Автоматизация систем управления энергоснабжением
Автоматизированная система управления или АСУ — комплекс аппаратных и программных средств, предназначенный для управления различными процессами в рамках технологического процесса, производства, предприятия. АСУ применяются в различных отраслях промышленности, энергетике, транспорте и т.п.
С целью повышения эксплуатационной надежности, долговечности и эффективности работы энергетического оборудования, для решения задач диспетчерского, производственно-технологического и организационно-экономического управления энергохозяйством предприятия могут оснащаться автоматизированными системами управления энергохозяйством (АСУЭ) .
Указанные системы являются подсистемами автоматизированной системы управления предприятием (АСУП) и должны иметь необходимые средства передачи информации от диспетчерских пунктов питающей энергосистемы в объеме, согласованном с последней.
Комплексы задач АСУЭ в каждом энергохозяйстве должны выбираться исходя из производственной и экономической целесообразности, с учетом рационального использования имеющихся типовых решений и возможностей эксплуатируемых технических средств.
Автоматизированная система управления электрохозяйством (АСУ СЭС) является составной частью АСУЭ и, как правило, имеет в своем составе системы диспетчерского управления электроснабжением и ремонтом электроустановок, распределением и сбытом электроэнергии, а также системы управления производственно-экономическими процессами в электрохозяйстве.
Для контроля и учета энергоресурсов (электроэнергии, тепла, воды) в состав АСУЭ включается специальная подсистема АСКУЭ (автоматизированная система контроля и учета энергоресурсов) . Отдельно следует выделить подсистему тепло- и водоснабжения предприятия в АСУЭ.
Автоматизированная система управления электрохозяйством обеспечивает следующие функции:
отображение текущего состояния главной схемы электроснабжения в виде мнемосхемы;
измерение, контроль, отображение и регистрация параметров;
обработка и вывод информации о состоянии главной схемы и оборудования в текстовой (табличной) и графической форме;
дистанционное управление переключением выключателей главной схемы с контролем действий дежурного;
обработка данных установившихся режимов для различных эксплуатационных целей;
диагностика защит и автоматики с аварийной сигнализацией;
дистанционное изменение установок цифровых РЗА, управление их вводом в работу;
регистрация и сигнализация возникновения феррорезонансных режимов в сети;
проверка достоверности входной информации;
диагностика и контроль оборудования;
формирование базы данных, хранение и документирование информации (ведение суточной ведомости, ведомости событий, архивов);
технический (коммерческий) учет электроэнергии и контроль энергопотребления;
контроль параметров качества электроэнергии;
автоматическое противоаварийное управление;
регистрация (осциллографирование) параметров аварийных и переходных процессов и анализ осциллограмм;
контроль режима аккумуляторной батареи и изоляции ее цепей;
диагностика состояния аппаратуры и программного обеспечения АСУ СЭС;
передача информации о состоянии системы электроснабжения в технологическую АСУ по ее каналу связи на ЦДП и в другие службы предприятия.
На рис. 1 показана примерная структура схема АСУ СЭС компрессорной станции. Структура АСУ СЭС зависит от типа КС (электроприводная или газотурбинная), наличия на КС электростанция собственных нужд (ЭСН) и от режимов ее работы. Также имеет значение степень интеграции ЭСН в систему электроснабжения (СЭС).
Рис. 1. Структурная схема АСУ СЭС КС
Ниже перечислены объекты СЭ, входящие в АСУ СЭС:
открытое распределительное устройство 110 кВ (ОРУ-110 кВ);
комплектное распределительное устройство 6-10 кВ (КРУ 6-10 кВ);
электростанция собственных нужд;
комплектная трансформаторная подстанция (КТП) собственных нужд (СН);
КТП производственно-эксплуатационного блока (КТП ПЭБа);
КТП агрегатов воздушного охлаждения газа (КТП АВО газа);
КТП вспомогательных сооружений;
КТП водозаборных сооружений;
автоматическая дизельная электростанция (АДЭС);
общестанционный щит станции управления (ОЩСУ);
щит постоянного тока (ЩТП);
системы кондиционирования и вентиляции и др.
Основные отличия АСУ СЭС от технологических АСУ заключается в:
высоком быстродействии на всех уровнях процесса управления, адекватной скорости процессов, протекающих в электрических сетях;
высокой защищенности от электромагнитных влияний;
структуре программного обеспечения.
Поэтому, как правило, АСУ СЭС при проектировании выделяется в отдельную подсистему, связанную с остальными АСУ через мост. Хотя в настоящее время имеются принципы и возможности построения глубоко интегрированных систем.
Режим работы технологического оборудования определяет режим работы энергетического оборудования. Поэтому подсистема АСУЭ в целом полностью зависит от технологических процессов. Подсистема АСУЭ как и АСУ ТП фактически определяют возможность построения информационно управляющих систем производством.
Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии обеспечивает общеизвестные преимущества организации учета при помощи автоматизированных систем контроля, учета и управления электропотреблением. Такие системы долгие годы применяются как за рубежом, так и в России на средних и крупных промышленных предприятиях. Кроме функций учета, они обычно также осуществляют контроль и управление электропотреблением на этих предприятиях.
Основной экономический эффект для потребителя от применения этих систем состоит в уменьшении платежей за используемую энергию и мощность, а для энергокомпаний в снижении пиков потребления и уменьшении капиталовложений на наращивание пиковых генерирующих мощностей.
Основные цели АСКУЭ:
применение современных методов учета расхода электроэнергии;
экономия средств из-за снижения платежей за потребляемую электроэнергию;
оптимизация режимов распределения электроэнергии и мощности;
переход на многотарифный учет электроэнергии; — оперативный контроль полной, активной, реактивной мощностей и др.;
контроль качества электроэнергии. АСКУЭ обеспечивает решение следующих задач:
сбор данных на объекте для использования при коммерческом учете;
сбор информации на верхнем уровне управления и формирование на этой основе данных для проведения коммерческих расчетов между субъектами рынка (в том числе и по сложным тарифам);
формирование баланса потребления по подразделениям и предприятию в целом и по АО-энергозонам;
оперативный контроль и анализ режимов потребления электроэнергии и мощности основными потребителями;
контроль достоверности показаний приборов учета электроэнергии и мощности;
формирование статистической отчетности;
оптимальное управление нагрузкой потребителей;
проведение финансово-банковских операций и расчетов между потребителями и продавцами.
Структурная схема АСКУЭ представлена на рис. 2.
Рис. 2. Структурная схема АСКУЭ: 1 — счетчик электрической энергии, 2 — контроллер сбора, обработки и передачи показаний электрической энергии, 3 — концентратор, 4 — центральный сервер АСКУЭ, 5 — модем для связи с электросбытом, 6 — автоматизированное место (АРМ) АСКУЭ
АСУ ТП электростанций — это интегрированная автоматизированная система, состоящая из двух основных подсистем: АСУ электрической части и АСУ тепломеханической части, к которым предъявляются совершенно разные требования.
Основные задачи интегрированной АСУ ТП электростанции заключаются в обеспечении:
устойчивой работы электростанции в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах;
возможности включения АСУ ТП электростанции в АСУ диспетчерского управления высшего уровня.
АСУ теплоснабжения или АСУ тепло — это интегрированная, многокомпонентная, организационно-технологическая автоматизированная система управления тепловым хозяйством.
АСУ теплоснабжения позволяет:
повысить качество теплоснабжения;
оптимизировать работу теплового хозяйства путем осуществления заданных технологических режимов;
снизить потери тепла благодаря раннему обнаружению аварийных ситуаций, локализации и устранению аварий;
обеспечить связь с верхними уровнями управления, что существенно повышает качество управленческих решений, принимаемых на этих уровнях.
Телеграмм канал для тех, кто каждый день хочет узнавать новое и интересное: Школа для электрика
Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!
ПРЕДИСЛОВИЕ
1. РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом " Нефтяная компания " ЛУКОЙЛ ".
А . В . Беззубов ( руководитель разработки ); В . М . Круглов ; В . И . Муковозов ; Д . Н . Шишлов .
2. ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом ОАО " ЛУКОЙЛ " от 12 сентября 2000 года № 477
3. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
ВВЕДЕНИЕ
Настоящий стандарт разработан в соответствии с действующими государственными и отраслевыми руководящими и нормативно — техническими документами .
Стандарт является исходным документом для подготовки технических заданий на создание автоматизированной системы управления электроснабжением ( АСУЭ ) и разработки специализированных технических средств автоматизации коммерческого и технического учета производства , распределения и потребления электрической энергии и мощности в энергетических системах ОАО «ЛУКОЙЛ» .
Цель — унифицировать основные функциональные и технические характеристики средств автоматизации контроля и учета электроэнергии и мощности , создаваемых в организациях ОАО «ЛУКОЙЛ» .
1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
1.1. Настоящий стандарт устанавливает основные положения в области автоматизации электроснабжения и определяет требования к программно — техническим комплексам ( ПТК ) автоматизированных систем управления электроснабжением в организациях ОАО «ЛУКОЙЛ» с учетом развития техники и технологии электроснабжения .
1.2. Настоящий стандарт является обязательным для организаций ОАО «ЛУКОЙЛ» , деятельность которых связана с разработкой , проектированием , внедрением и эксплуатацией средств и систем автоматизации при строительстве новых и техническом перевооружении действующих технологических объектов электроснабжения .
1.3. Положения настоящего стандарта могут использоваться для определения экономической эффективности внедрения АСУЭ в соответствии с требованиями ГОСТ 24.702 при проведении технико-экономических расчетов развития и совершенствования системы электроснабжения объектов ОАО «ЛУКОЙЛ» .
2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ
В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты :
ГОСТ 8.437-81 Системы информационно — измерительные . Метрологическое обеспечение . Основные положения .
ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ . Оборудование производственное . Общие требования безопасности .
ГОСТ 24.104-85 Единая система стандартов автоматизированных систем управления . Автоматизированные системы управления . Общие требования .
ГОСТ 24.702-85 Единая система стандартов автоматизированных систем управления . Эффективность АСУ . Основные положения .
ГОСТ 27.004-85 Надежность в технике . Системы технологические . Термины и определения .
ГОСТ 34.201-89 Информационная технология . Комплекс стандартов на автоматизированные системы . Виды , комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем .
ГОСТ 15150-69 Машины , приборы и другие технические изделия . Исполнения для различных климатических районов . Категории , условия эксплуатации , хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды .
МИ 2438-97 Системы измерительные . Метрологическое обеспечение . Основные положения .
3. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
3.1. АСУЭ на объектах электроснабжения предназначены для оперативно — диспетчерского управления оборудованием объектов электроснабжения , автоматизации коммерческого и технического учета производства , распределения и потребления электрической энергии и мощности организаций ОАО «ЛУКОЙЛ» . Технический учет потребляемой электрической энергии и мощности должен осуществляться на следующих технологических объектах :
— кустовые насосные станции ;
— дожимные насосные станции ;
— установки подготовки нефти , газа и воды ( раздельно );
— блоки оборотного водоснабжения ;
— станции смешения бензинов ;
— эстакады налива светлых и темных нефтепродуктов с насосными станциями ;
— азотно — кислотные установки ;
— бытовые и производственные здания и сооружения , а также непроизводственные объекты общего назначения .
3.2. Внедрение АСУЭ должно приводить к полезным технико — экономическим , социальным или другим результатам и осуществляться при положительных результатах расчетов экономической эффективности .
3.3. Целью создания и внедрения АСУЭ является повышение эффективности производства и обеспечение автоматизированной подготовки исходных данных для информационной системы планирования и контроля за производством , распределением и потреблением электрической энергии и мощности в организациях ОАО «ЛУКОЙЛ» .
3.4. При создании и внедрении АСУЭ должны решаться следующие технико — экономические и социальные задачи :
1) Оперативный контроль и рациональное управление процессами производства , распределения и потребления электрической энергии и мощности ;
2) Получение достоверной информации по учету количества и качества электрической энергии ;
3) Повышение точности и оперативности измерения учитываемых параметров ;
4) Повышение оперативности принятия решений ;
5) Рациональное планирование производства , распределения и потребления электрической энергии и мощности на основе методов математического анализа ;
6) Снижение трудоемкости и доли ручного труда при выполнении технологических операций и процессов ;
7) Мониторинг технологических объектов в режиме реального времени для оптимизации режимов их работы и снижения простоев ;
8) Повышение безопасности производства , улучшение экологической обстановки в зоне функционирования организаций ;
9) Своевременная замена физически и морально устаревших средств автоматизации электроснабжения .
Конкретное содержание требований , уточнение целей , задач , функций и пр . осуществляется в техническом задании ( ТЗ ) на АСУЭ .
3.5. При разработке ТЗ на АСУЭ следует руководствоваться данным стандартом , а также правовыми и нормативно — техническими документами приведенными в Приложении В .
4. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
В настоящем стандарте использованы следующие термины и определения :
Программно — технический комплекс — совокупность взаимосогласованных технических и программных средств ( изделий ), разработанная и изготовленная как продукция производственно — технического назначения .
Технологическая система * — совокупность функционально взаимосвязанных средств технологического оснащения , предметов производства и исполнителей для выполнения в регламентированных условиях производства заданных технологических процессов или операций .
Примечание . Следует различать четыре иерархических уровня технологических систем : а ) технологические системы операций , б ) технологические системы процессов , в ) технологические системы производственных подразделений , г ) технологические системы организаций .
Подсистема технологической системы * — технологическая система , выделяемая по функциональному или структурному признаку из технологической системы более высокого уровня .
Технологический объект — совокупность элементов технологической системы выполняющих определенные операции .
Элемент технологической системы * — часть технологической системы , условно принимаемый неделимым на данной стадии ее анализа .
Автоматизированная система управления предприятием ( АСУП ) — информационно — управленческие системы , используемые на уровне административно — хозяйственной , планово — экономической и финансовой деятельности организации в целом и управленческого персонала отдельных подразделений .
АСУЭ — системы оперативно — диспетчерского управления электрообъектами и контрольно — измерительного учета электроэнергии .
Интегрированная автоматизированная система управления ( ИАСУ ) — интегрированные АСУП и АСУЭ в целях достижения высоких экономических показателей работы путем предоставления необходимых и достаточных информационных ресурсов и средств управления этими ресурсами при принятии решений управляющим персоналом на всех уровнях , а также автоматизации производственных процессов .
Информационно — измерительная система ( ИИС )** совокупность функционально объединенных измерительных , вычислительных и других вспомогательных технических средств для получения измерительной информации , ее преобразования , обработки с целью представления потребителю ( в том числе в АСУ ) в требуемом виде либо автоматического осуществления логических функций контроля , диагностики , идентификации .
Примечание к терминам в целом . Термины , отмеченные *, определены в соответствии с ГОСТ 27.004 . Термин , отмеченный **, определен в соответствии с ГОСТ 8.437 .
5. СТРУКТУРА И СОСТАВ АСУЭ
5.1. АСУЭ представляет собой иерархическую структуру , в свою очередь являясь составной частью ИАСУ и системой нижнего уровня для АСУП . Ее положение и взаимосвязь в общей архитектуре построения ИАСУ приведено на рисунке 1.
5.2. В состав АСУЭ входят :
— контролируемый пункт управления и сбора данных ( КПУСД );
— центральный пункт вычислений и управления ( ЦПВУ );
— контрольно — измерительные приборы ( КИП ) ( счетчики , измерительные преобразователи и трансформаторы ), датчики и исполнительные устройства технологических объектов электроснабжения ;
— линии связи и сопрягающие устройства телекоммуникаций ( УТК ).
Как правило , для доведения собираемой информации о состоянии энергопотребления и работе энергоустановок до соответствующих специалистов производственных подразделений , организовываются локальные вычислительные сети , к которым подключаются : сервер баз данных ( БД ) и автоматизированные рабочие места ( АРМ ) специалистов .
Типовая архитектура построения иерархической структуры ИАСУ
5.3. Контролируемый пункт управления и сбора данных
5.3.1. КПУСД , являющийся технологическим объектом , должен выполняться на базе современных микропроцессорных и интегральных микросхем широкого применения и иметь модульную конструкцию .
5.3.2. В состав устройства должны входить :
1) Блок обработки и передачи информации , обеспечивающий выполнение возложенных на устройство функций ;
2) Кроссовый блок , обеспечивающий удобное подключение к устройству внешних линий связи и питания .
5.3.3. Блок обработки и передачи информации должен включать в себя следующие функциональные модули — элементы технологической системы :
— контроля и управления состояниями объекта ;
— приема информации от датчиков импульсов ( передающих устройств ) электросчетчиков ;
— накопления , обработки и хранения информации ;
— формирования и коррекции астрономического времени и календаря ;
— отображения информации ( информационное табло );
— ввода и запроса на отображение информации ( клавиатуру );
— интерфейсов связи с внешними устройствами ;
— интерфейсов передачи данных в каналы связи ;
Примечание : Блок обработки и передачи информации может также содержать модуль управления нагрузкой электропотребления .
5.3.4. Модуль отображения информации ( информационное табло ) должен быть выполнен в виде жидкокристаллического дисплея или цифровых индикаторов , обеспечивающих отображение всей необходимой информации .
5.3.5. Модуль ввода информации ( клавиатура ) должен иметь поле цифровых клавиш от 0 до 9 и минимальное количество функциональных клавиш для ввода и вывода необходимой информации в КПУСД .
Примечание : Модуль ввода и отображения информации могут изготавливаться в виде переносного пульта управления , который может выполнять дополнительные функции :
— считывать данные , накопленные в КПУСД ;
— запоминать и хранить считанные данные от нескольких КПУСД ;
— перезаписывать считанные данные в ЦПВУ .
5.3.6. В КПУСД может быть предусмотрена сигнализация о поступлении информации от датчиков импульсов , а также об исправном состоянии и режимах работы устройства с помощью светодиодных индикаторов .
5.3.7. Конструкция КПУСД должна обеспечивать пломбирование кроссового блока и других элементов ( с помощью которых можно изменять параметры настройки устройства , системное время и накопленные данные ) для исключения несанкционированного изменения информации в КПУСД .
5.3.8. Конструкция устройства должна быть модульно — блочного типа , без вентиляторов принудительного охлаждения . Она должна обеспечивать удобство эксплуатации и ремонта , а также учитывать требования дизайна . Кабельные вводы в устройство от кроссового блока должны иметь разъемные соединения для возможности снятия устройства с места постоянной эксплуатации и проведения ремонта в лабораторных условиях .
5.3.9. Конструкция корпуса устройства должна обеспечивать защиту от несанкционированного доступа посторонних лиц и иметь возможность его навесного или утопленного монтажа на стандартных панелях двухстороннего обслуживания , а также навесного настенного монтажа . Ширина КПУСД не должна превышать 500 мм , глубина — 400 мм и высота — 500 мм .
5.3.10. Масса устройства не должна превышать 12 кг .
5.3.11. КПУСД , как правило , должен иметь несколько конфигураций исполнения , отличающихся по количеству обслуживаемых каналов учета , по составу модулей интерфейсов связи и управления нагрузкой , по набору вычислительных функций , и комплектоваться по заказам пользователей .
5.4. Центральный пункт вычислений и управления
5.4.1. ЦПВУ должен выполняться на базе средств микропроцессорной техники и ( или ) ПЭВМ типа IBM PC и включать в себя следующие функциональные модули :
— ввода и отображения информации ;
— вывода информации на печать ;
— запоминающих устройств на жестком и гибком магнитных дисках ;
— формирования астрономического времени и календаря ;
— интерфейсов запроса и приема информации от КПУСД по различным телекоммуникационным каналам ;
— интерфейсов связи с локальными сетями ЭВМ и другими ПЭВМ ;
5.4.2. Возможны следующие варианты исполнения ЦПВУ :
— в качестве ЦПВУ используется ПЭВМ IBM PC стандартной конфигурации , дополненная интерфейсным модулем связи с КПУСД по различным каналам телекоммуникации ( специзготовление );
— в качестве ЦПВУ используется ПЭВМ IBM PC стандартной конфигурации в комплекте со специальным устройством сбора и хранения информации от периферийных КПУСД ;
— в качестве ЦПВУ используется специализированное устройство сбора , обработки , хранения , отображения и документирования информации от периферийных КПУСД .
5.4.3. Конструкция и габариты ЦПВУ в основном определяются характеристиками применяемой ПЭВМ .
6. ЗАДАЧИ И ФУНКЦИИ АСУЭ
6.1. Задачи АСУЭ
Использование АСУЭ должно обеспечивать решение следующих задач :
1) комплексный автоматизированный коммерческий и технический учет электроэнергии по организации и ее инфраструктурам ( цеха , подразделения , субабоненты ) в соответствии с действующими тарифами системами для всех параметров учета ( по количеству и мощности ) с целью внешних и внутренних расчетов по энергоресурсам и обеспечения их рационального расхода ;
2) контроль потребления электроэнергии по точкам учета и вышеуказанным структурам в заданных временных интервалах (3 и 30 мин , зоны , смены , сутки , декады , месяцы , кварталы и годы ) относительно заданных лимитов , режимных и технологических ограничений мощности и расхода с целью экономии энергоресурсов и обеспечения безопасности энергоснабжения ;
3) фиксация отклонений контролируемых величин учета и их оценка в абсолютных и относительных единицах с целью облегчения анализа потребления электроэнергии ;
4) сигнализация ( цветом , звуком , распечаткой ) отклонений контролируемых величин сверх допустимого диапазона значений с целью принятия оперативных решений ;
5) прогнозирование ( кратко -, средне — и долгосрочное ) значений параметров учета с целью планирования электропотребления ;
6) автоматическое управление электропотреблением на основе заданных критериев и приоритетных схем включения — отключения потребителей с целью экономии ручного труда и обеспечения качества управления ;
7) внутренний хозрасчет между цехами и подразделениями организации с целью экономии электроэнергии и ее рационального расходования на рабочих местах ;
8) точный расчет с субабонентами организации по потреблению электроэнергии с целью справедливого распределения затрат .
6.2. Функции АСУЭ
Для решения вышеуказанных задач и достижения соответствующих целей ПТК АСУЭ должны обеспечивать выполнение ряда функций на соответствующих уровнях технологических систем ( операций , процессов , производственных подразделений и организаций ) приведенных на рис .1.
АСУЭ должна обеспечивать выполнение следующих функций :
— контроль текущего состояния коммутационных элементов ;
— измерение текущего значения токов , напряжений , активной и реактивной мощности , а также других технологических параметров ;
— отображение на мониторе и документирование на бумаге через принтер информации по измеряемым и рассчитываемым параметрам в графическом виде ( ведомости , таблицы , графики );
— выявление изменений контролируемых параметров ( выход за уставки измеряемых параметров , срабатывание коммутационных элементов ), оповещение об этом диспетчера и сигнализация о других нештатных ситуациях ;
— ведение протокола текущих и аварийных событий , происходящих как на КПУСД , так и в ЦПВУ ;
— передача информации о контролируемых параметрах в ЦПВУ ;
— контроль работоспособности каналов связи , автоматическая самодиагностики субблоков и системы в целом с анализом поступающей информации ;
— контроль оперативного напряжения цепей телеуправления ;
— телеуправление приводами выключателей ;
— формирование и печать отчетов ;
— архивирование всех событий и замеров , ведение базы данных ;
— коммерческий и технический учет электроэнергии ;
— оперативный контроль потребляемой мощности ;
формирование нормативно — справочной базы энергоучета организации по каждой точке и структуре учета , тарифам , зонам , сменам ;
— сбор в автоматическом ( по заданным периодам времени ) и ручном ( по запросу оператора ) режимах данных о конкретных параметрах по каждой точке и ( или ) структуре учета ;
— накопление данных в ЦПВУ по каждой точке учета с заданной временной дискретностью на требуемую ретроспективу ;
— обработка накопленных данных учета в соответствии с действующими тарифами , схемой электроснабжения и структурой учета организации ;
— передачу удаленным пользователям необходимых данных в заданном объеме ;
— выделение заданной информации из полученных от КПУСД данных и передача их на верхний уровень управления .
7. ПОКАЗАТЕЛИ НАЗНАЧЕНИЯ
7.1. Контролируемый пункт управления и сбора данных
7.1.1. КПУСД предназначен для сбора , накопления , обработки , хранения и отображения первичных данных об электроэнергии , мощности других параметрах и состояниях на объекте , автоматического управления технологическими операциями в соответствии с заданной программой , контроля срабатывания защит и блокировок , а также для передачи накопленных данных по телекоммуникационным каналам в ЦПВУ .
7.1.2. Сбор информации о расходе электроэнергии в КПУСД осуществляется путем обработки числоимпульсных сигналов от электронных счетчиков расхода электроэнергии или от датчиков импульсов , встроенных в индукционные электросчетчики .
7.1.3. КПУСД служит источником исходных данных для расчетного ( коммерческого ) и технического учета потребления , расхода ( генерации ) активной и реактивной энергии и мощности в энергосистеме .
7.1.4. КПУСД должен обеспечивать сбор информации от электронных электросчетчиков ( типа «Альфа» , «ЕвроАльфа» , Ф 443, ЦЭ 6001, Ф 68700 и др .) по последовательным цифровым каналам ( интерфейс ) типа RS -485/ RS -232 или от индукционных трехфазных электросчетчиков , снабженных датчиками импульсов ( типа Е -440, Е — 440.01, Е -870, Ж 7 АП 1 и им аналогичных ), при :
— частоте следования импульсов — 10 Гц ;
— минимальной длительности импульсов — 20 мс ;
— амплитуде тока — до 14 m А ;
— остаточной амплитуде тока ( при отсутствии сигнала ) — до 1 m А .
Длинна линии связи от электросчетчиков до КПУСД — до 3 км при параметрах линии связи — сопротивление пары проводящих жил не более 190 Ом / км и емкости не более 0,1 мкФ / км .
7.1.5. Число обслуживаемых датчиков импульсов ( каналов учета ) должно выбираться из ряда : 16; 32; 48; 64; 80; 96 в зависимости от числа электросчетчиков на объекте по заказу потребителей .
Напряжение электропитания датчиков импульсов от КПУСД должно быть равно 12 ± 1,2 В и обеспечивать требуемые амплитуды токов ( п . 7.1.4.) от подключенных датчиков импульсов .
7.1.6. КПУСД должен обеспечивать программную защиту числоимпульсной информации от помех и ложных сигналов в линиях связи с датчиками импульсов .
КПУСД должен обеспечивать выдачу текстовых сигналов с частотой 1 Гц , имитирующих поступление сигналов от датчиков импульсов для проверки информационных входов при наладке устройства .
7.1.7. КПУСД должен обеспечивать выработку текущего астрономического времени ( секунды , минуты , часы ) и календаря ( число , месяц , год ), учет зимнего и летнего времени , рабочих и нерабочих дней , длительности расчетного периода .
Устройство должно позволять производить коррекцию значения текущего ( системного ) времени на величину ± 30 с с помощью клавиатуры , от ЦПВУ , а также по радиосигналам точного времени .
В пределах каждых суток должна иметься возможность установки двух видов дифференцированного тарифного учета , имеющих до 4 временных тарифных зон каждый . Границы зон должны задаваться с дискретностью в 30 мин .
7.1.8. КПУСД должен обеспечивать возможность организации групп учета путем алгебраического суммирования данных о расходе электроэнергии и мощности по заданным каналам учета .
Максимальное количество групп и каналов учета в группе в зависимости от общего числа каналов учета КПУСД предпочтительно выбирать из следующей таблицы :
Количество каналов учета
Максимальное количество групп учета
Количество каналов в группе
Один и тот же канал учета может входить одновременно в состав всех или нескольких групп . Распределение каналов учета по группам , знаки канальной информации , коэффициенты счетчиков и трансформации по каналам учета должны задаваться при первоначальном запуске и , при необходимости , корректироваться пользователями устройства .
7.1.9. Устройство должно обеспечивать вычисление параметров и их хранение в памяти согласно таблице Приложение А . По заказам потребителей устройство должно позволять изменять состав параметров , число групп и время хранения вычисляемых параметров .
7.1.10. КПУСД , имеющее модуль управления нагрузкой , должен формировать и выдавать сигналы типа «сухой контакт» по 4. 8 каналам управления с максимальным коммутируемым переменным током по каждому каналу до 2 А при максимальном коммутируемом напряжении до 220 В .
Сигналы управления предназначаются для сигнализации о перерасходах из одной тарифной зоны в другую , а также о превышении договорных значений потребления электроэнергии и мощности по заданным группам учета в случае установки КПУСД на промышленных предприятиях .
7.1.11. КПУСД должен работать как в локальном режиме , так и в режиме обмена информацией с ЦПВУ .
Работа КПУСД в локальном режиме осуществляется при отсутствии на объекте каналов связи с ЦПВУ или при нарушении связи КПУСД с ЦПВУ . При этом вызов и отображение расчетных ( вычисляемых ) параметров и служебной информации должны осуществляться с помощью информационного табло и клавиатуры или переносного пульта управления .
При работе КПУСД в режиме обмена с ЦПВУ по инициативе последнего должны осуществляться сеансы связи с КПУСД . Сеансы связи должны происходить :
— спорадически ( по запросу оператора ЦПВУ ); при этом должны передаваться любые запрашиваемые расчетные параметры по любому каналу или группе , сопровождаемые временем и датой их образования , а также служебные параметры ;
— периодически ( по автоматическому запросу ЦПВУ ), с периодом один раз в сутки ; при этом должен передаваться ряд задаваемых пользователем расчетных и служебных параметров из таблицы Приложение А , сопровождаемый временем и датой их образования .
При наличии выделенного канала связи между КПУСД и ЦПВУ устройства должны позволять передавать ( по автоматическому запросу ЦПВУ ) с циклом в 3 (5) минут усредненные на 3- х (5- и ) минутных интервалах значения мощностей ( параметр № 14 таблицы Приложение А ) не менее чем по 16 каналам или группам учета .
7.1.12. Средства ввода и отображения информации КПУСД должны работать в следующих двух режимах :
В режиме пульта оператора должны осуществляться :
— вызов на индикацию расчетных и служебных параметров ;
— просмотр расчетных параметров по каналам и группам ;
— вызов на индикацию текущего времени и календаря ;
— вызов на индикацию информации , записанной в ППЗУ . В режиме инженерного пульта должны осуществляться :
— занесение или коррекция параметров настройки КПУСД в оперативной памяти ;
— установка начальных показаний счетных механизмов электросчетчиков ;
— ручная коррекция часов ;
— пуск устройства в работу .
Перевод клавиатуры в режим инженерного пульта должен быть защищен от несанкционированного доступа путем пломбирования соответствующей клавиши или переключателя .
Дата и время перевода клавиатуры в режим инженерного пульта должен фиксироваться в энергонезависимой памяти устройства .
7.1.13. В состав параметров настройки КПУСД должны входить :
— коэффициенты пересчета импульсов в киловатт — часы ;
— коэффициенты пересчета импульсов в эквиваленты показаний счетных механизмов электросчетчиков ;
— параметры распределения каналов учета по группам ;
— параметры распределения каналов и групп по видам тарифного учета ;
— границы временных зон в видах тарифного учета ;
— параметры передачи информации в ЦПВУ ;
— время контроля каналов учета ( задаваемое допустимое время отсутствия поступления импульсов в канале учета );
— значения расчетных периодов по каналам учета ;
— даты ввода зимнего и летнего времени ;
— текущее время и время запуска устройства ;
— другие параметры , определяемые индивидуальными функциональными возможностями устройства ( управление нагрузкой и пр .).
7.1.14. Устройство должно обеспечивать возможность передачи информации в ЦПВУ по следующим видам каналов телекоммуникации :
1) телемеханический канал ВЧ — связи по высоковольтным линиям ( ВЛ ) электропередач в спектре частот от 2,4 до 3,4 кГц со скоростями ряда 50, 100 и 200 бод ;
2) телефонный канал ВЧ — связи по ВЛ в спектре частот от 0,3 до 2,4 кГц со скоростью не менее 600 бод ;
3) телефонный канал в диапазоне частот от 0,3 до 3,4 кГц со скоростью не менее 1200 бод ;
4) радиоканал связи , образованный радиостанциями типа «Сигнал» , «Эстакада» , «Заря» и др . со скоростью не менее 1200 бод ;
Запрос на передачу информации и коррекция системного времени по каналам коммуникации вида 1). 4) должны осуществляться от ЦПВУ .
Интерфейсные модули передачи данных по п . п . 1). 4) должны иметь встроенные модемы . Модем модуля по п . 1) должен сопрягаться с каналообразующей аппаратурой ВЧ — связи по ВЛ и работать с устройствами типа АПСТ , ТГФМ и др ., установленными в аппаратуре ВЧ — связи на другом конце канала связи . Модемы модулей по п . п . 2), 3) должны соответствовать рекомендациям МККТТ V 23, V 21, иметь адаптеры связи и работать со стандартными модемами , установленными на другом конце канала связи . Интерфейсные модули передачи данных по п . 4) должны иметь встроенные блоки управления радиостанцией .
Должна обеспечиваться возможность параллельного подключения к одному каналу связи интерфейсных модулей передачи данных от 2. 3 КПУСД .
Примечание : 1) Допускается производство интерфейсных модулей передачи данных по п . 1), имеющих выход непосредственно на аппаратуру типа АПСТ и др . 2) Допускается производство КПУСД без интерфейсных модулей передачи данных по п . 4).
7.1.15. КПУСД должен иметь не менее двух асинхронных последовательных каналов связи с внешними устройствами по интерфейсам : ИРПС , стыкС 2, RS -232/485.
Внешними устройствами , взаимодействующими с КПУСД по этим каналам связи , могут быть : алфавитно — цифровой дисплей , печатающее устройство , ЭВМ или расположенный на этом же объекте другой КПУСД .
Программные устройства , обеспечивающие взаимодействие КПУСД с внешними устройствами , могут поставляться по заказам пользователей .
7.1.16. Должна обеспечиваться возможность объединения двух или нескольких КПУСД по интерфейсу ( см . п . 7.1.15) в одну систему с целью расширения количества каналов учета на объекте , при этом один из КПУСД должен быть ведущим и осуществлять передачу всей информации от двух или нескольких КПУСД на верхний уровень в ЦПВУ .
7.1.17. Устройство должно обеспечивать автоматическое тестирование функциональных узлов и модулей при включении в работу , а также с заданной периодичностью с выдачей информации о результатах тестирования с помощью индикаторов или табло .
7.1.18. После запуска устройства работа персонала со средствами ввода и отображения информации КПУСД , осуществление передачи данных по каналам телекоммуникации , взаимодействие КПУСД с внешними устройствами , а также подключение к устройству новых каналов учета и запуск их в работу не должен влиять на процесс сбора и накопления информации от электросчетчиков .
7.1.19. Устройство должно обеспечивать сохранность всех имеющихся в памяти данных ( включая программы ) и непрерывную работу часов ( переход в «ждущий» режим , при котором питание датчиков импульсов прекращается ) при отключении основного и резервного питания на время 72 час , а также возобновление своего рабочего режима при восстановлении питания .
7.1.20. Устройство должно обеспечивать запоминание ( с привязкой ко времени ) с возможностью запроса от ЦПВУ следующих событий :
— сеансов коррекции системного времени с клавиатуры и от ЦПВУ ;
— перевода клавиатуры в режим инженерного пульта ;
— отключений сетевого питания ;
— восстановлений сетевого питания .
Количество запоминаемых событий каждого вида должно быть не менее 20.
7.2. Центральный пункт вычислений и управления
7.2.1. ЦПВУ предназначен для запроса и приема информации от всех подключенных периферийных КПУСД по различным видам каналов телекоммуникации и осуществления сбора , накопления , хранения ( архивирования ), обработки , отображения и документирования данных об электроэнергии , мощности других параметрах и состояниях на объекте , дистанционного управления состояниями объектов , сигнализации об отказах объектов их элементов и отклонении их параметров от заданных значений , а также для передачи необходимые данные в АСУП ( см . рис . 1), АСДУ энергосистемы , в автоматизированные системы коммерческих расчетов с промышленными потребителями .
7.2.2. ЦПВУ должен обеспечивать контроль за схемой электроснабжения предприятия в режиме реального времени , запрос и прием данных об электроэнергии и мощности , а также служебных параметров согласно таблице Приложения А не менее чем от 50 периферийных КПУСД по всем указанным в п . 7.1.14 видам каналов телекоммуникации . Запросы должны осуществляться автоматически ( по заданному расписанию ) и по инициативе оператора . Количество каналов каждого вида определяется по заказу пользователя .
Примечание : ЦПВУ должно позволять производить запрос и прием данных от периферийных информационно — измерительных систем ( ИИС ) типа ИИСЭЗ , ИИСЭ 2 М , ИИСЭ 4, ЦТ 6001 мс , ЦТ -5000, оборудованных модулями передачи информации .
7.2.3. ЦПВУ должен иметь технические и программные средства подключения к локальной вычислительной сети ЭВМ объекта , на котором оно устанавливается , и межмашинного обмена с ЭВМ ( или с сетью ЭВМ ) вышестоящего уровня управления ( см . рис . 1) по каналам телекоммуникации согласно п . 7.1.14.
7.2.4. ЦПВУ должен обеспечивать сбор , обработку , хранение , отображение и документирование , а также контроль полноты информации , получаемой от всех периферийных КПУСД и ИИС .
Алгоритмы обработки , отображения и документирования информации , в том числе и для расчета материального баланса , должны определяться пользователем из набора поставляемых с ЦПВУ программных средств или самими пользователями путем свободного программирования . База данных ЦПВУ должна быть рассчитана на полный состав периферийных КПУСД ( ИИС ), расчетных и служебных параметров со сроком их хранения не менее 3 лет и должна быть доступной для обрабатывающих программ пользователей . База данных ЦПВУ должна быть программно защищена от несанкционированного доступа с целью корректировки накопленных данных , а также обеспечивать решение производственно — технологических ( регистрация и хранение информации о контролируемых параметрах , аварийных ситуациях , действиях оперативного персонала и т . п .) и технико — экономических задач , в том числе , оптимизацию режимов работы , учета наработки и остаточного ресурса технологического оборудования и агрегатов .
7.2.5. ЦПВУ должен обеспечивать выработку астрономического времени и календаря , учет рабочих и нерабочих дней , зимнего и летнего времени , а также позволять ручную и автоматическую ( по радиосигналам точного времени ) коррекцию системного времени как в самом ЦПВУ , так и в периферийных КПУСД по каналам телекоммуникации . Ручная коррекция времени должна быть программно защищена от несанкционированного доступа .
7.2.6. Устройство должно обеспечивать сохранность всей информации , программных средств и непрерывную работу часов при отключении сетевого питания до 48 часов , а также возобновление рабочего режима при восстановлении питания .
8. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПТК АСУЭ
8.1. Программно — технический комплекс АСУЭ должен обеспечивать реализацию функций , изложенных в разделе 6 настоящего стандарта , и быть построен на унифицированных , серийно выпускаемых средствах .
8.2. АСУЭ должна соответствовать ГОСТ 24.104 и удовлетворять дополнительным требованиям :
1) Соблюдения международных стандартов на электрические , информационные и программные интерфейсы ;
2) Развития АСУЭ , расширения ее функций за счет применения модульного принципа построения ;
3) Построения АСУЭ с использованием передовой технологии и достижений науки и техники .
8.3. В АСУЭ должна быть предусмотрена децентрализация функций сбора , обработки , хранения информации и выработки управляющих воздействий .
8.4. В АСУЭ должны быть применены средства визуализации состояния технологических объектов и процессов с использованием графических образов и анимации .
8.5. АСУЭ должна обеспечивать диагностику элементов , входящих в ее состав .
8.6. В АСУЭ должно быть предусмотрено резервирование отдельных ее элементов на наиболее опасных и ответственных объектах .
8.7. АСУЭ должна обеспечивать , наряду с автоматическим , местное и дистанционное управление технологическими объектами .
8.8. В АСУЭ должны быть предусмотрены программные и аппаратные ( конструктивные ) средства защиты от неквалифицированных действий персонала и / или несанкционированного доступа особенно посторонних лиц .
8.9. В составе АСУЭ должны быть предусмотрены устройства бесперебойного питания .
8.10. Используемые в АСУЭ электротехнические устройства , размещаемые во взрывоопасных зонах , должны иметь разрешение Госгортехнадзора РФ на их применение и соответствовать классу взрывоопасной зоны , категории и группе взрывоопасной смеси .
8.11. Оборудование , используемое в АСУЭ , должно обеспечивать работоспособность в соответствующих климатических условиях по ГОСТ 15150 .
8.12. При создании АСУЭ должна быть разработана проектная и эксплуатационная документация по ГОСТ 34.201 .
9. ТРЕБОВАНИЯ К ПРОГРАММНОМУ ОБЕСПЕЧЕНИЮ
9. 1. КПУСД
9.1.1. Программные средства КПУСД должны , как правило , базироваться на современных надежных Unix — подобных операционных системах реального времени , обеспечивать многозадачный , многопользовательский режим работы и выполнение всех показателей назначения , изложенных в разделе 7.1 настоящего стандарта .
9.1.2. Структура программных средств должна включать комплекс программ , взаимодействующих на основе приоритетной системы векторных ( аппаратных ) прерываний с использованием фоновой обработки информации . Число используемых аппаратных прерываний должно быть минимальным . Управление программами должно осуществляться простым монитором .
9.1.3. Формат представления расчетных параметров в КПУСД , передачи их в ЦПВУ , а также их отображения на табло должен обеспечивать получение не менее 6 значащих цифр параметра .
9.1.4. Надежность программных средств должна быть не ниже надежности аппаратных элементов устройств . Должна быть предусмотрена автоматическая диагностика элементов устройств КПУСД и внешних устройств , в том числе при нарушении их работы или при срабатывании АВР .
9.1.5. Программные средства КПУСД должны обеспечивать возможность изменения состояния и количества вычисляемых параметров , а также алгоритмов их вычисления по заказам потребителей КПУСД .
9.1.6. Программные средства , накопленные данные и передаваемая в ЦПВУ информация должны быть программно защищены от несанкционированного доступа .
9.1.7. Протокол обмена КПУСД с ЦПВУ должен быть рассчитан на периодическую передачу информации на верхний уровень управления в соответствии с таблицей Приложения А , а также на передачу по запросу любых расчетных параметров в режиме группового опроса .
9.2. ЦПВУ
9.2.1. Программные средства ЦПВУ должны обеспечивать гибкость , масштабируемость , широкие функциональные возможности , многозадачный многопользовательский режим работы и выполнение всех показателей назначения , приведенных в разделе 7.2 настоящего стандарта .
9.2.2. Программные средства ЦПВУ должны функционировать в среде стандартных операционных систем ПЭВМ типа IBM PC и базироваться на программных продуктах , как правило , в операционной среде WINDOWS NT или в операционном окружении семейства WINDOWS .
Примечание . В качестве человеко — машинного интерфейса для визуализации БД АСУЭ возможно использование , например , программного продукта InTouch ™ , входящего в состав интегрированного пакета FactorySuite ™ 2000 фирмы Wonderware и / или соответствующие его модификации .
9.2.3. Программные средства обмена информацией ЦПВУ с периферийными КПУСД по телекоммуникационным каналам должны обеспечивать полную достоверность получаемых в ЦПВУ данных .
9.2.4. Программное обеспечение АСУЭ должно обеспечивать :
1) Работу автоматизированных рабочих мест ( АРМ ) в соответствии всем функциям , выполняемым соответствующими специалистами ( функции выполняемые на АРМах приведены в Приложении Б );
2) Стабильную работу системы вне зависимости от количества используемых АРМов ;
3) Быструю настройку программ для решения конкретных прикладных задач ;
4) Архивирование информации в базах данных ;
5) Представление информации в табличной или графической форме ( в виде трендов ) за прошедший период времени ;
6) Защиту информации в системах управления от несанкционированного доступа с использованием системы паролей и регистрации пользователей ;
7) Диагностику состояния систем управления , полевых приборов и исполнительных механизмов на объектах электроснабжения ;
8) Интеграцию с другими системами и экспорт данных клиентам вычислительных сетей .
10. ТРЕБОВАНИЯ ПО ПИТАНИЮ
10.1. КПУСД
10.1.1. Электрическое питание КПУСД должно осуществляться :
— основное — от сети переменного тока напряжением (220 В ) + 10-15% и частотой (50 + 1) Гц ;
— резервное — от источника постоянного тока напряжением (220 В ) ± 10%.
10.1.2. Возникновение безтоковой паузы на время до 1,8 с , а также переход питания устройства с сети переменного тока на источник постоянного тока и обратно не должно вызывать сбоев в работе устройства и перехода в «ждущий» режим .
10.1.3. Входные цепи КПУСД по питанию переменным и постоянным током не должны иметь гальванических связей между собой и корпусом устройства .
10.1.4. Мощность , потребляемая КПУСД в цепях питания ( при количестве обслуживаемых каналов учета до 96), должна быть не более 100 ВА .
10.2. ЦПВУ
10.2.1. Электрическое питание ЦПВУ должно осуществляться от сети переменного тока напряжением (220 В ) + 10 — 15% и частотой (50 ± 1) Гц от сборок бесперебойного питания средств СДТУ .
10.2.2. Мощность , потребляемая ЦПВУ в цепях питания , должна быть не более 500 ВА .
11. ТРЕБОВАНИЯ К МЕТРОЛОГИЧЕСКОМУ ОБЕСПЕЧЕНИЮ
11.1. КПУСД
11.1.1. Устройство должно быть метрологически аттестовано и занесено в реестр Госстандарта РФ ( иметь сертификат об утверждении типа средств измерений ) в качестве прибора для коммерческого учета электроэнергии .
11.1.2. Метрологическое обеспечение устройства должно осуществляться в соответствии с ГОСТ 8.437 и МИ 2438 .
11.1.3. Определение метрологических характеристик должно обеспечиваться серийно выпускаемыми приборами и оборудованием .
11.1.4. Методика поверки устройства должна быть разработана и утверждена в установленном порядке .
11.2. ЦПВУ
11.2.1. Требования к метрологическому обеспечению ЦПВУ не предъявляются .
12. ТРЕБОВАНИЯ К МЕТРОЛОГИЧЕСКИМ ХАРАКТЕРИСТИКАМ
12.1. КПУСД
12.1.1. Предел допускаемого значения относительной погрешности передачи данных от датчиков импульсов до КПУСД должен быть ± 0,1% при времени измерения не менее 4 час .
12.1.2. Предел допускаемого значения относительной погрешности перевода числа импульсов , получаемых от датчиков импульсов , в именованные величины должен быть ± 0,05%.
12.1.3. Предел допускаемого значения относительной погрешности накопления информации в течение суток должен быть ± 0,1 %.
12.1.4. Абсолютная погрешность текущего времени , вырабатываемого КПУСД , не должна превышать ± 5 с в сутки .
12.1.5. Погрешность передачи данных от КПУСД по каналам телекоммуникации в ЦПВУ при ее определении после завершения сеанса связи , не допускается .
12.2. ЦПВУ
12.2.1. Требования к метрологическим характеристикам ЦПВУ не предъявляется .
13. ТРЕБОВАНИЯ К НАДЕЖНОСТИ
13.1. КПУСД
13.1.1. Устройство должно быть восстанавливаемым многофункциональным изделием .
13.1.2. Устройство должно быть рассчитано на непрерывный режим работы с неограниченной продолжительностью .
13.1.3. Наработка на отказ должна быть не менее 15000 час в нормальных условиях применения .
13.1.4. Время восстановления работоспособности должно быть не более 2 час . и обеспечиваться путем замены функциональных модулей , неисправность которых выявляется по результатам автодиагностики .
13.1.5. Гарантийный срок эксплуатации КПУСД должен быть не менее 18 месяцев .
13.2. ЦПВУ
13.2.1. Устройство должно быть рассчитано на непрерывный режим работы с неограниченной продолжительностью .
13.2.2. ЦПВУ должен удовлетворять требования по надежности для стандартных ПЭВМ типа IBM PC .
14. ТРЕБОВАНИЯ ПО УСТОЙЧИВОСТИ К КЛИМАТИЧЕСКИМ И ВНЕШНИМ ВОЗДЕЙСТВИЯМ
14.1. КПУСД
14.1.1. КПУСД должен быть устойчив к воздействию температуры окружающего воздуха от — 10 ° C до + 50 ° C ( желательно от — 40 ° C ).
14.1.2. КПУСД должен быть устойчив к воздействию относительной влажности 90 % при температуре 30 ° C , атмосферном давлении от 630 до 800 мм рт . ст .
14.1.3. КПУСД должен быть устойчив к воздействию вибрационных нагрузок в диапазоне частот от 30 до 500 Гц с ускорением 0,5 g и амплитудой 0,1 мм .
14.1.4. КПУСД должен быть устойчив к воздействию внешнего магнитного поля с частотой (50 + 1) Гц напряженностью до 400 А / м .
14.1.5. По электромагнитной совместимости устройство должно удовлетворять требования стандарта МЭК , публикация 870-2-1.
14.1.6. КПУСД в упаковке для транспортирования должен выдерживать воздействия :
— температуры окружающей среды от — 50 ° C до + 55 ° C ;
— относительная влажность воздуха 98 % при температуре + 35 ° C ;
— транспортная тряска с максимальным ускорением до 3 g при частоте от 80 до 120 ударов в мин . в течение 1 часа .
14.2. ЦПВУ
14.2.1. Устройство должно удовлетворять требования по устойчивости к климатическим и внешним воздействиям для стандартных ПЭВМ типа IBM PC .
15. ТРЕБОВАНИЯ К БЕЗОПАСНОСТИ
15.1. КПУСД
15.1.1. По общим требованиям безопасности КПУСД должен соответствовать ГОСТ 12.2.003 .
15.1.2. Устройство должно выдерживать между объединенными всеми входными и выходными зажимами и корпусом испытательное напряжение 1,5 кВ синусоидальной формы частотой 50 Гц при температуре окружающего воздуха (20 ± 5) ° C и относительной влажности до 80% в течение 1 мин .
15.1.3. Сопротивление изоляции электрических цепей относительно друг друга ( электрически не связанных ) и зажимами защитного заземления при температуре окружающего воздуха (20 ± 5) ° C и относительной влажности не более 80 % должно быть не менее 20 МОм .
15.1.4. Все внешние части устройства , находящиеся под напряжением переменного тока по отношению к корпусу , превышающим 24 В , должны быть защищены от случайного прикосновения .
15.1.5. Устройство должно иметь надежное заземление . Переходное сопротивление между зажимом заземления и корпусом КПУСД не должно превышать 0,05 Ом .
15.2.1. Устройство должно удовлетворять требования к безопасности для стандартных ПЭВМ типа IBM PC .
16. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ
16.1. КПУСД
16.1.1. КПУСД должен быть обслуживаемым устройством . Техническое обслуживание должно заключаться в систематическом наблюдении за правильностью работы устройства , в регулярном техническом осмотре и устранении возникающих неисправностей допущенным для этих работ персоналом .
16.1.2. Должны предусматриваться следующие виды технического обслуживания КПУСД :
— оперативный контроль , заключающийся в проверке работы устройства по индикаторам и информационному табло ;
плановый периодический контроль исправной работы , тестирование устройства и проверка состояния параметров настройки устройства и поверка состояния параметров настройки устройства закрепленным персоналом ;
— внеплановое обслуживание при возникновении неисправностей , заключающееся в поиске и устранении неисправностей допущенным для этих работ персоналом .
16.2. ЦПВУ
16.2.1 Обслуживание ЦПВУ определяется правилами обслуживания ПЭВМ типа IBM PC , но должно производиться только допущенным к техническому обслуживанию ЦПВУ персоналом .
Управление электроснабжением
Автоматизированные системы управления электроснабжением (АСУЭ, АСДУЭ, АСОДУЭ ) выполняют функции дистанционного контроля и управления распределением электроэнергии на предприятии. Основной целью их создания является обеспечение бесперебойного, стабильного электроснабжения предприятия за счет:
- предоставления оперативному и диспетчерскому персоналу достоверной информации по текущим характеристикам сетей электроснабжения, состоянию и режимам работы энергетического оборудования электрических подстанций;
- реализации функций телеуправления объектами электроснабжения в дистанционном режиме;
- предупреждения ошибочных действий персонала, обеспечения своевременного и грамотного реагирования на предаварийные и аварийные ситуации;
- автоматического ведения журналов технологических событий и предоставления инструментов для просмотра и анализа аварийных осцилограмм, действий операторов, истории изменения контролируемых параметров.
Источниками эффективности применения автоматизированных систем управления электроснабжением являются:
- повышение надежности функционирования энергосистемы предприятия. Минимизация простоев технологического оборудования, связанных с перебоями электроснабжения и низким качеством электроэнергии;
- повышение качества планирования и управления потреблением электроэнергии. Увеличение коэффициента использования выделенного лимита мощности, минимизация штрафов за превышение лимитов;
- повышение прозрачности расчетов с субабонентами;
- предупреждение ошибочных действий эксплуатационного и оперативно-диспетчерского персонала. Минимизация последствий нештатных ситуаций;
- снижение трудозатрат на сбор первичной информации и формирование отчетных документов.
Структура автоматизированных систем управления электроснабжением
Нижний уровень систем АСУЭ, АСДУЭ, АСОДУЭ образуют измерительные преобразователи тока и напряжения, средства технического учета электроэнергии, системы противоаварийной защиты и автоматики, иные устройства, обеспечивающие измерение и регулирование режимов работы оборудования электрической сети.
Первичные данные о состоянии и режимах работы подстанций, параметрах выработки и потребления электроэнергии поступают на устройства сбора, предварительной обработки, агрегирования телемеханической информации и данных технического учета электроэнергии, образующие средний уровень систем управления электроснабжением.
Агрегированные, предварительно обработанные данные с подстанций поступают на верхний уровень АСУЭ, АСДУЭ, АСОДУЭ на сервера подсистемы сбора и обработки технологической информации, сервера долговременного хранения данных и выводятся на экран коллективного использования в диспетчерской, а также на АРМ специалистов (энергодиспетчера, инженера-релейщика, специалистов службы главного энергетика и др.) в формате мнемосхем, графиков, диаграмм, таблиц, сводных панелей показателей, цифровых и текстовых табло.
Основные функциональные возможности систем управления электроснабжением
Основное предназначение систем АСУЭ, АСДУЭ, АСОДУЭ – обеспечить эффективное оперативно-диспетчерское управление объектами электроснабжения в нормальных, переходных и аварийных режимах. Поэтому, к числу их основных функций относятся:
- контроль параметров работы электрической сети и силового оборудования (значение токов, напряжений, мощностей, частоты и др.);
- контроль положения коммутационных аппаратов;
- контроль состояния основного и вспомогательного электрооборудования;
- контроль неэлектрических параметров функционирования подстанций (сигналы охранной и пожарной сигнализации, температурный режим на подстанции и др.);
- вычисление расчетных величин (расчет линейных напряжений и токов по фазным, 3Uo, 3Io. U2, I2 и др.);
- контроль и регистрация выхода измеряемых параметров за установленные границы, регистрация аварийных событий и нарушений;
- формирование сообщений предупредительной и аварийной сигнализации;
- изменение уставок работы оборудования, формирование и передача команд телеуправления на устройства нижнего оборудования;
- диагностика и самодиагностика комплекса технических средств системы: измерительных, регистрирующих и регулирующих устройств, линий связи, серверного оборудования;
- ведение архивов измеряемых и рассчитываемых значений, ведение журналов действий пользователя в системе;
- формирование технической, оперативной, эксплуатационной и отчетной документации;
- обмен информацией со смежными и внешними информационными системами.
В зависимости от задач Заказчика в системах управления электроснабжением может быть также реализована функциональность информационно-аналитических систем управления энергоэффективностью в части учета и анализа параметров потребления электрической энергии, в том числе:
Автоматизация управления системами электроснабжения
Назначение и цели автоматизации систем электроснабжения
Автоматизированная система управления – это совокупность программных и аппаратных средств, которые предназначены для управления различными процессами, входящими в состав технологических объектов предприятия.
Автоматизированная система управления электроснабжением является составной частью автоматизированной системы управления энергохозяйством. В состав данной системы входят системы диспетчерского управления ремонтом и электроснабжением электрических установок, сбытом и распределением электроэнергии, а также системы, управляющие производственно-экономическими процессами электрохозяйства предприятия. К задачам систем управления электроснабжением относятся автоматический учет потребления энергии, защита электрической сети от перегрузок, предотвращение и ликвидация аварий, обеспечение необходимого уровня напряжения и питания потребителей, автоматическое управление питанием оборудования и т.п. Основными целями внедрения автоматических систем управления электроснабжением объекта являются круглосуточный мониторинг состояния электрической сети, снижение эксплуатационных затрат, сокращение сроков ликвидации последствий аварий, увеличение характеристик оборудования, предупреждение аварий и т.п.
На рисунке ниже изображен пример структурной схемы системы управления электроснабжением.
Рисунок 1. Схема системы управления электроснабжением. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ
Автоматическая система управления электроснабжением значительно отличается от других технологических автоматических систем управления. Основные отличия заключаются в том, что системе управления электроснабжением свойственны высокое быстродействие на всех уровнях процесса управления, высокая степень защиты от электромагнитного влияния, а также более сложное программное обеспечение. К основным функциям, выполняемым автоматической системой управления электроснабжения, относятся:
- Отображение главной схемы электроснабжение в виде мнемосхемы.
- Диагностика состояния используемой аппаратуры.
- Контроль, измерение, регистрация и отображение параметров системы.
- Автоматическое противоаварийное управление.
- Дистанционное управление выключателями главной схемы.
- Контроль качества электрической энергии.
- Диагностика объектов автоматики и релейной защиты.
- Формирование базы данных.
- Технический учет электрической энергии.
- Диагностика режимов работы системы и оборудования.
Готовые работы на аналогичную тему
Мнемосхема – это совокупность сигнальных устройств и изображений внутренних связей и оборудования контролируемого объекта, которые могут располагаться на диспетчерских пультах или операторских панелях.
Важной составной частью системы управления электроснабжением является автоматическая система контроля и учета электрической энергии. Использование данной системы положительно сказывается и на предприятии, и на потребителях. Преимуществом для потребителей является уменьшение стоимости электричества, а для поставщиков преимущества заключаются в снижении пиков потребления и капиталовложений.
Категории электрических установок и их автоматизация
Для обеспечения надежности системы электроснабжения объекта электроприемники делятся на три категории:
- К первой категории относятся электроприемники, перерыв работы которых может стать причиной возникновения опасности для жизни людей и угрозы для государства, большого материального ущерба, а также нарушения функционирования важных объектов связи, коммунального хозяйства и телевидения. В нормальных режимах работы данные приемники обеспечиваются питанием от двух независимых источников, а переключение вводного источника должно производиться автоматически. Из электроприемников первой категории выделяется группа приемников, бесперебойная работы которых является необходимо для остановки всего производственного процесса с целью предотвращения угрозы жизни людей. Для них предусмотрено автоматическое питание от третьего независимого источника.
- Ко второй категории электроприемников относятся те, отключение которых может стать причиной сбоя в процессе производства продукции, простоя в работе, нарушения нормальной деятельности населенного пункта. Они обеспечиваются энергией от двух независимых источников питания.
- К третьей категории относятся остальные приемники, которые не попадают под определение первых двух категорий.
Обязательным элементом электроснабжения электроприемников первой категории является щит автоматического ввода резерва. Такой щит распределяет электрическую энергию и осуществляет переключение нагрузки на резервный ввод, в том случае, если в сети произошло отключение. В зависимости от реализуемой схемы, в состав такого щита могут входит автоматы-моторы или контакторы. По схеме работы они могут быть с автоматическим ввода резерва без приоритета и с приоритетным автоматическим вводом.