и задание на курсовое проектирование, а также сформированы вариант исходных данных.

В главах 2-4 подробно рассмотрены основные требования, принципы и задачи организации автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) и автоматизированной системы контроля и учета электрической энергии (АСКУЭ) района электрической сети.

В главе 5 сформированы требования к техническим средствам и програмному обеспечению АСДУ и АСКУЭ РЭС.

В главе 6 была разработана ситема оперативного сбора информации для создания АСДУ и АСКУЭ РЭС. Для района электрической сети были определены объем телеинформации с подстанций, состав технических средств контролируемых пунктов (подстанций), состав технических средств диспетчерского пункта, составлены телемеханические таблицы для ПС Забавы 110/6 кВ и разработана структура сети связи.

Главы 7 содержит описание программного обеспечения системы и графических средст формирования схем подстанций.

В главе 6 показаны принципы работы элементов устройств телемеханики (шифраторы, дешифраторы, счетчики, регистры, распределители и т. д.).

В системах телемеханики для передачи информации используются линии связи, являющиеся физической средой, в которой распространяются сигналы. Глава 8 подробно описывает организацию каналов связи для передачи телемеханической информации (воздушные, кабельные линии связи, каналы связи в выделенной полосе частот телеграфных линий, каналы связи по радио, ВОК и т.д.).

В главе 9 разобраны общие принципы систем телемеханики (ТМ передачи, структурные схемы ТУ, ТИ, ТС, виды и методы сигнализации).

Наиболее подробная информация о цифровых устройствах и микропроцессорных устройствах телемеханики написана в главах 10-11. Микропроцессорные телекомплексы позволяют реализовывать значительно более широкие функции по сбору, передаче и обработке телеинформации, чем традиционные телемеханические системы. Дальнейшее развитие микропроцессорной техники, в особенности появление микроЭВМ с достаточно высокой производительностью и большим объемом оперативной памяти, позволило перейти к созданию автономных систем сбора и обработки измерительной информации. При этом сама система стала значительно проще и надежнее, так как полностью исключились расходы, затрачиваемые на программные и аппаратурные средства связи с центральным обрабатывающим устройством.

Рассмотрен также ряд вопросов охраны труда и правил техники безопасности при обслуживании устройств релейной защиты. Правила техники безопасности направлены на уменьшение травм и несчастных случаев, связанных зачастую со специфическими условиями производства работ.

В процессе выполнения дипломного проекта я приобрела навыки самостоятельной творческой работы. Самостоятельная работа студента играет существенную роль в подготовке инженерных кадров.

Список использованных источников

1. Руководящий документ «Основные положения по автоматизации района электрических сетей» - Мн.: концерн «Белэнерго», 2002. – 72 с.: ил.

2. Портнов Е. М. Состояние производства, системотехника и тенденции развития информационно-управляющих комплексов для АСУ промышленности и непромышленной сферы – М.: ООО «Выставочно-торговый дом Гранит-Микро», 2001. – 78 с.:ил.

3. Современные компьютерные технологии в АСУ электрических сетей: Информационные материалы четвертого международного научно-технического семинара, Москва, 28 мая – 1 июня 2001 г.

4. Правила пользования электрической и тепловой энергией – Мн.: Ред.журн. «Тыдзень», 1996. – 176 с.

5. Инструкция по ликвидации аварийных режимов в ОЭС Беларуси – Мн.: Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Беларуси, 1997. – 104 с.

6. Современные компьютерные стедства телемеханики, организация рабочих мест и щитов управления: Информационные материалы третьего специализированного научно-технического семинара-выставки, Москва, 28 – 22 марта 2002 г.

7. Правила устройства электроустановок – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 640 с.

8. Мишель Ж. Программируемые контроллеры. Архитектура и применение - М.: Машиностроение, 1990.: 320с.

9. Концепция приборного учета электроэнергии Республики Беларусь – Мн.: концерн «Белэнерго», 2003. – 22 с.

10. Митюшкин К.Г. Телемеханика в энергосистемах. М.; ”Энергия”,1975.

11. Митюшкин К.Г. Телеконтроль и телеуправление в энергосистемах. М.; Энергоатомиздат, 1990.

12. Справочная книга по охране труда в машиностроении. Под общей редакцией д.т.н., профессора О.Н.Русака. Л.; Машиностроение, 1989, 531с.

13. Долин П.А. Основы техники безопасности в электроустановках. М.; Энергоатомиздат, 1984, 438с.

14. Материалы преддипломной практики.

15. Материалы концерна Белэнерго.

16. Руководящие указания по выбору объема информации, проектированию систем сбора и передачи информации в энергосистемах. - М.: Энергоатомиздат, 1988.-164c.

17. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. - М.: Энергоатомиздат, 1989.-456с.

18. Техническое предложение ТНИИ АЭМ ,,Телемеханизация объектов энергосетей на базе технических средств ПТК ,,СИРИУС”. –Новополоцк,2000.-22с.

19. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов.- М.: Энергоатомиздат, 1987.-640c.

20. Поспелов Г.Е., Федин В.Т., Электрические системы и сети. Проектирование: Учебное пособие для вузов проектированию. - Мн.:Выш.школа.,1988-308с.

21. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/В.В.Ершевич и др.; под ред. С.С. Шапиро и И.М. Рокотяна. - М.:Энергоатомиздат,1985.-352с.

22. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок. -М.:Энергия,1981.-168с.

23. Охрана труда в электроустановках. Под ред. проф. Б. А. Князевского. Учебник для вузов. Издание 2-е, перераб. и доп. М., “Энергия”, 1977.