- дискретную (типа “потенциальный” с характеристиками : 0-24 В (постоянный ток), 0-220 В (постоянный или переменный ток).
Первичными преобразователями информации режимных параметров переменного тока, напряжения, частоты и мощности должны являться существующие на подстанции измерительные трансформаторы тока и напряжения с выходными аналоговыми сигналами 0-1(5) А и 0-100В переменного тока.
КТС системы должен быть согласован с величинами выходных сигналов трансформаторов переменного тока и напряжения. При необходимости должны быть установлены вторичные преобразователи.
Должен быть предусмотрен ввод дискретных сигналов типа:
- размыкающего или замыкающего контактов ("сухой контакт"). Напряжение на разомкнутых контактах от 24 до 220 В ;
- изменения потенциала 0-220В постоянного или переменного напряжения (потенциальный ввод);
Датчиками дискретных сигналов должны являться:
- блок - контакты выключателей, фиксирующие включенное и отключенное состояние выключателей;
- блок - контакты, фиксирующие включенное и отключенное состояние разъединителей, заземляющих ножей (при необходимости);
- в случае применил электро-механических устройств РЗА контакты выходных реле, фиксирующие срабатывание устройств РЗА, реле-повторителей измерительных органов или ступеней защит;
К техническим средствам АСКУЭ. относятся:
- электронные, микропроцессорные трехфазные счетчики активной и реактивной электроэнергии;
- устройства сбора и передачи данных, обеспечивающие сбор, обработку, накопление, хранение и передачу на верхний уровень управления информацию о расходе электроэнергии и мощности в контролируемых точках в соответствии с действующими Правилами;
- каналы связи, модемы, устройства коммутации сигналов и т.д.;
- вычислительная техника.
При создании АСКУЭ РЭС необходимо:
- оснастить контролируемые подстанции РЭС техническими средствами АСКУЭ;
- обеспечить информационное взаимодействии с ИАСУ РЭС с возможностью обмена информации с БД энергосбыта.
Типы применяемых электросчетчиков должны быть внесены в Госреестр средств измерений Республики Беларусь и иметь действующие свидетельства о поверке [4].
По действующим нормативным документам допустимые классы точности расчетных счетчиков активной электроэнергии должны соответствовать величинам приведенным в таблице. На ВЛ с большими нагрузками (десятки-сотни МВт) счетчики электрической энергии должны иметь класс точности 0,2. Аналогичным образом в таблице представлены классы точности для счетчиков технического учета активной электроэнергии. Допустимый класс точности счетчиков реактивной электроэнергии для коммерческого и технического учета должен выбираться на одну ступень ниже соответствующего класса счетчиков активной электроэнергии [4].
| Таблица 5.1 - Допустимые классы точности расчетных счетчиков активной электроэнергии | |
| Объект учета | Класс точности (не ниже) |
| Межсистемные линии электропередачи напряжением 220 кВ и выше | 0,5 |
| Межсистемные линии электропередачи напряжением 100-150 кВ | 1,0 |
| Прочие объекты учета | 2,0 |
| Таблица 5.2 - Допустимые классы точности счетчиков технического учета активной электроэнергии | |
| Объект учета | Класс точности (не ниже) |
| Линии электропередачи с двухсторонним питанием 220 кВ и выше, трансформаторы мощностью 63 МВА и более | 1,0 |
| Прочие объекты учета | 2,5 |
Электронный счетчик должен иметь цифровой интерфейс типа RS232, RS485 или ИРПС "токовая петля" для обмена информацией с другими устройствами.
УСПД в комплексе с программным обеспечением должно быть готово (или иметь методику) к метрологической аттестации для применения в коммерческих расчетах.
УСПД должно обеспечивать в автоматическом режиме:
- сбор информации от электросчётчиков на базе специализированных микропроцессоров по цифровому интерфейсу (типа RS-485, RS-232, ИРПС и т.п.);
- сбор информации от электросчётчиков, оснащенных импульсными телеметрическими выходами;
- передачу данных по запросу на верхний уровень (в центральное УСПД при его наличии) или непосредственно в центр сбора и обработки данных энергосистемы;
- привязку информации от электросчётчиков с импульсным выходом к системному времени УСПД.
УСПД должно обеспечивать:
- объединение в сеть с другими УСПД по интерфейсу типа RS-232 и RS-485;
- каскадное включение нескольких УСПД по интерфейсу типа ИРПС передачу данных по коммуникационным каналам в центры сбора и обработки информации;
УСПД должно обеспечивать выработку текущего времени с погрешностью не более 1-й секунды в сутки, как при наличии внешнего питания, так и при полном обесточивании устройства (не менее одного месяца).
Программное обеспечение (ПО) АСДУ РЭС должно удовлетворять следующим требованиям:
- ПО ИАСУ РЭС должно обеспечивать выполнение всех функций учета, контроля, анализа, управления, регулирования и соответствовать требованиям законов: действующему законодательству Республики Беларусь, нормативным актам министерств и ведомств, распространяющихся на структурные подразделения концерна «Белэнерго», нормативным документам концерна «Белэнерго»;
- при отказе канала связи между верхним и нижним уровнем, соответствующие подсистемы должны автоматически переходить в автономные режимы работы.
- ПО должно обеспечивать ввод/вывод данных, обработку, архивирование, формирование журналов и ведомостей, документирование и представление справочной информации, представлять удобный человеко-машинный интерфейс.
В состав ПО АСДУ РЭС должны входить следующие компоненты [1]:
- системное ПО:
- операционная система (ОС) сервера ввода/вывода, канальных адаптеров, ОРС-сервер, сервера БД, сервера приложений;
- ОС АРМ (Windows NT, Windows 98-2000, UNIX подобные);
- сетевое программное обеспечение;
- программные средства удаленного доступа.
- прикладное ПО, инструментальные средства для разработки и сопровождения системы;
- ПО созданное, с использованием технологического ПО SCADA(Supervisory Control And Data Acquisition - система диспетчерского управления и сбора данных, представляющую систему управления и мониторинга, содержащую программно-аппаратные средства, взаимодействующие между собой через компьютерные сети);
- программный комплекс для сбора оперативных данных и регистрации аварийных ситуаций;
- программное обеспечение АРМ диспетчера, техника и др. (расчетные задачи и др.);
- прикладное ПО сервера ввода вывода), микропроцессорных контроллеров, защит и др.
ОС должна удовлетворять следующим основным требованиям: масштабируемость, надежность, устойчивость к сбоям, многозадачность, защита данных, наличие встроенных средств сетевой поддержки, совместимость.
ОС, которые могут использоваться в системе, приведены в таблице 5.3.
| Таблица5.3 - Перечень операционных систем | ||
| № | Наименование оборудования | Наименование ОС |
| 1 | Сервер | Windows NT Server 4.0, Unix |
| 2 | АРМ диспетчера | Windows NT, Linux |
| 5 | Сервер ввода\вывода (АРМ телемеханика) | Windows NT, Linux |
Информационное обеспечение должно основываться на:
- утвержденной законодательной и нормативной базе, регламентирующей функционирование системы, с учетом внедрения новых технологий;
- максимальном использовании электронных документов.
Реализация функций информационного обеспечения должна обеспечиваться за счет использования информации, хранящейся в базе данных.
Информационное обеспечение должно базироваться на современных средствах создания, хранения, передачи и обработки информации. В качестве описания предметной области должны применяться CASE-пакеты типа BpWin или Together Center [1].
Информационное обеспечение должно обеспечить:
- рациональное размещение хранимой информации в системе;
- унификацию процесса сбора информации;
- резервирование;
- оптимизацию объема и сокращение дублирования информации в системе;
- регламентацию моментов сбора и передачи информации в системе;
- сбор, хранение и рассылку информации участникам системы;
- сокращение доли ручного ввода информации;
- унификацию представления данных;
- идентификацию входных и выходных документов;
- повышение достоверности и защиту конфиденциальной входной, выходной и хранимой информации;
- организацию, описание и ведение базы данных;
- возможность поиска информации по запросам участников системы;
- выдачу справок и отчетов;
- ввод изменений и актуализацию информационной базы.
6 Разработка системы оперативного сбора информации для создания АСДУ и АСКУЭ РЭС
В оперативно-диспетчерском управлении энергетикой широко применяется телемеханика. Она предназначена для сбора и передачи информации о параметрах режима и положении коммутационной аппаратуры с контролируемых пунктов (КП) на пункты управления (ПУ), а также для управляющих воздействий с ПУ на КП [10].
Различают следующие виды телемеханических сообщений:
- телесигналы (ТС) –двухпозиционные сообщения типа «включено - отключено», которые отражают положение коммутационной аппаратуры, срабатывания защит и автоматики;