}); Структурная схема автоматизированной системы управления электроснабжением - Нов-электро

Структурная схема автоматизированной системы управления электроснабжением

Время идет, и техническое задание на создание автоматизированной системы диспетчеризации электроснабжения, контроля, планирования и технического учета электроэнергии начинает приобретать законченный вид.

Как ранее писал в предыдущей статье, название было сокращено до АСУ ЭС – автоматизированная система управления электроснабжением.

И так. Всю архитектуру АСУ ЭС решено разбить на программные (функциональные) модули. Сделано это из следующих соображений: первое – это поочередного наращивания системы. Таким образом, чтобы часть проектных решений (модули) реализовать совместно с электромонтажными работами электрооборудования подстанций, а остальные, не требующие оперативных переключений и вмешательства в ход электромонтажных работ – после. Второе – часть модулей планируем реализовывать на встроенных функция SCADA, а остальные используя существующие сервер и информационную компьютерную сеть (верхний уровень) предприятия.

Модули выделили следующие:

– Модуль технического учета электроэнергии

– Модуль планирования электроэнергии и мониторинг потребления

– Модуль «Телемеханика»

– Модуль «Мониторинг состояния электрооборудования»

– Документооборот

– Администрирование

– Модуль обеспечения единого времени.

Остановлюсь коротко на каждом модуле отдельно.

Модуль технического учета электроэнергии.

Учет активной и реактивной электроэнергии и мощности. Это автоматическое измерение и сбор данных технического учета на основе одноминутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средней активной и реактивной мощностей.

Данные собираются со счетчиков, установленных на вводных ячейках КРУ, по остальным фидерам с устройств Sepam с расчетом потребления активной энергии на верхнем уровне.

Модуль планирования электроэнергии и мониторинг потребления.

Данный модуль состоит из трех подмодулей:

1. Планирование электропотребления. Импорт из файла или ручной ввод планируемого значения потребления активной электроэнергии на месяц в целом, а также планированное потребление на каждый час.

Планирование вперед на каждый час – попытка сэкономить при покупке на оптовом рынке.

2. Мониторинг потребления электроэнергии, контроль.  

Прогноз фактических показателей потребления на период до окончания текущего часа; расчет производится на основании накопленных данных технического учета в соответствии с запланированными.

Контроль на соответствие прогнозных показателей плановым. Если разница между прогнозом фактических и плановых показателей превышает установленное пользователем значение, то должна производиться выдача предупредительных сообщений. Архивирование данных.

3. Контроль плановых показателей. Соответствие фактических показателей плановым. Расчет отклонения в процентах и просмотр в табличном и графических видах.

Модуль «Телемеханика».

1. Телесигнализация.

Функция телесигнализации должна обеспечить формирование сигналов об изменении состояния управляемого оборудования и устройств РЗиА, первичную обработку этих сигналов, их передачу, хранение и отображение.

Осуществление контроля входных дискретных сигналов о состоянии управляемого электрооборудования, и при его изменении обеспечение формирования соответствующих телесигналов (ТС).

Структура данных телесигнализации должна поддерживать выделение следующих типов сигнализации:

  • сигнализацию состояния контролируемого электрооборудования;
  • аварийную сигнализацию;
  • предупредительную сигнализацию;
  • диагностическую сигнализацию.

Состав сигнализации состояния контролируемого электрооборудования должен включать:

  • состояние (включено – отключено) высоковольтных выключателей и автоматических выключателей 0,4 кВ;
  • положение (рабочее, ремонтное, контрольное) выключателей ячеек 6 кВ;
  • наличие напряжения на секциях шин 0,4 кВ в КТП.

Состав аварийной сигнализации должен включать следующие типы сигналов:

  • сигнал «Авария» – общий сигнал аварийного отключения при срабатывании любого из устройств РЗА, подключённого к шинке аварийной сигнализации на КРУ (при наличии существующей шины аварийной сигнализации);
  • сигнал «Неисправность» – общий сигнал неисправности в цепях устройств РЗА, подключённых к шинке неисправностей на КРУ (при наличии существующей шины сигнализации о неисправностях);
  • сигнализацию о срабатывании защит, приводящем к отключению выключателей раздельно для каждой ячейки КРУ 6 кВ. Сигнализация должна содержать тип защиты, параметр срабатывания (например, ток для токовых отсечек и МТЗ). Типы защит, информация о срабатывании которых обрабатывается в подсистеме, и детальная структура регистрируемых параметров (определяется при разработке системы);
  • сигнализацию об автоматическом срабатывании вводных и секционных автоматических выключателей 0,4 кВ в составе КТП, с выдачей информации о типе сработавшей защиты (при наличии такой возможности в расцепителе);
  • повреждения в источниках бесперебойного питания (опционально).

Состав предупредительной сигнализации должен включать следующие виды сигналов:

  • срабатывание защит от замыканий на землю (при работе на сигнал);
  • срабатывание устройств АВР присоединений 6 кВ, КТП;
  • переход в режим местного или дистанционного управления (при наличии данной функции);
  • готовность цепей управления выключателями (при наличии соответствующих реле);
  • неисправность в цепях оперативного тока: отсутствие напряжения, нарушение изоляции в цепях оперативного тока (при возможности получения сигнала от ШОТ);
  • неисправность системы охлаждения силового трансформатора;
  • сигнализация о неисправности контроллера телемеханики;
  • сигнализация о наличии неисправности каналов связи.

Состав диагностической сигнализации должен включать следующие типы сигналов:

  • отсутствие в подсистеме обеспечения единого времени сигналов от источника точного времени.

Каждый формируемый телесигнал должен сопровождаться меткой времени с точностью не менее ± 10 мс.

Все получаемые телесигналы, должны вноситься в журнал телесигнализации. Содержание и состав данного журнала определяется на стадии проектирования совместно с Заказчиком. Журнал телесигнализации должен вестись в электронном виде с возможностью вывода на печать по запросу пользователя. Период формирования журнала – посуточно. Срок хранения журнала телесигнализации – 3 год.

Должна обеспечиваться возможность квитирования пользователем поступающей телесигнализации с соответствующим изменением ее статуса в журналах. Квитирование телесигналов на каждом уровне производится независимо.

Автоматические рабочие места (АРМ) должны поддерживать возможность просмотра пользователем поступающей телесигнализации на мнемосхеме электрической сети цеха путем отображения сопутствующих поступающим телесигналам изменений схемы, а также в табличном виде.

Дополнительно по этой теме:  Писк в квартире

При отображении телесигнализации на мнемосхеме или в журналах должно выполняться ее цветовое и звуковое сопровождение, соответствующее состоянию данного сигнала и факту его квитирования.

2. Телеизмерения.

Функция телеизмерений должна обеспечить выполнение циклических измерений контролируемых параметров электрического режима, первичную обработку этих измерений, их передачу, хранение и отображение.

Должно обеспечиваться выполнение измерений параметров электрического режима электрооборудования с приведением их к именованным величинам в цифровом виде.

Состав текущих телеизмерений должен включать:

  • действующие (эффективные) значения токов на присоединениях 6 кВ в фазах, оснащенных измерительными трансформаторами тока с возможностью последующего расчета среднего фазного тока;
  • действующее (эффективное) значение тока в каждой фазе по вводам 0,4 кВ КТП;
  • действующие (эффективные значения) напряжений на шинах 6 кВ пофазно и шинах КТП (ТП);
  • среднюю активную, реактивную и полную трехфазную мощность для вводов 6 кВ, электродвигателей, трансформаторов и отходящих фидеров 6 кВ;
  • частоту сети на секциях шин 6 кВ;
  • температуру обмоток трансформаторов КТП;
  • температуру воздуха в помещении КРУ, КТП;
  • температуру наружного воздуха.

Информация об изменениях режимных параметров, отображаемых на мнемосхеме должна сопровождаться с задержкой не более 1 с.

3. Отображение мнемосхемы электрической сети цеха.

АРМ пользователей должны обеспечивать графическое отображение мнемосхемы электрической сети цеха с указанием на ней текущего положения управляемых коммутационных аппаратов и значений параметров электрического режима. Должна быть предусмотрена возможность цветового выделения на мнемосхеме присоединений разного уровня номинального напряжения, а также обесточенных присоединений.

Мнемосхема отображает контролируемую однолинейную электрическую схему номинального напряжения 6 кВ, включая схемы КТП 6/0,4 кВ в пределах границ балансовой принадлежности.

Мнемосхема должна позволять переходить к просмотру детализированной информации для выбранного объекта.

4. Хранение информации.

5. Отчеты (журналы).

Подсистема телемеханики должна предоставлять пользователю возможность подготовки и вывода на экран АРМ отчетных документов (журналы). Обеспечивать печать отчетных документов с АРМ.

Модуль «Мониторинг состояния электрооборудования».

Объектом системы мониторинга является основное оборудование на напряжение 6 кВ (электродвигатели 6 кВ, силовые трансформаторы, ячеки КРУ и т.д.), вводные и секционные выключатели КТП на напряжение 0,4 кВ.

Задачи системы мониторинга:

Ведение реестра основного электрооборудования цеха.

Текущий контроль состояния и ведение архива работы электрооборудования цеха:

  • контроль количества пусков электродвигателей;
  • контроль режимов нагрузки электродвигателей;
  • определение количества пусков электродвигателей (общее, после технического обслуживания и ремонта, в единицу времени);
  • расчет количества моточасов работы электродвигателей (в разных режимах: общее, после технического обслуживания и ремонта);
  • ведение графиков нагрузки трансформаторов;
  • контроль температуры обмоток трансформаторов, при наличии датчиков температуры или других технических средств, позволяющих измерять температуру, а также контроль температуры в помещении КТП;
  • контроль механического и коммутационного ресурса высоковольтных выключателей и автоматических выключателей КТП (вводные, секционные).

Регистрация технических нарушений и отказов оборудования в отдельные журналы:

  • контроль соответствия количества пусков электродвигателей паспортным характеристикам электродвигателей (пуск из холодного и горячего состояний);
  • определения режима повышенной нагрузки электродвигателей, на основании паспортных характеристик электродвигателей;
  • выявление режима повышенной нагрузки трансформаторов на основании паспортных характеристик трансформаторов.

Исходными данными являются данные из модуля «Телемеханика», база нормативных паспортных данных электрооборудования, а также данные, вводимые персоналом цеха о проведенных технических обслуживаний и ремонтах.

Описание системы «Мониторинг состояния электрооборудования.

Подсистема мониторинга состояния электрооборудования обеспечивает возможность выявления и отображения информации о режимах, при которых возможен повышенный износ основного электрооборудования.

Должна быть обеспечена возможность получения от подсистем телемеханики данных, необходимых для определения режимов повышенного износа основного электрического оборудования, и контроль на их основе соответствия характеристик работы оборудования паспортным характеристикам. При несоответствии характеристик работы оборудования требованиям паспортов оборудования информация о данном несоответствии должна заноситься в журналах нарушений паспортных характеристик электрооборудования.

Контроль механического ресурса осуществляется путем вычисления общего числа срабатываний выключателя и сравнения этого числа с паспортными характеристиками по механической износостойкости.

Контроль коммутационного ресурса осуществляется путем вычисления:

  • общего числа срабатываний выключателя под нагрузкой;
  • количества отключенных КЗ, с учетом вида и значения КЗ, последующего сравнения получившихся значений с паспортными характеристиками по коммутационной износостойкости.

В случае, если полученная в результате сравнения разность текущих и паспортных характеристик ресурса выключателей ниже заданного пользователем предела, должна обеспечиваться выдача соответствующих сообщений.

Ввод данных в рамках данной функции осуществляется в табличном виде в диалоговых или табличных формах, просмотр данных – в виде текстовых, табличных форм и в графическом виде. Шаблоны вводы/вывода информации разрабатываются совместно с Заказчиком в процессе проектирования.

Для конфигурирования и настройки системы должна обеспечиваться возможность ввода значения контролируемых параметров электрооборудования на момент внедрения системы и в случае изменения параметров оборудования при его замене.

Фиксирование состояния электрооборудования с датами ввода в ремонт и вывода из ремонта, информации о результатах испытаний.

5. Документооборот.

6. Администрирование.

7. Модуль обеспечения единого времени.

Данный модуль обеспечивает выдачу сигналов для синхронизации внутренних часов технических средств АСУ ЭС.

P.S. Собственно, выше указана вся структурная схема планируемой системы диспетчеризации с описанием основных функций. В следующих статьях расскажу о ходе реализации данного технического задания.

Автор: Александр Русанов

Написать комментарий

*