Диспетчерские пункты в системе электроснабжения

Проект автоматизации и диспетчеризации системы электроснабжения

В гражданском строительстве, по определенным причинам, для системы электроснабжения обычно выполняется проект автоматического ввода резерва и диспетчеризации. Это связано с дороговизной оборудования, ограничением бюджета и дешевизной труда специалиста в РФ.

При строительстве промышленных объектов от качества электроснабжения зависит качество выпускаемой продукции, ущерб от репутационных потерь может значительно превысить затраты на внедрение системы, особенно с учетом того, что при строительстве сложных производственных процессов вкладываются значительные суммы в организацию резервирования по питанию, в этом случае, стоимость автоматизации получается относительно не высокой.

Типовые решения и особенности

Отличительные особенности автоматизированной системы обусловлены типовыми решениями на основе ИВК «ЭнергоКруг» и возможностями контроллера DevLink-D500. В системе обеспечено два вида подключений приборов учета: через контроллеры DevLink и прямое, через преобразователи интерфейсов и модемы. Такая структура обеспечивает оптимальное соотношение стоимости решения и функциональности

Алгоритмы управления, реализованные в контроллере, не требуют постоянной связи с верхним уровнем (что особенно важно при GSM), а также обеспечивают быстрый опрос большого числа приборов учета и датчиков. Использование прикладного программного обеспечения «Виртуальный DevLink» освобождает предприятие от необходимости установки физических контроллеров на объектах, где необходимо подключить только один-два прибора учета, что существенно сокращает затраты на оборудование автоматизированной системы

Важно отметить то, что систему можно создать на основе существующей элементной базы и каналов обмена информацией. Она поддерживает достаточно большое количество каналов связи (RS-485, RS-232, GSM, радиоканал и др.) и устройств учета электроэнергии (в частности, ЦЭ 2727, ПЦ 6806, «Меркурий-230», «Меркурий-225», СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03, ПСЧ-4ТМ.05, СЕ 303, СЕ 304, «Ресурс-UF2», «Лейне-Электро-01М», «Ресурс-UF2М», «Ресурс–ПКЭ»)

Например, в системе «ЭнергоГород-Новый Уренгой» использовались «Меркурий-200», СОЭ-55, СЕ-102, СЭБ-2А, ME-162 и «Лейне Электро 01М». Также к одному порту контроллера DevLink могут быть подключены разнотипные счетчики.

Система позволяет применять алгоритмы агрегирования к быстро меняющимся данным (усреднение, max, min и другие) и преобразовывать эти данные в медленный (реляционный) формат, а также передавать информацию от контроллеров, установленных на трансформаторных подстанциях, по различным протоколам, в том числе протоколам серии МЭК 60870-5-101/104. Организация связи верхнего и среднего уровней осуществляется по каналам GSM/GPRS, а с помощью технологии PLC (связь с приборами учета осуществляется по линиям электропередачи) с использованием PLC-модемов можно включить в систему частный жилой фонд.

В системе обеспечено оперативное управление переключением линий на подстанциях, отключением аварийных линий и ограничением нагрузки для неплательщиков (при использовании электросчетчиков с функциями управления). При этом ведется система единого времени: время измеряется и корректируется автоматически на всех уровнях системы.

Также у автоматизированной системы есть возможности интеграции с различными биллинговыми системами и обеспечения своевременной выгрузки данных энерго­потребления (в том числе и в формате 80020).

Перечисленные свойства системы позволяют проводить ее настройку и эксплуатацию удаленнонапример, при реализации проектов в городах Новый Уренгой и Надым пусконаладочные работы верхнего уровня осуществлялись без выезда на объект.

Техническое обслуживание и эксплуатация систем электроснабжения

Сотрудники ЦСП в зависимости от квалификации и группы допуска выполняют строго определенный объем работ по поддержанию техники и сетей в рабочем состоянии. В ТО входит:

  • замена кабелей, изоляционных материалов, ламп, розеток, пусковых кнопок, предохранителей;
  • ремонт автоматических и механических переключателей, реостатов, контакторов, магнитных станций;
  • подключение к сети новых установок, счетчиков, электромонтажных изделий, осветительных и измерительных приборов.

В обязанности ЦСП входит и ликвидация аварийных ситуаций или содействие данным действиям, проводимым специальными службами, и последующее восстановление поврежденного объекта.

Состав и структура центрального диспетчерского пункта

Диспетчерские пункты в системе электроснабжения

На рисунке 2.1 представлена структурная схема Центрального диспетчерского пункта

Рисунок 2.1 – структурная схема ЦДП.

В состав оборудования ЦДП входят:

– АРМ главного диспетчера; – АРМ диспетчера (основной); – АРМ диспетчера (резервный); – станция; – видеостена, состоящая из двух ЖК-телевизоров; – принтер; – серверная стойка.

АРМ главного диспетчера и АРМ диспетчера (основной) представляют собой рабочие места, оснащенные программно-аппаратными средствами на базе персонального компьютера и SCADA системы. Предназначены для визуализации, контроля и управления системой АДИС, реализуя человеко-машинный интерфейс. АРМ диспетчера (резервный) дублирует основной АРМ для обеспечения бесперебойной работы диспетчера. Серверная стойка состоит из коммуникационного, серверного оборудования и источника бесперебойного питания. Коммуникационное оборудование представляет собой маршрутизатор и коммутаторы для объединения устройств ЦДП в единое информационное пространство и связью с другими ситемами ОЭЗ ТВТ. Серверное оборудование выполняет сбор, хранение, обработку всей информации поступающую в ЦДП.

Размещение технических средств ЦДП

ЦДП системы АДИС располагается в здании Центра инноваций и технологий (ЦИТ первая очередь) на отм. -7,050. Под организацию ЦДП выделены следующие помещения:

– диспетчерский пункт; – серверная; – комната отдыха.

В помещении диспетчерского пункта располагаются автоматизированные рабочие места диспетчеров, инженерная станция, принтер и видеостена.

Серверная стойка с серверным оборудованием и источником бесперебойного питания устанавливается в помещении серверной. Комната отдыха предназначена для отдыха персонала.

 Электропитание технических средств ЦДП

Оборудование ЦДП относится к электроприемникам первой категории. Питание технических средств ЦДП осуществляется от сети переменного тока с фазным напряжением 220 В ±10 %, 50 Гц ±1 %. Любые отклонения напряжения до указанного предела не вызывают выдачу ложных команд и сигналов. Для обеспечения электропитанием всех устройств ЦДП в проекте предусмотрен щит распределительный ЦДП ЩР. Для каждой группы потребителей в щитке установлен автоматический выключатель. С целью обеспечения бесперебойного питания технических средств в серверной стойке установлен источник бесперебойного питания Symmetra LX с двумя батарейными модулями. От данного источника запитываются серверное оборудование, автоматизированные рабочие места диспетчеров, инженерная станция и видеостена.

Популярные статьи  Допустимый длительный ток: что это такое, особенности, как выбирается

Кабельные проводки

Все электрические проводки выполнены контрольными кабелями пониженной горючести с медными жилами. Электрические проводки выполнены в пластиковых каналах-плинтусах, предусмотренных проектом.

ОТВЕТСТВЕННОСТЬ.

7.1. Диспетчер ОДГ РЭС, находясь на смене, отвечает за:

7.1.1. Бесперебойное электроснабжение потребителей и экономичную эксплуатацию оборудования, находящегося в его оперативном управлении и ведении.
7.1.2. Правильность и своевременность отданных оперативных распоряжений.
7.1.3. Своевременное и точное выполнение распоряжений диспетчера ОДС, руководства РЭС, .
7.1.4. Соблюдение требований ПТЭ, ПБЭЭ, ППБ, ПУЭ и других директивных документов, производственных и должностных инструкций в части эксплуатационной деятельности, техники безопасности и организации работы с персоналом.
7.1.5. Случаи производственного травматизма, происшедшие по его вине с подчиненным персоналом, выполняющим его распоряжения, случаи аварий, отказов в работе оборудования, происшедшие по его вине.
7.1.6. Целесообразность и своевременность проведения оперативных переключений и работ по заявкам.
7.1.7. Правильность выдачи разрешения на допуск к работам на оборудовании и линиях, достоверность, своевременность и полноту выдаваемой информации.
7.1.8. Сохранность, правильность оформления документов и оборудования, находящихся на диспетчерском пункте.
7.1.9. Соблюдение правил внутреннего трудового распорядка, производственной и трудовой дисциплины.
7.1.10. Поддержание своей профессиональной подготовки на должном уровне.
7.1.11. Диспетчер ОДГ РЭС несет ответственность за проверку наличия защитных средств ОВБ согласно перечня.
7.1.11. Проверку наличия защитных средств ОВБ согласно перечня.

Функции системы

  • сбор и обработка технологической
    информации со счетчиков электрической энергии, микропроцессорных устройств
    защиты, реклоузеров (рис. 1), измерительных преобразователей, датчиков
    аналоговых и дискретных сигналов и другого оборудования
  • дистанционное
    диспетчерское управление распределенными объектами (ячейками, реклоузерами и другими)

Рис.1. Реклоузер вакуумный серии PBA/TEL

  • регистрация событий
  • отображение оперативной и архивной информации
    оперативному персоналу (в том числе с выводом на диспетчерский щит) и
    руководству компании
  • технологическая сигнализация,
    обеспечивающая извещение о возникновении нарушений
  • диагностика достоверности принимаемой
    информации
  • формирование печатных документов и
    архивирование информации (в виде трендов, отчетных ведомостей, протоколов
    событий).

Общие положения

Целью данной работы является формулировка правил, используемых при определении диспетчерских наименований энергетических объектов.
Диспетчерские наименования – это наименования объектов, используемые в оперативных переговорах и записях.
Диспетчерские наименования (далее по тексту – ДН) должны однозначно определять оборудование в пределах определенного распределительного устройства.
В диспетчерское наименование должны входить сокращенное буквенно-цифровое обозначение оборудования, класс напряжения и имя присоединения, к которому относится данное оборудование и информация, конкретизирующая положение элемента в схеме.
Порядок выполнения диспетчерских наименований должен быть указан в местных инструкциях на предприятиях. Поскольку на разных предприятиях правила исполнения ДН могут отличаться друг от друга, то в данном документе приводятся общие правила для нанесения диспетчерских наименований, которые могут отличаться от правил, принятых на местах.
Диспетчерские наименования определяют элементы схемы в пределах некоторого распредустройства. Это может быть подстанция, ОРУ, и т.д.
Если операции проводятся одновременно в нескольких распредустройствах, в оперативных переговорах и записях необходимо перед диспетчерским наименованием
использовать имя распределительного устройства, в котором находится оборудование. Например – ОРУ-500: ТР 500 кВ  АТ-2.

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

1.1. Настоящая инструкция составлена в соответствии с требованиями Положения о разработке должностных инструкций для работников ОАО «Облэнерго»; Справочника квалификационных характеристик профессий работников выпуск № 62
( выработка и распределение электроэнергии) Киев.2001г.; Справочника квалификационных характеристик профессий работников. Выпуск № 1, разделы 1,2. изд. Краматорск- 1998г.; Классификатора профессий. ( ДК 003- 95). Госстандарт Украины. Киев 1995г.; Положения о районе электрических сетей; Положения об ОДГ РЭС; ПБЭЭ — Киев 2000г.; ПТЭ-2003г., других нормативно-технических документов и распространяется на диспетчеров ОДГ РЭС электрических сетей.
1.2. Наименование должности работника, для которого предназначена данная инструкция – диспетчер РЭС (предприятия).
Код профессии по классификатору профессий – 3119.
1.3. Знание данной инструкции обязательно для диспетчера РЭС, начальника, главного инженера РЭС и зам.начальника по ОР РЭС, инженера и ведущего инженера СРС, начальника СРС.
1.4. Основная задача диспетчера РЭС — осуществление оперативного диспетчерского управления работой электросети РЭС, обеспечивая надежное и бесперебойное электроснабжение потребителей.
1.5. На должность диспетчера ОДГ РЭС назначаются лица, имеющие высшее техническое образование, стаж работы в электрических сетях не менее 2-х лет, или среднее специальное образование и стаж работы в электрических сетях не менее 5 лет, прошедшие теоретическую и практическую подготовку, имеющие V группу по правилам безопасной эксплуатации электроустановок.
1.6. Назначение и освобождение диспетчера ОДГ РЭС от занимаемой должности, а также перевод на другую должность, осуществляется приказом директора по представлению начальника РЭС.
1.7. Диспетчер РЭС в административном отношении подчиняется руководству РЭС, в оперативном — диспетчеру , начальнику и зам. начальника ОДС , зам.начальника РЭС по ОР, в техническом отношении руководству РЭС, гл. инженеру, зам.главного инженера , зам. начальника и начальнику службы распредсетей.
1.8. Диспетчеру РЭС во время дежурства в оперативном отношении подчиняются оперативные и оперативно-производственные работники РЭС, а также оперативные работники службы подстанций при подготовке рабочих мест на присоединениях РЭС.
1.9. При длительном отсутствии зам. начальника РЭС по ОР (болезнь, отпуск и т.п.) диспетчер РЭС может временно исполнять обязанности зам. начальника по ОР.
1.10.Диспетчер РЭС работает по графику дежурств, утвержденному руководством РЭС. Замена одного дежурного диспетчера другим, в случае необходимости, допускается с разрешения руководства РЭС.
Дежурство в течении двух смен подряд запрещается. Уходить с дежурства без сдачи смены, приемка и сдача смены во время аварии запрещается.
1.11. Периодическая проверка знаний диспетчера производится:

  • по технологии работ, производственным и должностным инструкциям — один раз в два года;
  • по правилам безопасной эксплуатации электроустановок и пожарной безопасности – один раз в год;
  • переаттестации – один раз в 3 года;
  • повторные инструктажи диспетчеру РЭС производятся раз в месяц;
  • противоаварийные тренировки /диспетчерские/ — раз в квартал, сетевые — раз в год;
  • противопожарные тренировки — раз в полугодие, при этом допускается совмещение их с противоаварийными тренировками.
  • обучение на курсах повышения квалификации с отрывом от производства — раз в пять лет.
Популярные статьи  Индивидуальные средства защиты от поражения электрическим током

1.12. Рабочее место диспетчера РЭС находится в помещении диспетчерского пункта ОДГ РЭС.
1.13. Перечень оборудования, находящегося в оперативном управлении и ведении диспетчера PЭC утверждается главным инженером.

Внедрение системы

Внедрение системы обеспечивает
решение задач энергосбережения и энергоэффективности электросетевой компании за
счет:

  • повышения точности и достоверности
    технологической информации
  • эффективного учета и анализа
    энергопотребления
  • дистанционного диспетчерского
    управления распределенными объектами (ячейками, реклоузерами и другими)
  • уменьшения объема передаваемого
    трафика и передачи данных по медленным и неустойчивым каналам связи с
    гарантированной приоритетной доставкой управляющих команд за счет обмена с
    контроллером DevLink-С1000 по телемеханическому каналу связи
  • своевременного предоставления
    оперативному персоналу полной оперативной (рис.4) и архивной информации о ходе
    технологического процесса, состоянии оборудования и технических средств
    управления (в том числе и через Web-интерфейс)
  • резервирования каналов связи уровня
    подстанции (Ethernet,
    GPRS)
  • технологической сигнализации,
    обеспечивающей извещение о возникновении нарушений
  • создания типовых проектов подстанций и
    реклоузеров
  • легкого масштабирования системы силами
    Заказчика при увеличении числа подключаемых объектов
  • улучшения условий труда и
    технологической дисциплины, что существенно снижает вероятность ошибочных
    действий оперативного персонала (действия персонала регистрируются).

Рисунок 4 – Однолинейная схема ЦРП-2

Диспетчерские пункты эксплуатации систем электроснабжения

Управление эксплуатацией энергоустановок осуществляется на полуавтоматических точках мониторинга. Данная система контроля – часть общей компьютеризированной системы менеджмента предприятия. Принцип работы диспетчерских пунктов (ДП) – получение, обработка и отображение данных от индикаторов, размещенных на энергоустановках и контрольных узлах сети.

Интеллектуальная система программируется на автоматический запуск определенной последовательности действий в случае выявления отклонений от нормированных показателей и/или информирует о внештатной ситуации оператора.

На диспетчерский пункт поступают данные об электрической нагрузке и напряжении в контролируемых точках, находящихся на значительном удалении от принимающего сервера. Кроме центра обработки данных, в ДП входят телекоммуникационные линии, соединяющие компьютеризированную часть, ответственную за управление датчиками на технологических объектах, выполняющих следующие функции:

  • телесигнализация – передача информации о текущем состоянии оборудования;
  • телеизмерение значений наблюдаемых параметров;
  • телеуправление – инициализация изменений в системе оператором (включение, выключение, переход в другой режим работы, запуск опциональных функций.)

Основная задача автоматизации систем контроля и управления – повышение срока службы установок и уменьшение времени на ТО и капитальный ремонт, предотвращение аварийных ситуаций, точная настройка всех параметров, обеспечение бесперебойного и соответствующего нормам охраны труда рабочего процесса.

Отдельный бонус от интеграции интеллектуальных систем менеджмента – упрощение и стандартизация ведения отчетности (по каждому узлу, времени, дате, режиму эксплуатации), оптимизация распределения персонала по группам допуска на энергоустановки и унифицированное представление данных обо всех вышеперечисленных решениях для эффективного планирования с учетом нагрузок, типа и состояния оборудования, доступных трудовых и материальных ресурсов.

Больше об эксплуатации и обслуживании систем электроснабжения и диспетчерских пунктов можно узнать на выставке «Электро».

Блоки бесперебойного питанияСистемы электроснабженияСистемы электроснабжения промышленных предприятий

ПРЕДИСЛОВИЕ

Телемеханика в энергетике является быстро развивающейся отраслью техники сбора, передачи, обработки и отображения информации, необходимой для оперативного централизованного контроля процессами производства и распределения электроэнергии. К настоящему времени произошли существенные изменения как в технических средствах, так и в методах передачи телемеханической информации. Завершено формирование автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) на высших уровнях диспетчерского управления (ЦДУ Единой энергосистемы СССР, ОДУ объединенных энергосистем, а также большинство районных энергетических управлений страны). Оперативно-информационные комплексы (ОИК) АСДУ базируются на средствах вычислительной техники с использованием современных систем обработки и представления оперативной информации на цифробуквенных и графических цветных дисплеях. Для передачи оперативной информации между диспетчерскими пунктами различного ранга управления широко используются микроЭВМ, которые наряду с традиционными видами телемеханической информации (ТИ, ТС, ТУ и т. п.) передают также цифро-буквенную информацию для межуровневого межмашинного обмена информации при оперативных расчетах режимов энергосистем, для систем автоматического регулирования, противоаварийной автоматики, управления сверхдальними линиями электропередачи, в том числе линиями постоянного тока, и т. д.
В крупнейших диспетчерских центрах управления энергосистемами формируются оперативно-информационные управляющие комплексы (ОИУК) АСДУ на базе локальных вычислительных сетей с распределением задач между персональными компьютерами, микро- и мини-ЭВМ с использованием общей распределенной между различными уровнями управления базы данных.
Изменились также методы передачи информации для управления энергосистемами. На смену циклическим методам передачи приходят адаптивные методы со сжатием данных, позволяющие повысить точность и быстродействие передачи сигналов по каналам связи и эффективность использования ЭВМ, обрабатывающих телеинформацию. В связи с широким использованием микропроцессорных элементов и микроЭВМ в системах передачи и обработки данных существенно
изменились принципы их разработки, проектирования и эксплуатации. Переход от жесткосхемной логики, характерной для построения систем телемеханики предшествующих поколений, к программируемой логике микропроцессорных элементов требует от разработчиков, проектировщиков, наладчиков и эксплуатационного персонала в энергосистемах знания принципов архитектуры микроЭВМ и основ их программного обеспечения. Разработаны и начинают осваиваться промышленностью и эксплуатацией первые отечественные микропроцессорные телекомплексы (ГРАНИТ, АИСТ, УВТК-120 и др.). Следует отметить, что отечественная промышленность крайне медленно разворачивает производство и освоение микропроцессорных систем телемеханики и существенно отстает от передовых зарубежных стран (США, ФРГ, Франции и др.). Ввиду отсутствия отечественных специализированных микропроцессорных систем телемеханики в энергосистемах Советского Союза начали широко применяться универсальные микроЭВМ фирмы ВИДЕОТОН (ВНР), оборудованные специально разработанными телемеханическими канальными адаптерами, позволяющими использовать их в качестве центральных приемо-передающих станций (ЦППС) в системах передачи оперативных данных (СПОД). Дальнейшее развитие получили системы телемеханики для управления распределительными сетями 6—10 кВ, особенно сельскохозяйственного назначения. Начат промышленный выпуск телемеханических комплексов этого назначения на заводе ’’Электропульт” Минэлектротехпрома СССР.
Готовятся новые международные стандарты и рекомендации по системам телемеханики в рамках технического комитета ТК-57 МЭК.
Перечисленные выше вопросы разработки и применения новых систем телемеханики для телеконтроля и телеуправления в энергетике нашли отражение в предлагаемой книге.
Автор выражает искреннюю благодарность рецензенту доктору техн. наук, проф. Н. Д. Сухопрудскому за ценные замечания, сделанные им при чтении рукописи, а также научным сотрудникам лаборатории телемеханики и информатики ВНИИЭ А. Л. Вулису и Т. Е. Георгиевской за ценные советы при ее написании.
Автор

Популярные статьи  Можно ли подключить 2 дома одного владельца к одному электросчетчику?

Текстовая часть ЭС

а) характеристику  источников  электроснабжения в соответствии с   техническими  условиями  на  подключение  объекта  капитального строительства к сетям электроснабжения общего пользования;

б) обоснование   принятой   схемы  электроснабжения,  выбора конструктивных  и  инженерно-технических  решений,  используемых  в системе  электроснабжения, в части обеспечения соответствия зданий, строений  и  сооружений  требованиям энергетической эффективности и требованиям    оснащенности   их   приборами   учета   используемых энергетических   ресурсов   (за   исключением   зданий,   строений, сооружений,  на  которые  требования энергетической эффективности и требования    оснащенности    их   приборами   учета   используемых энергетических ресурсов не распространяются);

в) сведения о количестве энергопринимающих устройств,  об  их установленной, расчетной и максимальной мощности;

г) требования   к   надежности   электроснабжения  и  качеству электроэнергии;

д) описание    решений    по    обеспечению    электроэнергией электроприемников  в  соответствии с установленной классификацией в рабочем и аварийном режимах;

е) описание   проектных   решений  по  компенсации  реактивной мощности, релейной    защите,    управлению,   автоматизации и диспетчеризации системы электроснабжения;

ж)  перечень    мероприятий    по   обеспечению   соблюдения установленных    требований    энергетической    эффективности    к устройствам,  технологиям  и  материалам,  используемым  в  системе электроснабжения,   позволяющих   исключить  нерациональный  расход электрической  энергии,  и  по учету расхода электрической энергии, если такие требования предусмотрены в задании на проектирование;

ж-1)  описание  мест  расположения приборов учета используемой электрической  энергии и устройств сбора и передачи данных от таких приборов;

з) сведения о мощности сетевых и трансформаторных объектов;

и) решения  по  организации масляного и ремонтного хозяйства — для объектов производственного назначения;

к) перечень    мероприятий    по    заземлению   (занулению) и молниезащите;

л) сведения  о типе, классе проводов и осветительной арматуры, которые  подлежат применению при строительстве объекта капитального строительства;

м) описание системы рабочего и аварийного освещения;

н) описание     дополнительных    и    резервных    источников электроэнергии, в  том  числе  наличие устройств   автоматического включения   резерва   (с  указанием одностороннего или двустороннего его действия)

о) перечень мероприятий по резервированию электроэнергии;

о-1) перечень энергопринимающих устройств  аварийной  и (или) технологической брони и его обоснование

Графическая часть ЭС

п) принципиальные  схемы электроснабжения электроприемников от основного,      дополнительного     и     резервного     источников
электроснабжения;

р) принципиальную   схему   сети   освещения,   в   том  числе промышленной  площадки  и транспортных коммуникаций, — для объектов
производственного назначения;

с) принципиальную   схему   сети   освещения  —  для  объектов непроизводственного назначения;

т) принципиальную схему сети аварийного освещения;

у) схемы заземлений (занулений) и молниезащиты;

ф) план сетей электроснабжения;

х) схему размещения электрооборудования (при необходимости).

Оформлять раздел ЭС необходимо в соответствии с ГОСТ 21.1101-2013.

Пример внедрения АСДКУЭ

При
решении задач модернизации системы диспетчерского контроля и учета
энергопотребления в сетях «Кузбасской энергосетевой компании» («КЭнК», г.
Кемерово) из представленных руководству «КЭнК» 17-ти технико-коммерческих
предложений фирм-производителей программно-технических комплексов выбор был
остановлен на ПТК КРУГ-2000
по следующим критериям:

  • предлагаемый
    функционал оборудования
  • стоимость
    и сроки поставки оборудования
  • перечень
    и стоимость наладочных работ по внедрению пилотного проекта в одном из филиалов
  • создание
    полигона предполагаемой системы на стадии разработки
  • возможность
    сопряжения с оборудованием, уже используемым в «КЭнК»
  • обучение
    персонала.

Одной
из важных задач модернизации системы была реализация функций диспетчерского
контроля и управления распределительными подстанциями 6/10 кВ и реклоузерами,
установленными на ЛЭП. При этом существовала проблема, связанная с отсутствием
информации по обмену данными в момент «зависания» роутеров.

Использование
контроллеров DevLink-С1000 совместно со SCADA
КРУГ-2000 обеспечило эффективное решение задач сбора, обработки и
передачи данных в диспетчерские пункты головных офисов и филиалов «КЭнК».

Внедрение
первой очереди системы охватило 17 объектов автоматизации в 11 филиалах компании,
внедрение второй – подключение 22-х объектов автоматизации в 15 филиалах
компании. В настоящее время продолжаются работы по внедрению третьей очереди
системы, а также выполнены работы по интеграции с новым типом микропроцессорных
терминалов релейной защиты.

Работы по созданию и
вводу в эксплуатацию первой очереди АСДКУЭ выполнены специалистами НПФ «КРУГ» в
тесном сотрудничестве с «Кузбасской энергосетевой компанией». Работы по
созданию и вводу в эксплуатацию второй и третьей очередей АСДКУЭ выполнены и
выполняются в настоящее время специалистами ООО «КЭнК» при технической
поддержке специалистов фирмы «КРУГ». Поставку программно-технических комплексов
и программного обеспечения верхнего уровня осуществляет НПФ «КРУГ».

Итоги эксплуатации АСДКУЭ

Руководство «КЭнК» достойно
оценило работу фирмы «КРУГ» и сделало следующие выводы по внедрению АСДКУЭ: 

  • программно-технический
    комплекс КРУГ-2000 на базе контроллера DevLink-С1000 и SCADA КРУГ-2000 полностью
    соответствует всем требованиям технического задания на систему
  • система
    в полной мере удовлетворяет критерию соотношения цена/качество
  • НПФ
    «КРУГ» постоянно оказывает оперативную и эффективную помощь в развитии системы.

Список литературы

1. Ю.Д.Цветков. Эволюция автоматизированных систем оперативно-диспетчерского управления подстанциями //Автоматизация в промышленности. 2013. №11.

Рейтинг
( Пока оценок нет )
Денис Серебряков/ автор статьи
Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: