I. Уровень служб и отделов АО-Энерго и энергосбыта (ЦДП, энергосбыт).
II. Уровень предприятий электрических сетей (ДП ПЭС, отделение энергосбыта).
III. Уровень районов электрических и тепловых сетей (ДП РЭС, участок энергосбыта). Крупные предприятия электрических сетей делятся на районы.
IV. Уровень энергообъектов (электростанция, подстанция).
Каждый уровень АСДУ функционирует на базе локальных (ЛВС) либо региональных вычислительных сетей, под управлением специализированных ЭВМ.
3.5 Задачи АСДУ
Задачи АСДУ, в общем, должны быть аналогичными для всех энергопредприятий (за исключением Энергосбыта, где есть только задачи АСКУЭ). Это является одним из основных принципов построения единой вертикали АСДУ АО-Энерго. В состав АСДУ входят следующие группы задач:
- задачи оперативного контроля и управления;
- технологические задачи;
- задачи автоматического управления;
- задачи контроля и учёта электрической энергии.
4. Уровни построения АСДУ
4.1 АСДУ на уровне ЦДП энергосбыта энергосистемы
Комплекс может быть построен на основе модели "клиент-сервер" с использованием следующих стандартов открытых систем:
- Ethernet;
- DECnet, IPX, TCP/IP;
- Windows NT (для рабочих станций и клиентских рабочих мест на базе ПЭВМ).
В комплекс может быть включена поддержка распределённой SQL-базы данных (для задач АСДУ и ПХД).
В состав технических средств, необходимых для функционирования комплекса, входят:
- два базовых сервера АСДУ, которые выполняют функции оперативно-информационного комплекса и оперативного управления режимом;
- два сервера связи АСДУ, которые выполняют коммуникационные функции с нижними уровнями. На первом этапе к этим серверам будут подключаться установленные в энергосистеме КП отечественных телемеханических комплексов и АСУ нижних уровней;
- клиентская часть на базе ПЭВМ и графических рабочих станций;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей;
- вычислительная сеть, обеспечивающая подключёние локальных и удалённых конечных пользователей;
-коммуникационная система, обеспечивающая подключёние удалённых локальных вычислительных сетей по коммутируемым и выделенным каналам связи, для обеспечения обмена с АСУ РАО другими АСУ данного уровня;
- контроллер управления диспетчерским щитом. Реализация человеко-машинного интерфейса в комплексе осуществляется через АРМ пользователей, функционирующие на ПЭВМ в локальной сети. Устанавливаются следующие АРМ:
- АРМ руководства АО;
- АРМ пользователей в службах и отделах (СРЗА, СТМиС, ОАСУ);
- АРМ диспетчеров передающих (системообразующих) сетей;
- АРМ инженера ЦДП по режимам.
Подсистема АСКУЭ на уровне Энергосбыта выполняет следующие основные задачи:
- сбор данных об электроэнергии, и мощности для решения сбытовых задач;
- передача данных об электроэнергии и мощности в АСДУ ЦДЛ для решения технологических, режимных и информационных задач;
- передача обобщенных данных об электроэнергии и мощности в АСУ РАО.
Функции и задачи собственно АСКУЭ, включающие:
- оперативный контроль баланса мощности и электроэнергии по основным подстанциям, сетевым районам и в целом по ПЭС;
- оперативный контроль мощности, потребляемой крупными потребителями в часы максимумов нагрузок;
- текущий контроль режимов электропотребления и договоров с потребителями;
- управление нагрузкой потребителей с целью оптимального расходования энергоресурсов и соблюдения режимов электропотребления;
- статистический Учёт и анализ режимов электропотребления.
Функции коммерческого учёта электроэнергии и мощности, включающие:
- обеспечение соответствующих подразделений энергосистемы информацией, необходимой для коммерческих расчётов;
- оперативное отслеживание условий выполнения заключенных контрактов на покупку (продажу) электроэнергии и мощности.
4.2 АСДУ на уровне ПЭС и РЭС
Уровень РЭС для малых предприятий электрических сетей отсутствует. Функции, выполняемые АСДУ ПЭС и РЭС практически одинаковы. Оперативно-диспетчерское управление распределительными сетями в ПЭС, с выделенными РЭС, децентрализовано.
АСДУ верхнего уровня управления предприятия и района электрической сети создаётся на базе рабочих мест отделов и служб ПЭС и РЭС в рамках локальной вычислительной сети на основе единого информационного обеспечения. На данном уровне реализуется интеграции задач оперативного диспетчерского управления подсистем АСДУ ПЭС и РЭС.
Интеграция осуществляется по двум направлениям:
- согласованным решением задач в каждой подсистеме АСДУ на различных уровнях иерархии - от энергообъектов до ПЭС и РЭС;
- организацией взаимодействия с разными подсистемами данного уровня (АСКУЭ, Электроснабжения).
На начальном этапе рабочие места отделов и служб функционируют автономно. На последуюих этапах интеграции и создания ЛВС информационное единство обеспечивается интегрированной базой данных (ИБД). При этом в отдельных случаях возможна автономная работа некоторых задач при условии согласованности информации.
На уровне АСДУ ПЭС и РЭС решаются следующие задачи:
- по информационно-управляющей подсистеме (ИУП) - контроль и представление сетей, регистрация ТИ, ТС, дорасчёт и контроль параметров режима, накопление данных реального времени, суточная ведомость, телеуправление;
- по информационно-вычислительной подсистеме (ИВП) - достоверизация ТИ, ТС, оценка состояния электрической сети, формирование и контроль баланса мощности и энергии, оперативный расчёт и оптимизация режима распределительной сети, расчёт потерь мощности и энергии, и др.;
- по технологическим задачам диспетчерского управления - формирование и ведение оперативной схемы электрической сети, ведение оперативного журнала диспетчера, ведение оперативной документации, автоматизированное рассмотрение диспетчерских заявок, формирование и ведение базы данных бланков переключении;
- по подсистеме планирования режимов - обработка контрольных замеров, расчёт режимов сетей, расчёт ТКЗ, расчёт уставок защит, разработка ремонтных схем, прогноз нагрузок, анализ и прогноз надёжности;
- по подсистеме автоматического управления - автоматическое управление средствами регулирования и реактивной мощности, автоматическое управление средствами первичной коммутации (АПВ, АЧР, ЧАПВ, АВР и др.).
- два сервера связи АСДУ, которые выполняют коммуникационные функции с нижним и верхним уровнями. На первом этапе к этим серверам будут подключаться установленные в энергосистеме КП отечественных телемеханических комплексов и АСУ нижних уровней;
- клиентская часть на базе ПЭВМ и графических рабочих станций - автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей;
- коммуникационная система, обеспечивающая подключёние удалённых локальных вычислительных сетей по коммутируемым и выделенным каналам связи, для обеспечения обмена с другими АСУ данного уровня;
- контроллер управления диспетчерским щитом. Реализация человеко-машинного интерфейса в комплексе осуществляется через АРМ пользователей, функционирующие на ПЭВМ в локальной сети. Предусматриваются следующие АРМ:
- АРМ руководства ПЭС и РЭС;
-АРМ пользователей в службах и отделах;
- АРМ диспетчера распределительной сети;
- АРМ инженера по режимам.
Подсистемы АСКУЭ на уровне РЭС выполняет следующие основные задачи:
- сбор данных об электроэнергии и мощности;
- передача данных об электроэнергии и мощности в АСКУЭ Энергосбыта;
- передача данных об электроэнергии и мощности в АСДУ ПЭС и РЭС для решения технологических, режимных и информационных задач.
4.3 АСУТП электростанций и подстанций
АСУ ТП станций и подстанций выполняется на базе МП терминалов РЗА и программируемых контроллеров. Такая система управления должна обеспечивать:
- информационные функции, которые включают сбор аналоговой и дискретной информации о режимных и технологичеких параметрах оборудования;
- регистрацию событий и процессов в аварийных режимах;
- обработку, накопление, архивирование информации;
- ведение базы данных реального времени;
- отображение графической информации в виде схем, графиков и др.;
- функции управления, в том числе управление коммутационными аппаратами, регулирование и др.;
- диагностику работы оборудования, определение ресурса работы, тепловизионный контроль и др.;
- диагностику технических средств АСУ ТП;
- приём и передачу информации на разные уровни управления и смежные подсистемы (АСКУЭ);
- выполнение функции релейной защиты и автоматики. Сочетание контроллеров и терминалов РЗА позволяет создать гибкую систему АСУ ТП, имеющую различную конфигурацию и учитывающую особенности различных подстанций.
В состав технических средств, необходимых для функционирования АСУ электростанций и подстанций, входят:
- базовый сервер АСУ (на ТЭЦ - резервный), который выполняет функции оперативно-информационного комплекса и оперативного управления режимом;
- два сервера связи АСУ (на небольших подстанциях интегрирован с базовым сервером), который выполняет коммуникационные функции с оборудованием нижнего уровня АСУ ТП, уровнем РЭС или ПЭС, другими АСУ данного уровня (АСКУЭ);
- вычислительная сеть, обеспечивающая подключёние локальных и удалённых конечных пользователей.
Рабочие места пользователей АСУ ТП станций и крупных подстанций с постоянным оперативным персоналом строятся на базе IBM-совместимых ПЭВМ, офисного или промышленного исполнения, работающих автономно либо в составе ЛВС. На небольших подстанциях без персонала могут использоваться переносные ЭВМ.
Предусматриваются следующие АРМ:
- АРМ пользователей в службах и отделах (СРЗА, СТМиС. ОАСУ);
- АРМ оперативного дежурного персонала.
Подсистема АСКУЭ на уровне станций и подстанций выполнена на базе счётчиков электроэнергии и устройств сбора и передачи данных (УСПД).
УСПД решает следующие основные задачи:
- сбор данных об электроэнергии и мощности с счётчиков;
- передача данных об электроэнергии и мощности в АСКУЭ РЭС или ПЭС;
-передача данных об электроэнергии и мощности в АСУ станций и подстанций для решения технологических, режимных и информационных задач.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12
