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

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

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

В систему диспетчеризации могут быть включены следующие подсистемы:

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

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

Преимущества системы мониторинга инженерных систем сооружений

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

Система диспетчеризация дает ключевые преимущества при управлении объектом:

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

Компания НОРВИКС-ТЕХНОЛОДЖИ реализует проекты диспетчеризации разной степени сложности.

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

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

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

Министерство топлива и энергетики РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ТИПОВАЯ ПРОГРАММА МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ АТТЕСТАЦИИ
КАНАЛОВ ТЕЛЕИЗМЕРЕНИЙ ОПЕРАТИВНО-
ИНФОРМАЦИОННОГО КОМПЛЕКСА
АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ ДИСПЕТЧЕРСКОГО
УПРАВЛЕНИЯ

РД 34.11.408-91

МОСКВА 1993

РАЗРАБОТАНО предприятием «Сибтехэнерго» фирмы по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС

ИСПОЛНИТЕЛИ Т.Ш. АЛИЕВ, И.П. ПРИХОДЬКО, И.Л. ШАБАНОВ

УТВЕРЖДЕНО бывшим Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации Минэнерго СССР 10.09.91 г.

Заместитель начальника А.П. БЕРСЕНЕВ

СОГЛАСОВАНО с НПО «СИСТЕМА» Заместитель генерального директора А.Д. ПИНЧЕВСКИЙ

ТИПОВАЯ ПРОГРАММА МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ АТТЕСТАЦИИ КАНАЛОВ ТЕЛЕИЗМЕРЕНИЙ ОПЕРАТИВНО-ИНФОРМАЦИОННОГО КОМПЛЕКСА АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ

РД 34.11.408-91 Вводится впервые

Срок действия установлен

с 01.01.1993 г. до 01.01.2003 г.

Настоящая Типовая программа определяет организацию, порядок, основные положения, методы, средства измерений, содержание и объем работ по метрологической аттестации (МА) оперативно-информационного комплекса автоматизированной системы диспетчерского управления (ОИК АСДУ) измерительных каналов телеизмерений (КТИ), которые обеспечивают измерения активной и реактивной модности , частоты, тока, напряжения в режиме нормального времени с минимальным запаздыванием информации с контролируемых пунктов.

Программа соответствует требованиям ГОСТ 8.326-89 , ГОСТ 8.437-81 , МИ 2002-89 , МИ 1805-87, РА 34.11.202-87 .

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Структурные схемы КТИ активной и реактивной мощности (Р, Q), частоты (F ), тока (I) и напряжения (U) переменного тока. ОИК АСДУ могут быть радиальными или цепочечно-радиальными, имеющими телемеханические комплексы-ретрансляторы.

1.2. Разработку программы метрологической аттестации КТИ ОИК АСДУ в соответствии с МИ 2002-89 осуществляют:

для вновь вводимых в эксплуатацию ОИК АСДУ - организация-разработчик проектной документации;

для ОИК АСДУ, находящихся в эксплуатации - организация, эксплуатирующая ОИК АСДУ или сторонняя организация (ГОМС, БОМС), занимающаяся метрологическим обеспечением ИИС на договорных началах с организацией, представляющей ОИК АСДУ на метрологическую аттестацию.

1.3. Экспериментальные исследования КТИ ОИК АСДУ проводят для оценки их метрологических характеристик (MX) комплектным способом, методом образцовой меры, при котором на вход электрического тракта (ЭТ) НТИ подается образцовый сигнал и выходные значения регистрируются средствами отображения информации.

1.4. Первичный измерительный преобразователь (ПИП) аттестуется на основании данных протоколов поверки.

2. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ АТТЕСТАЦИИ

2.1. Целью метрологической аттестации является экспериментальная оценка в рабочих условиях метрологических характеристик КТИ ОИК АСДУ, обеспечивающих оперативные достоверные измерения электрических параметров (Р, Q, F, U, I) по РД 34.11.207-89 для определения пригодности КТИ к эксплуатации и выдача свидетельства о метрологической аттестации

2.2. Задачи, решаемые при метрологической аттестации КТИ ОИК АСДУ:

определение параметров реальных условий эксплуатации КТИ и их влияние на погрешность измерения (по РД 50-453-84);

экспериментальная оценка количественных показателей метрологических характеристик КТИ, нормирование и представление их в соответствии с ГОСТ 8.009 -64, РД 34.11.207-89 , МИ 202-80;

проверка соответствия MX, полученных при экспериментальных исследованиях, с требованиями технического задания на КТИ ОИК АСДУ;

установка межповерочных интервалов КТИ в соответствии с требованиями МИ 1872-88, МИ 2002-89 ;

анализ метрологического обеспечения КТИ в соответствии с МИ 2002-89 , ГОСТ 8.437-81 , ГОСТ 8.326-89 .

3. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПОГРЕШНОСТИ КТИ

3.1. Выбор математической модели погрешности измерения КТИ в рабочих условиях эксплуатации осуществляется по ГОСТ 8.009-84 .

(1)

где

s [ d os ]- оценка среднего квадратического отклонения (СКО) систематической составляющей основной погрешности КТИ, %,

s [ d o ]- оценка СКО случайной составляющей основной погрешности КТИ, %

Оценка СКО случайной составляющей основной погрешности, вызванной вариацией, %,

Оценка СКО объединения дополнительных погрешностей (d доп x z ) КТИ, вызванных действием влияющих величин x z , на КТИ, %,

F - число дополнительных погрешностей КТИ;

s [ d dyn ] - оценка СКО динамической погрешности КТИ, обусловленная влиянием скорости (частоты) изменения входного сигнала КТИ.

3.1.1. Метрологическая аттестация КТИ ОИК АСДУ проводится в условиях эксплуатации энергетического оборудования в базисном режиме с учетом всех дополнительных погрешностей вызванных отклонением влияющих величин от нормальных значений в соответствии с требованиями РД 34.11.201-87.

3.1.2. В базисном режиме работы энергооборудования параметры технологического процесса является стационарными величинами, поэтому в методике не рассматривается влияние динамических погрешностей АСИ на суммарную погрешность КТИ s [ d dyn ] = 0 по РД 34.11.201-87.

3.1.3. В настоящей Типовой программе под погрешностью КТИ понимается инструментальная составляющая погрешности d instr по ГОСТ 8.009-84 , МИ 1805-87.

3.1.4. В НТД на АСИ, входящих в КТИ, погрешность измерения указывается без разделения на систематическую и случайную составляющие основной погрешности АСИ (которые определяется при обработке результатов экспериментальных исследований КТИ), тогда

(2)

3.2. При проведении метрологической аттестации НТИ оцениваются и нормируются по РД 34.11.201-87, РД 34.11.201-89 следующие метрологические характеристики:

математическое ожидание приведенной погрешности измерения 1-го КТИ (М[ d 1 ])

оценка среднего квадратического отклонения (СКО) случайной составляющей приведенной погрешности для 1-го КТИ (s [ d 1 ])

границы интервала, в котором с доверительной вероятностью (Р у) находится суммарная приведенная погрешность для 1 - го КТИ (v н ; v в )

3.3. Доверительная вероятность для оценки границ интервала, в котором находится суммарная приведенная погрешность КТИ, принимается Р д = 0,95, тогда уровень значимости при проверке статистических гипотез L = 0,05 по РД 34.11.201-87.

Диапазон измерений

Основная погрешность, %

Назначение

Переносное средство задачи активной и реактивной мощности

Имитатор мощности Р и Q

Ваттметр

Л5106 (Д5056)

Измерение мощности Р и Q

Источник регулируемого стабилизированного тока

Задатчик переменного тока частоты 50 Гц, напряжением 100 В

Амперметр

Измерение переменного тока

Источник стабилизированного напряжения

Задатчик напряжения переменного тока частоты 50 Гц

Вольтметр переменного тока

Измерение напряжения переменного тока частоты 50 Гц

Измерительный генератор

Задатчик частоты переменного тока

Усилитель мощности

Для работы с задатчиком ГЗ-49

Программируемый калибратор

Образцовый задатчик тока 0 - 5 мА

Психрометр аспирационный

Измерение влажности воздуха

Барометр-анероид

40 - 106,7 кПа (300 - 800 мм рт.ст.)

133.3 Па (±1 мм рт.ст.)

Измерение атмосферного давления

Термометр лабораторный

Цена деления ±0,1 °С

Измерение температуры окружающего воздуха

Анализатор гармонических составляющих электрической сети, цифровой

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

Вольтметр самопишущий

Для непрерывного измерения и регистрации напряжения питающей сети

Комплект приборов измерения вибрации

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

Для измерения параметров вибрации

Микротесламетр

0 - 1000 мкТл, 20 - 20000 Гц

Для измерения напряженности магнитного поля

Частотометр самопишущей сети переменного тока

Для измерения и регистрации частоты в сети переменного тока

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

Таблица 2

	Допустимое значение
1. Измерительные промежуточные преобразователи, устройства телемеханики КП
1.1. Температура окружающего воздуха, °С
1.2. Относительная влажность, %
1.3. Атмосферное давление, кПа
2. Устройства телемеханики ПУ и ЭВМ
2.1. Температура окружающего воздуха, °С
2.2. Относительная влажность воздуха, %
2.3. Атмосферное давление, кПа
2.4. Отклонение частоты сети переменного тока, Гц
2.5. Отклонение номинального напряжения, %
2.6. Изменение формы кривой тока и напряжения, %

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

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

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

(16)

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

Таблица 3

	Основная допустимая погрешность, %	Дополнительные погрешности технических средств КТИ ОИК АСДУ от влияющих величин, %									Суммарная погрешность
		Вариация выходного сигнала при плавном увеличении, уменьшении измеряемой величины	Отклонение температуры окружающего воздуха на каждые 10 °С	Отклонение коэффициента мощности от номинального	Отклонение напряжения в измеряемой цепи	Отклонение напряжения источника питания ИПП	Отклонение частоты напряжения в измеряемой цепи	Отклонение частоты питающего напряжения сети	Отклонение от несинусоидального напряжения в измеряемой сети	Отклонение от воздействия внешнего магнитного поля
ИПТА М301-1
МКТ-2, МКТ-3, ТМ-512, РПТ

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

Суммарная погрешность v S = 1 %.

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

Суммарная погрешность v S = 0,4 %.

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

Суммарная погрешность v S = 1,5 %.

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

4. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К КТИ ОИК АСДУ

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

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

4.2. Для подготовки КТИ к экспериментальным исследованиям необходимо:

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

отсутствие механических повреждений;

укомплектованность АСИ блоками и субблоками;

надежность и качество заземления АСИ.

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

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

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

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

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

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

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

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

Примечание : Пунктиром показаны возможные варианты дополнений схемы.

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

5. ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

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

техническое задание на ОИК АСДУ;

техническое описание и инструкция по эксплуатации ОИК АСДУ;

акт о вводе ОИК АСДУ в опытную эксплуатацию;

специальные требования, предъявляемые к технике безопасности;

журнал опытной эксплуатации ОИК АСДУ;

структурные схемы КТИ ОИК АСДУ;

протокола поверки АСИ, входящих в КТИ ОИК АСДУ;

проект программы МА КТИ ОИК АСДУ;

проект методики поверни КТИ ОИК АСДУ;

проект перечня КТИ, подлежащих экспериментальным исследованиям при МА;

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

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

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

6. ОБРАЗЦОВЫЕ СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

7.4. Установление количества наблюдений в исследуемых точках диапазона измерений

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

(17)

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

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

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

7.4.3. Оценка вариации проводится до выполнения экспериментальных исследований КТИ.

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

(18)

где

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

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

(19)

где

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

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

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

(20)

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

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

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

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

7.8. Проведение экспериментальных исследований:

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

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

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

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

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

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

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

8. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЙ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ КТИ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Примечание . Д - амперметр класса точности 0,1.

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

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

8.4. Методика проведения экспериментальных исследований КТИ переменного тока ОИК АСДУ

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

9. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

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

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

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

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

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

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

10. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ АТТЕСТАЦИИ

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

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

11. ТРЕБОВАНИЯ ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ

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

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

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

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

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

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

12. ОРГАНИЗАЦИЯ И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ РАБОТ

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

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

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

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

12.5. Персонал предприятий энергосистем обеспечивает:

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

выполнение организационных и технических мероприятий для обеспечения безопасности работ;

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

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

подготовку КТИ и представление их на метрологическую аттестацию.

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

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

программу метрологической аттестации каналов телеизмерения ОИК АСДУ;

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

свидетельство о метрологической аттестации КТИ ОИК АСДУ.

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

Приложение

Измерительный канал ____________________ Адрес _____________________ Позиция

Условия проведения испытаний: температура окружающего

воздуха - в машзале ИИС, °С, ____________________________ в месте установки ПИП,

°С, __________, относительная влажность, __________________________; атмосферное

давление, гПа, _____________; вибрация: амплитуда, мкм, ______________, частота, Гц

Напряженность полей: магнитных, Ам, ________________________,

сопротивление линии связи, Ом, _____________ Электрические помехи: продольная Б,

Поперечная В, ______________, частота, Гц, ______________. Парметры

других влияющих величин: ___________________________________________________

Значение входного сигнала, % Измеренное значение выходного сигнала обратный Исполнитель_______________

В Типовой программе применены следующие сокращения:

АСДУ - автоматизированная система диспетчерского управления;

АСИ - агрегатное средство измерений;

АПД - аппаратура передачи данных;

БОМС - базовая организация метрологической службы;

ГОМС - головная организация метрологической службы;

СТС - информационно-измерительная система;

ИК - измерительный канал;

ИПП - измерительный промежуточный преобразователь;

ИТТ - измерительный трансформатор тока;

ИТН - измерительный трансформатор напряжения;

КП - контролируемый пункт;

КТИ - канал телеизмерений;

НТД - нормативно-техническая документация;

СДУ - объединенное диспетчерское управление;

ОИК - оперативно-информационный комплекс;

ПИП - первичный измерительный преобразователь;

ПУ - пункт управления;

РЗА - релейная защита и автоматика;

СИ - средство измерения;

СОИ - средство отображения информации;

ЦДЛ - центральный диспетчерский пункт;

ЗВМ - электронно-вычислительная машина;

ОЗВВ - образцовый задатчик входного воздействия.



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

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

Организовать эффективный контроль за ведением текущего режима энергосистемы;

Повысить обоснованность принимаемых диспетчером решений;

Повысить качество и надёжность электроснабжения потребителей;

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

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

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

Принципы построения АСДУ

АСДУ разрабатывается на основе следующих принципов:

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

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

Открытость - должна обеспечивать возможность присоединения к системе новых функций;

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

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

Распределённость обработки информации в неоднородной вычислительной сети;

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

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

Информационная совместимость на разных уровнях управления.

Требования к аппаратным и программным средствам АСДУ

АСДУ должна удовлетворять следующим требованиям:

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

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

Повышения скорости передачи данных по телемеханическим каналам;

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

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

Использования стандартных, локальных вычислительных сетей (ЛВС);

Использования стандартных операционных систем, стандартной структуры реляционных баз данных;

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

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

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

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

Организационная и функциональная структуры АСДУ

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

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

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

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

IV. Уровень энергообъектов (электростанция, подстанция).

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

Задачи АСДУ

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

Задачи оперативного контроля и управления;

Технологические задачи;

Задачи автоматического управления;

Задачи контроля и учёта электрической энергии.

Лекция № 15

Автоматизированные системы диспетчерского управления энергосистемами (АСДУ)

АСДУ обеспечивает весь процесс планирования и управления производством, передачей и распределением Эл.энергии и тепла: долгосрочное и краткосрочное планирование, оперативное и автоматическое управление.

Долгосрочное планирование – на длительные периоды времени: месяц – квартал – год. Структурная схема, отражающая взаимодействие этих задач:

В качестве исходной информации для большинства задач долгосрочного планирования используются результаты прогнозов электрических и тепловых нагрузок . Эти прогнозы выполняются для отдельных интервалов рассматриваемого года длительностью обычно от одной недели до месяца. Для каждого интервала времени прогнозируется потребление э/энергии и характерные суточные графики нагрузки – среднего рабочего дня, понедельника, субботнего и воскресного дней. Прогноз выполняется как для э/объединения в целом, так и для отдельных э/систем. Прогнозирование осуществляется на основании статистических данных, накопленных за ряд лет эксплуатации, с использованием математических методов, учитывающих разнообразные факторы, также как частота в энергосистеме, t º воздуха, облачность и т.д. Месячное потребление э/энергии определяется как сумма потреблений отдельных дней: средних рабочих, понедельников, суббот, воскресений, праздничных и предпраздничных дней.

К числу наиболее часто используемых в диспетчерском управлении относятся расчеты установившихся режимов. Результаты расчеты используются как непосредственно для анализа возможных нормальных, утяжеленных и послеаварийных режимов , так и в качестве исходных данных для более сложных расчетов, например, устойчивости параллельной работы, оптимизации режима по напряжению и реактивной мощности.

Расчеты токов коротких замыканий (к.з.) выполняются главным образом для выбора уставок релейной защиты и автоматики; проверки работы электрических аппаратов и проводников; определения исходных данных для расчетов электродинамической стойкости. Результаты расчетов токов к.з. используются в большом числе программ, с помощью которых выбираются уставки устройств релейной защиты и автоматики, например, дифференциальных защит трансформаторов, шин, реле – избирателей в схемах однофазных АПВ, делительных устройств автоматики при асинхронном режиме и др.

Важное значение для обеспечения надежности энергосистем имеет комплекс расчетов устойчивости; в составе которого используются программы: анализа статической устойчивости режима; выбора коэффициентов усиления автоматических регуляторов возбуждения (АРВ) сильного действия; расчета переходных процессов при заданных коэффициентах усиления АРВ сильного действия и настройке регуляторов частоты вращения.

Результаты расчетов устойчивости используются также при выборе уставок устройств противоаварийной автоматики.

Одной из важных задач долгосрочного планирования является оптимизация распределения во времени гидроресурсов ГЭС и каскадов ГЭС. В результате решения этой задачи определяется график сработки – наполнения водохранилищ ГЭС, который обеспечивает выполнение условий оптимальности при соблюдении ограничений, налагаемых на изменение уровней воды в конкретных водохранилищах и расходов воды на определенных участках реки.

В качестве условия оптимальности принимается обычно минимум суммарного расхода топлива в энергосистеме за определенный отрезок времени или максимум суммарной выработки электрической энергии на ГЭС.

В результате расчета долгосрочных режимов ГЭС определяется выработка электрической энергии каждой ГЭС или объем расходуемой на каждой ГЭС воды на ближайший отрезок времени. По мере уточнения исходной информации производится 10 – 20 корректированных расчетов в течении года.

Годовое планирование графика капитальных ремонтов основного электрооборудования ТЭС и ГЭС производится исходя из условия минимизации расхода топлива по электрической системе при соблюдении требований надежности электроснабжения потребителей в отдельных районах. Для отдельных энергосистем определяются ремонтные площадки – допустимые значения суммарной мощности оборудования, которое может быть выведено в ремонт, на каждый день в пределах продолжительности ремонтной компании; планируются сроки капитальных ремонтов агрегатов и котлов небольшой мощности, которые затем уточняются с учетом имеющихся ресурсов рабочей силы, запасных частей и материалов.

При долгосрочном планировании производится расчет , затем в течении года корректировкагодовых и квартальных планов производства электрической энергии и тепла, перетоков мощности и электрической энергии, топливоснабжения электростанций, удельных расходов топлива. С учетом установленного плана капитальных ремонтов основного оборудования решается задача оптимального распределения выработки электрической энергии между группами оборудования и отдельными ТЭС.

Оптимизация режима основной сети энергосистемы по напряжению и реактивной мощности производится для минимизации потерь электроэнергии. При выполнении этих расчетов считаются заданными активные мощности электростанций, а переменными параметрами, подлежащими определению, их реактивные мощности, а также коэффициенты трансформации трансформаторов и автотрансформаторов.

Результаты расчетов, произведенных при долгосрочном планировании режимов, передаются для исполнения на нижние уровни управления, а также используются в качестве исходных данных при краткосрочном планировании.

Краткосрочное планирование – решаются задачи, связанные с подготовкой режима работы энергосистемы на ближайшие сутки или на несколько суток, включая выходные и праздничные дни. При этом рассчитывается график нагрузки энергосистем и отдельных электростанций, рассматриваются оперативные заявки на вывод в ремонт основного оборудования, средств управления и автоматики.

Планирование оптимального режима ЕЭС (единой энергосистемы) , энергосистемы, электростанции по активной мощности является одной из основных задач, решаемой на всех ступенях диспетчерского управления. При этом исходя, из критерия минимального расхода условного топлива на производство и передачу потребителям необходимого количества электроэнергии, распределяется мощность между энергосистемами, электростанциями, отдельными агрегатами. Оптимизация режима производится в соответствии с экономическими характеристиками агрегатов, электростанций, энергосистем с учетом наличия запасов гидроэнергетических ресурсов на ГЭС, потерь электроэнергии в сети и пропускной способности линий электропередач.

Оперативное управление – при этом решаются задачи:

а) сбор, первичная обработка и оценка текущей информации . Исходная информация для решения задач оперативного управления формируется на основании: данных о параметрах режима и состоянии основного оборудования; данных суточной ведомости, вводимых в ЭВМ каждый час оператором с экрана дисплея или поступающих автоматически по каналам межмашинного обмена; данных о выработке электроэнергии, о приходе, расходе и запасах топлива; плановых значений ряда параметров.

Телеинформация, поступающая в мини-ЭВМ, проходит первичную обработку. Проверяется ее достоверность, контролируется нарушение значениями параметров режима установленных пределов; производится масштабирование телеизмерений; формируются вторичные параметры режима, т.е. суммарные, усредненные, интегральные значения. Проверка достоверности поступающей телеинформации осуществляется различными способами. Простейшими и наиболее распространенными являются способы отбраковки ТИ при достижении ими предельных значений, т.е. нуля или максимума, при отсутствии хотя бы небольших колебаний параметра, при получении сигнала неисправности соответствующего УТМ. Эти способы могут быть дополнены сопоставлениями дублированных ТИ, например, сравнением значений перетоков мощности по двум концам линии; анализом соответствия ТИ и ТС, например, присоединение отключено – мощность равна или не равна нулю, и т.п.

Недостоверные параметры маркируются признаком недостоверности, например, знаком вопроса. Недостоверные параметры заменяются на 1-2 цикла обработки экстраполированными значениями или дублирующим измерением (при его наличии).

В результате работы комплекса программ сбора и обработки информации в базе данных формируются массивы текущих и средних значений ТИ, архив ТИ для ретроспективного анализа, массив состояния ТС, массивы почасовых данных суточной ведомости, плановых значений параметров, текущего состояния оборудования, баланса энергоресурсов и т.п.

б) контроль исправности средств телемеханики и каналов связи осуществляется с помощью ЭВМ по сигналам, поступающим от УТМ при отказах канала, приемника или передатчика ТМ, нарушении синхронности передачи, наличии ошибки в сообщении. В ряде АСДУ контролируются не только УТМ, непосредственно подключенные к ЭВМ, но и низовые устройства, установленные на низшем уровне управления, сигналы, о неисправности которых передаются в группу ТС. Алгоритм задачи обеспечивает: формирование сигналов о неисправности УТМ для отображения на дисплеях и на панели сигнализации для диспетчера и дежурного по ТМ; запуск блоков программ обработки, осуществляющих маркирование ТИ, принадлежащих неисправному устройству, а при наличии дублирующих ТИ, замену ими недостоверных; формирование массива отказов УТМ и каналов для последующей печати и статического анализа работы средств ТМ.

На рабочем месте дежурного службы связи и телемеханики устанавливается дисплей, позволяющий не только контролировать отказы устройств, но и проводить систематическую проверку и анализ правильности ТИ, поступающих в ЭВМ.

в) контроль параметров режима, схемы сети, состояния оборудования и энергоресурсов осуществляется с помощью ЭВМ и визуально диспетчером с помощью разнообразных средств отображения. Для автоматического контроля в ЭВМ вводятся допустимые или аварийные пределы изменения параметров по условиям обеспечения надежности работы. Например, пределы передаваемой по отдельным линиям или сечениям мощности, угла, пределы изменения напряжения в узлах, частоты в энергосистеме и др. При нарушении заданных пределов, контролируемых ЭВМ, на средства отображения выводятся соответствующие сигналы, т.е. загораются красные лампочки на цифровых приборах, появляются мигающие символы на экранах дисплеев, выводятся сообщения на информационное табло.

Аналогичным образом контролируются переключения в сети. Подробная информация о нарушениях пределов и переключениях в сети накапливается в соответствующих массивах базы данных и может быть вызвана на экраны дисплеев по запросу. Кроме того, эта информация периодически распечатывается в виде «аварийных списков», а по истечении суток – обобщенной сводки, которая предназначена для анализа нарушений режима и оценки работы диспетчерского персонала.

Другой функцией автоматического контроля является периодическое сравнение текущих значений отдельных параметров с плановыми значениями и вычисление отклонений, что помогает диспетчеру в ведении нормального режима.

Важной функцией АСДУ является возможность ретроспективного анализа событий, происходящих в энергосистеме. Для этой цели в ЭВМ создаются массивы двух типов:

1) скользящий 24-часовой архив всех телеизмеряемых параметров, формируемый автоматически с дискретностью от одной до нескольких минут, и суточный массив почасовых данных суточной ведомости;

2) архив аварийных ситуаций, в которых автоматически, например, при резком изменении частоты, отключении межсистемных связей или по команде диспетчера с клавиатуры дисплея, записываются аварийные подмассивы, включающие в себя все ТИ, с дискретностью в несколько секунд и продолжительностью 5-10 минут, предшествующих запуску. Поскольку запуск программы происходит несколько позже возникновения аварии, особенно при ручном запуске, подмассив охватывает интервал времени, соответствующий нескольким минутам послеаварийного режима. Содержание ахивов может просматриваться на экранах дисплеев или может быть распечатанными на АЦПУ.

Наличие первого архива позволяет проводить анализ нормального режима в разрезе суток, второго – оперативный анализ непосредственно после возникновения аварии или спустя некоторое время.

Хранение и представление диспетчеру инструктивно – справочной информации , такие как бланки оперативных переключений, указания по ведению режима, таблицы данных о пропускной способности ЛЭП, структура и параметры настройки противоаварийной автоматики, - все это вводится в ЭВМ вручную с экрана дисплея и вызывается диспетчером по мере необходимости. Возможны другие динамические системы поиска, формирования и отображения на экране дисплея гибких форматов инструктивно – справочной информации, зависящих от текущей схемы сети и параметров режима. Например, автоматическое формирование и выдача диспетчеру указаний об операциях, которые необходимо выполнить в связи с отключением ЛЭП.

Баланс активной мощности – одна из основных задач оперативного управления – обеспечение баланса активной мощности, который характеризуется тремя показателями: генерируемой активной мощностью Р г ; суммарной нагрузкой потребителей Р н , включая расход на собственные нужды электростанции и потери мощности в электрических сетях; сальдо перетоков мощности с соседними электро – системами Р с

Р н = Р г ± Р с

Контролируя эти параметры и сопоставляя их с плановыми значениями, диспетчер может оценить, какое из подчиненных ему подразделений не выполняет плановые показателя, нарушая режим работы электросистемы в целом.

Для контроля за балансом активной мощности используются данные ТИ мощности электростанций и перетоков мощности по межсистемным ЛЭП. Суммирование этих ТИ позволяет получить суммарное значение генерируемой мощности электросистемы Р г и сальдо внешних перетоков Р с .

Наряду с контролем текущего баланса мощности диспетчеру необходимо производить его оценку на характерные часы суток, например, на час максимума нагрузки. Так определяется необходимость мобилизации резервов мощности, проведения ограничений потребителей и т.д. Оценка баланса мощности обычно производится по запросу диспетчера, который при необходимости вводит с экрана дисплея дополнительную исходную информацию

Оперативный прогноз нагрузок, (внутрисуточный), необходим для уточнения значений нагрузок на ближайшие 0,25-1 час с учетом данных о нагрузках за прошедшее время текущих суток и за прошлые дни, причем для вторника, среды, четверга и пятницы – данные предыдущих суток, а для субботы, воскресенье и понедельника – данные аналогичных суток предыдущей недели. В действующих программах осуществляется прогноз нагрузок на 15, 30, 45 и 60 мин. Выполнений прогноза с учетом метеофакторов, т. е. средних значений t 0 освещенности, позволяет несколько повысить его точность.

Контроль и оценка изменения точности осуществляется вводом в ЭВМ текущего значения частоты от цифрового датчика, обработкой, т. е. формированием мгновенных и средних одноминутных значений, сравнение их с данными пределами и вывод на дисплеи и коллективные средства отображения информации. Имеется программа определения брака по частоте, т. е. продолжительность нахождения частоты ниже заданного предела (49,5 Гц).

Определение расстояния до места повреждения на линиях электропередачи происходит на основе замеров напряжений и токов нулевой и обратной последовательности в момент КЗ. С пульта дисплея диспетчер вводит в ЭВМ номер повреждавшейся линии и показания фиксирующих приборов с обоих концов линии, переданные по телефону. На дисплее выдаются результаты расчета – расстояния до места повреждения от обоих концов линии.

Оперативный расчет уставившегося режима выполняют для оценки допустимого режима работы сети после вывода в ремонт или аварийного отключения одной из ЛЭП или трансформатора; для проверки потокораспределения в случае возможного значительного изменения генерируемой или потребляемой мощности; для выработки рекомендаций по регулированию уровней напряжения в сети при изменившейся схеме и режиме её работы и т. д. Для проведения оперативных расчетов установившихся режимов используются данные ТИ и ТС. Если этих данных недостаточно, то используют псевдоизмерения, полученные из суточной ведомости и при выполнении расчетов режима при краткосрочном планировании.

Контроль, оценка и анализ потерь электрической мощности и электроэнергии производится с помощью ЭВМ с циклом в 1 мин по известным выражениям на основании ТИ активной и реактивной мощности, а также напряжения с одной стороны ЛЭП. Для линий напряжением 330 кВ и выше кроме потерь мощности, определяемых током нагрузки, учитываются также потери на корону, зависящие от уровня напряжения. Для этого в ЭВМ вводят сведения о посадочных условиях. Оперативная информация о потерях на участках контролируемой сети позволяет диспетчеру принять меры к их снижению путем изменения уровней напряжения в отдельных узлах

Накапливаемые в ЭВМ данные о потерях в сетях за определенные интервалы времени, например, за смену, сутки, месяц, могут анализировать для выработки рекомендаций по их снижению.

Системы телемеханики

Обзор автоматизированной системы диспетчеризации и управления (АСДУ) в применении к современным центрам обработки данных: архитектура решения, возможности, преимущества и особенности эксплуатации.

Современный мир все больше зависит от информационных систем. Не секрет, что для успеха в бизнесе необходимы высокоэффективные ИТ-решения, которые, с одной стороны, в полной мере удовлетворяли бы потребности бизнеса, а с другой — не становились бы для компаний тяжким грузом в виде увеличивающихся расходов на ИТ и их поддержку. Современные центры обработки данных (ЦОД) — это экономически оправданные решения, консолидирующие ИТ-ресурсы организации и способные значительно сократить общие расходы на ИТ за счет внедрения централизованной модели вычислений. Однако постоянное усложнение ИТ-инфраструктуры, увеличение энергопотребления и тепловыделения в ЦОД накладывают на работу обслуживающих инженерных подсистем ряд дополнительных требований: очень высокая надежность, управляемость, безопасность, адаптивность к изменениям бизнеса.

Надежности подобных систем и упреждению будущих проблем сегодня уделяется очень большое внимание. Круглосуточный мониторинг, комплексный анализ параметров оборудования, предупреждение отказов и минимальное время реакции — это важнейшие требования к диспетчерским службам, контролирующим инженерные подсистемы ЦОД, а работа персонала в подобных службах становится все более ответственной. Стоит отметить, что для повседневного контроля инженерных подсистем нужны специалисты в разных областях, таких, как электрика, вентиляция и кондиционирование, обслуживание различного специального оборудования.

Автоматизированная система диспетчериз ации и управления (АСДУ) представляет собой целостную платформу для управления всеми инженерными подсистемами и создается как многоуровневая автоматическая система, обеспечивающая контроль состояния и управление технологическим оборудованием ЦОД с выводом данных на экраны автоматизированных рабочих мест операторов. АСДУ ведет непрерывный мониторинг инженерных систем с регистрацией основных параметров и обеспечивает контроль и управление инженерным комплексом из единого диспетчерского центра.

Организация диспетчерского центра на основе решения АСДУ позволяет внедрить новые стандарты качества в управление эксплутационно-обеспечивающим оборудованием, повысить эксплуатационную готовность ЦОД, снизить текущие затраты на управление инженерными системами, обеспечить документирование и протоколирование сбоев, создать базу для оперативного устранения аварийных ситуаций.

Архитектура решения

Современная АСДУ имеет трехуровневую архитектуру (рис. 1). Нижний уровень образуют периферийные устройства и инженерное оборудование, формирующие первичные данные. Второй уровень — контроллеры, принимающие и обрабатывающие информацию, и сеть передачи данных. Верхний уровень — это ПО, предоставляющее средства визуализации, архивации, публикации поступающих данных. На рабочие места диспетчеров (АРМ) поступает структурированная консолидированная информация в нужном формате. Аналитический модуль постоянно отслеживает рабочие параметры систем на предмет отклонения от нормы и способен автоматически запускать процедуры согласно заложенным инструкциям, например, подать сигнал тревоги или запустить аварийный дизель-генератор. Важная задача аналитического модуля — заблаговременные предупреждения о грядущих отказах.

Собранные данные можно:

передать операторам и представить их в легко читаемом виде;

сохранить в базе данных;

проанализировать и представить в виде статистических отчетов;

использовать как управляющий сигнал при реакции на определенные события для запуска систем в автоматическом режиме.

В состав решения может входить система видеонаблюдения, одновременно с сигналом тревоги выводящая картинку с аварийной подсистемой на монитор оператора. Как правило, в системе предусмотрен Web-интерфейс, кроме того, ее можно интегрировать с системами мониторинга ИТ-инфраструктуры ЦОД.

При использовании в ЦОД комплексных систем управления, например IBM Tivoli или HP OpenView, администраторы получают контроль над информационными бизнес-сервисами и связанными с ними программными и аппаратными ресурсами ЦОД. АСДУ может быть интегрирована с подобными решениями, и тогда инженерные подсистемы будут иметь непосредственную связь с системами более высокого уровня, что повысит эксплуатационную готовность ЦОД.

Регистрация и обработка событий

Инженерные системы ЦОД состоят из множества взаимоувязанного оборудования, поэтому при наступлении какого-либо тревожного события бывает трудно определить, где конкретно возникла проблема. Для примера возьмем проблему в контуре питания, между распределительным щитом и активным сетевым оборудованием (рис. 2). Система локализует проблему, определяет уровень возможных последствий и отображает информацию о конкретной системе в окне тревог. Экранная форма со схемой системы показывает отношения между взаимосвязанным оборудованием и возможными последствиями неполадок в отдельных компонентах.

АСДУ централизованно фиксирует событие в базе данных и оповещает диспетчера о возникновении проблемы и необходимости ее разрешения. Далее система определяет уровень серьезности происшествия и присваивает событию определенный приоритет. Приоритет необходим, чтобы повысить эффективность реакции персонала на происшествие. Например, если сработавшая сигнализация говорит о необходимости замены фильтра системы кондиционирования воздуха, оператор должен понимать, в какие сроки и с каким приоритетом разрешить сложившуюся ситуацию.

Система выводит сообщения о выходе отслеживаемых параметров за установленные ранее пределы, а также сообщения о критическом времени наработки эксплуатируемого инженерного оборудования. Например, это могут быть данные о состоянии аккумуляторных батарей, температуре и влажности в стойках. Информация представляется в доступном для администраторов и диспетчеров и легко читаемом виде.

Одна из важнейших функций АСДУ — своевременное оповещение о возникших ситуациях всех ответственных лиц, обслуживающих подсистемы ЦОД. Система имеет функции оперативного оповещения диспетчеров, администраторов и руководящих лиц объекта по электронной почте или посредством сообщений SMS, а также интегрируется с другими доступными способами сигнализации в соответствии с установленным регламентом.

Эксплуатационная готовность и безопасность

Алгоритмы и регламенты ответных действий на произошедшее событие программируются в АСДУ, и от правильности настройки подобных регламентов напрямую зависит эксплуатационная готовность. Следует определить и конкретных лиц, выполняющих то или иное действие (управление оборудованием, подтверждение тревожного сообщения и т. д.). Для разграничения ответственности за обслуживание разных систем АСДУ имеет возможность управлять полномочиями диспетчеров. Автоматизированная система предоставляет функции разграничения доступа различных групп диспетчеров с привязкой к определенным задачам или контролируемым системам. В противном случае, если тревожные сигналы и сообщения доставляются абстрактному «диспетчеру» без привязки к конкретному человеку, сложно определить ответственного за реакцию на ту или иную нештатную ситуацию.

Ниже мы кратко охарактеризуем основные контролируемые подсистемы и параметры мониторинга АСДУ.

Мониторинг и фиксация критических изменений параметров окружающей среды ЦОД. Отказ оборудования может быть следствием не только слишком высокой температуры, но и быстрого ее изменения. Система отслеживает температуру и влажность на уровне стоек с оборудованием и оповещает диспетчера о том, что зафиксированы потенциально опасные значения температуры и влажности. Хронологические данные и параметры окружающей среды могут выводиться в виде легко читаемых графиков (рис. 3).

Мониторинг и фиксация изменений в потреблении электропитания активным оборудованием. По мере появления в ЦОД нового оборудования потребности в электропитании и охлаждении могут превзойти имеющиеся ресурсы, результатом чего станут перебои в работе. В частности, инженерные системы ЦОД требуют дополнительного внимания по мере старения батарей ИБП. Уровень старения батарей зависит от интенсивности их использования и температуры. АСДУ отслеживает потребление тока для каждой ветви цепи или стойки и оповещает ответственных лиц о ситуациях, грозящих возникновением перегрузки. Она также информирует их обо всех ИБП, у которых время автономной работы оказывается меньше минимума или у которых превышается пороговое значение нагрузки.

Отслеживание электропитания оборудования. Неисправность оборудования или линий подачи электропитания, а также некорректные действия обслуживающего персонала могут привести к обесточиванию оборудования. АСДУ оперативно оповещает диспетчера о наличии или отсутствии питающего напряжения на потребителях.

Отслеживание качественных и количественных характеристик электропитания. Некачественное электропитание приводит к выходу из строя или преждевременному износу оборудования. Изменение нагрузки на систему электропитания (включение/выключение климатического оборудования, добавление оборудования ЦОД и т. д.) может повлечь за собой ситуацию, когда система бесперебойного электропитания не в состоянии обеспечить резервирование. АСДУ предоставляет обслуживающему персоналу централизованную информацию о качестве электропитания и распределении нагрузки по ЦОД в режиме реального времени, а также сохраняет эту информацию в базе данных для дальнейшего выяснения причин отказа оборудования.

Определение надежности электропитания. Оперативное отслеживание состояния оборудования, которое обеспечивает гарантированное и бесперебойное электропитание (ИБП, ДГУ), невозможно без централизованного сбора и отображения информации с этих устройств. АСДУ предоставляет диспетчеру централизованную информацию о состоянии обеспечивающего оборудования.

Обеспечение температурного режима работы оборудования. Климатический режим ЦОД может нарушаться из-за неправильных режимов работы климатического оборудования. Из-за неравномерного распределения оборудования в ЦОД иногда возникают зоны локального перегрева, что может потребовать изменений в режимах работы климатического оборудования. Обслуживающий персонал не всегда замечает временный выход температуры или влажности за пределы нормы, что приведет к проблемам при определении причин сбоев в работе активного оборудования. Кроме того, климатический режим ЦОД может нарушаться из-за неправильных режимов работы или аварий на климатическом оборудовании. АСДУ отслеживает температуру и влажность в телекоммуникационных стойках (рис. 4) и оповещает диспетчера о том, что они достигли потенциально опасных значений, а также сохраняет эту информацию в БД и выдает ее в удобном для последующего анализа виде. Система предоставляет диспетчеру интерфейс для изменения режимов работы климатического оборудования и оперативно оповещает ответственных о сбоях в его работе (рис. 5).

На АСДУ также возложены функции минимизации последствий пожара в ЦОД. При возникновении пожара несвоевременное оповещение персонала, а также работа кондиционеров и несогласованность работы других подсистем в ЦОД может осложнить работу системы пожаротушения и снизить ее эффективность. АСДУ оповещает диспетчера о срабатывании пожарной сигнализации и станции пожаротушения, а также имеет возможность автоматически отключить кондиционеры и вентиляцию. После срабатывания системы пожаротушения необходимо определять качество воздуха в помещениях и выводить эту информацию на АРМ диспетчера.

Определение и отслеживание показателей готовности ЦОД — сложная и неоднозначная задача. АСДУ выступает здесь как средство интеграции всех инженерных и технологических подсистем ЦОД в целостную и управляемую систему. Аналитическая часть АСДУ предоставляет инструментарий для определения причин простоев и планирования уровня избыточности инженерных систем.