Автоматизирана система диспечерски контролелектроенергийни системи (ASDU)

Управлението на такива сложни обекти като енергийните системи е възможно само с помощта на съвременна технология за управление. За тази цел са създадени и се разработват автоматизирани системи за диспечерски контрол (ADCS), които изпълняват всички етапи на управление: събиране на информация, обработка, подпомагане при вземане на контролни решения, предаване на команди за управление и поддържане на режима.

ASDU UES е сложна система, който обединява всички етапи на оперативното диспечерско управление и осигурява решение на проблеми от различни времеви нива (фиг. 2.5).

Ориз. 2.5 Увеличена структура на състава на АСДУ: КТС - комплекс технически средства; IVS - информационно-изчислителна система; ОИУК - оперативно информационно-контролен комплекс (работи в реално време); VK - компютърен комплекс (работи извън темпа на процеса); ИУП - информационно-контролна подсистема; IVP - информационно-изчислителна подсистема.

ASDU UES включва ASDU UES, районни енергийни системи, електроцентрали с мощни енергийни блокове, ТЕЦ, големи подстанции.

ADCS включва поддържаща част, състояща се от комплекс от технически средства (CTS) - средства за събиране на информация, компютърен комплекс, средства за показване на информация, софтуер- и функционалната част, която включва набор от икономически и математически методи за решаване на задачи за оперативно и автоматично управление, режими на планиране.

Съставът на CTS ASDU включва:

Изпращане и технологично управление(SDTU):

информационни сензори, телемеханични устройства, устройства за предаване на информация, комуникационни канали;

Средства за обработка и показване на информация:

Компютри на оперативни информационно-контролни комплекси (ОИУК) и компютърни комплекси (ВК), печатащи устройства, дисплеи, видеостени, цифрови и аналогови устройства;

• - устройства за стандартна и приложна математическа и информационна поддръжка;
• - спомагателни системи(захранване, климатик и др.).

Компютрите представляват основата на CTS ASDU. Разнообразието от функции на ASDU наложи използването на много машини за информационни и изчислителни системи. ASDU ITTs са разделени на два комплекса: OIUK и VK.

Оперативно-информационен управляващ комплекс (ОИУК) решава проблемите на краткосрочното планиране, оперативното и автоматично управление на режимите на електроенергийната система.

OIUK работи в реално време. Осигурява автоматично въвеждане и обработка на телемеханична и буквено-цифрова информация, управление на средствата за показване на информация (т.е. дисплеи, табла, устройства и видеостена на контролната зала), оперативни изчисления за управление на режима, автоматично регулиране на честота, потоци мощност, напрежение и др.

На фиг. 2.6 показва структурата на техническите средства на OIUK.

OIUK се състои от 2 подсистеми: информационно управление (IMC) и информационно изчисление (ICP).

Ориз. 2.6 Структурата на техническите средства на ОИУК: АС - оборудване за запечатване на комуникационни канали; ATS - автоматична телефонна централа; DTS - диспечерска телефонна централа; ТТС - технологична телефонна централа; SPPI - средства за приемане и предаване на информация; SOI - средство за показване на информация

IMS е реализирана на базата на 3 компютъра, към които са свързани телемеханични устройства, дисплеи, контролен панел и други средства за изобразяване на информация. IUP осигурява автоматично събиране и обработка на телеинформация, управление на средствата за изобразяване на информация, извършване на оперативни изчисления, автоматично управление.

IVP се реализира на базата на 3 универсални компютъра с висока производителност, които позволяват създаването на големи архиви с данни. IVP осигурява извършването на изчисления за оперативно и краткосрочно управление въз основа на информация от първата подсистема, решаване на проблемите на оперативното отчитане и анализ на използването на енергийни ресурси, състоянието на оборудването, технически и икономически показатели и др.

Между подсистемите се обменят необходимите масиви от информация.

Средствата за получаване и предаване на информация (SPPI-I) за IEP и (SPPI-II) за IVP имат основните функции: обмен на информация със съответните подсистеми на "техния" DIMC, както и DIMC на съседни и други нива на управление .

Средствата за показване на информация SOI-I и SOI-II са предназначени да показват режима и диалога на диспечера с компютъра.

OIUK е многомашинна система.Обикновено OIUK включва два универсални и два миникомпютъра, което се определя от високи изискванияза надеждността на комплекса.

На IEP се налагат особено строги изисквания за надеждност, т.к тя е тази, която предоставя на диспечера оперативна информация и в редица системи изпълнява функциите на автоматично управление.

VC са предназначени да решават проблеми на дългосрочното планиране, организационни, икономически и други задачи извън темпото на процеса. Техническата база на VC е или автономен универсален компютър, или един от универсалните компютри OIUK, на който тези задачи се решават във фонов режим с нисък приоритет.

Софтуерът ASDU е разделен на информация (входни и изходни масиви, бази данни, класификатори и кодови речници) и софтуер, който се състои от три видасигурност:

• - машина, доставена от производителя на компютъра;
• - специални - за решаване на конкретни технологични проблеми;
• - общосистемен (компютър), организиращ взаимодействието на няколко компютъра и периферни устройства. C4

Функционална част автоматизирана системадиспечерски контрол

Функционалната част на ADCS се състои от три подсистеми.

Подсистема за планиране на режима - с помощта на компютър се решават задачите на планиране на режима: 1. прогнозиране на натоварването; 2. изчисляване на всички режими, 3. изчисляване на токове на късо съединение; 4. изчисляване на устойчивостта; 5.избор на настройки на RZ и PAA; 6. оптимизация на режими и др.

Подсистема за оперативно управление - 1. контрол върху работата на електроенергийната система, 2. представяне на оперативни данни на диспечера, 3. документиране на информацията. С помощта на дисплеи на диспечера се представят диаграми на отделни елементи и участъци от системата, показващи изключени елементи, стойности на мощността, напрежения, параметри, които излизат извън установените граници, ретроспективна информация за предишния режим, хода на аварията, и т.н.

Подсистемата за автоматично управление се състои от 2 звена: 1. Автоматично управление на нормалните режими (AUNR) 2. Противоаварийно автоматично управление (PAAU).

АУНР включва следните системи: 1. автоматично регулиране на честотата и активната мощност (АРЧМ), 2. автоматично регулиране на напрежението и реактивната мощност (АВР и Q), 3. автоматично регулиране на възбуждането (АРВ).

В състава на ПАУВ влизат: 1. релейна защита (РЗ), автоматично повторно включване (АР), автоматично включване на резерва (АВВ), 2. аварийна автоматика (ААВ).

Автоматизираната система за диспечерско и технологично управление (ADCS) е многостепенен софтуерен и хардуерен комплекс, включващ средства за събиране на информация, комуникационни канали, компютър и програми за обработка. ASDU позволява:

Осигурява на диспечерския и режимния персонал, енергоснабдяването, енергийния надзор, управлението на енергийната система и мрежовите предприятия оперативна информация за текущи прогнозни и ретроспективни режими;

Организира ефективен контрол върху поддържането на текущия режим на електроенергийната система;

Повишаване на валидността на решенията, взети от диспечера;

Да се ​​подобри качеството и надеждността на електрозахранването на потребителите;

Осъществяване на оперативен и ежедневен контрол на баланса на мощността и електроенергията и подобряване на планирането на вътрешнодневните и текущите режими;

Получете максимална печалба благодарение на оптималното управление на режимите, спестявайки гориво и електроенергия;

Въведете в най-кратки срокове в търговска експлоатация най-много модерни съоръжениякомпютърна техника, както и приложен софтуер.

Принципи на изграждане на ASDU

ADCS е разработен на базата на следните принципи:

Функционална пълнота - системата трябва да осигурява изпълнението на всички функции, необходими за автоматизацията на обектите на управление;

Гъвкавост на структурата - възможност за бързо настройване при променящи се условия на работа на обекта за управление;

Отвореност – трябва да осигурява възможност за добавяне на нови функции към системата;

Жизнеспособност - способността да се поддържа работоспособността на системата в случай на повреда на отделните й елементи;

Унификация - максимално използване на стандартен системен софтуер и системна съвместимост с международни стандартис цел по-нататъшното му развитие и включване в междустепенната регионална компютърна мрежа;

Разпределение на обработката на информация в разнородна компютърна мрежа;

Разработване на типови решения по "пилотни" проекти с последващото им прилагане в други съоръжения;

Приемственост по отношение на оперираните в сегашно време ASDU системи за електроенергийната система, която осигурява възможност за съвместна работа на съществуващи устройства за управление в енергийни съоръжения (телемеханика, релейна защита и автоматизация) и микропроцесорни системи, които се въвеждат, с последваща подмяна на остарели устройства;

Информационна съвместимост на различни нивауправление.

Изисквания към хардуера и софтуера ASDU

ADCS трябва да отговаря на следните изисквания:

Използването на съвременни микропроцесорни терминали и контролери с необходимата реакция: електрически процеси - не повече от 1-5 ms, термомеханични процеси - не повече от 250 ms;

Възможност за прехвърляне на данни от контролери и устройства за дистанционно управление с времеви печат (за изчисляване на баланса на енергия и мощност и регистриране на аварийни процеси);

Увеличаване скоростта на предаване на данни по телемеханични канали;

Възможността за използване на стандартни индустриални контролерни мрежи и използването на контролери в тези мрежи;

Използване на стандартите на Международната електротехническа комисия (IEC) и руските GOSTs;

Използване на стандартни локални мрежи (LAN);

Използване на стандарт операционна система, стандартната структура на релационни бази данни;

Осигуряване на необходимата точност и реакция на събития в нормални и аварийни ситуации.

ADCS трябва да има отворена мрежова архитектура, както по отношение на конфигурацията на своето оборудване, така и по отношение на универсалността на функционалните софтуерни пакети, което гарантира висока степенгъвкавост. Изграден е на базата на многопроцесорни системи за управление, обединени в локални (LAN) и регионални (RVS) компютърни мрежи и включва мощни компютри.

На всички нива на ADCS трябва да се използва интегрирана база данни (IBD), включително SQL-съвместими бази данни и бази данни в реално време (RTDB), които реализират единно информационно пространство.

IDB трябва да осигурява необходимата пълнота, цялост и надеждност на съхранението на информацията.

Организационна и функционална структура на АСДУ

ADCS е набор от комплекси от ADCS CDP (централна контролна точка) на AO-Energo, ADCS на PES и ВЕИ, автоматизирани системи за управление на електроцентрали и подстанции, системи ASKUE, обменящи информация чрез канали за телемеханика или чрез CCI (комутационен център за информация) . В съответствие с териториалния принцип на поддръжка и управление на обекти, ASDU може да се реализира на три или четири нива на управление:

I. Нивото на услугите и отделите на АО-Енерго и продажби на енергия (CDP, продажби на енергия).

II. Нивото на предприятията на електрическите мрежи (DP PES, отдел за продажба на енергия).

III. Нивото на районите на електрически и топлинни мрежи (DP ВЕИ, зона за продажба на електроенергия). Големи предприятияелектрическите мрежи са разделени на райони.

IV. Нивото на енергийните съоръжения (електроцентрала, подстанция).

Всяко ниво на ASDU функционира на базата на локални (LAN) или регионални компютърни мрежи, управлявани от специализирани компютри.

ASDU задачи

Задачите на ADCS като цяло трябва да бъдат сходни за всички енергийни предприятия (с изключение на Energosbyt, където има само задачи на ASKUE). Това е един от основните принципи за изграждане на единна вертикална линия на ASDU за АО-Енерго. ASDU включва следните групи задачи:

Задачи на оперативен контрол и управление;

Технологични задачи;

Задачи на автоматичното управление;

Проблеми на контрола и отчитането на електрическата енергия.

Лекция No15

Автоматизирани системи за диспечерско управление на електроенергийните системи (АСДУ)

ASDU осигурява целия процес на планиране и управление на производството, преноса и разпределението на електроенергия и топлина: дългосрочно и краткосрочно планиране, оперативно и автоматично управление.

Дългосрочно планиране– за дълги периоди от време: месец – тримесечие – година. Структурна диаграма, отразяваща взаимодействието на тези задачи:

Резултатите от прогнози за електрически и топлинни натоварвания. Тези прогнози се правят за отделни интервали от разглежданата година, обикновено с продължителност от една седмица до месец. За всеки времеви интервал се прогнозират потреблението на електроенергия и характерните дневни криви на натоварване - среден работен ден, понеделник, събота и неделя. Прогнозата се извършва както за е/комбинацията като цяло, така и за отделни е/системи. Прогнозирането се извършва на базата на статистически данни, натрупани в продължение на няколко години експлоатация, като се използват математически методи, които отчитат различни фактори, както и честотата в електроенергийната система, Tº въздух, облачност и др. Месечното потребление на електроенергия се определя като сбор от потреблението на отделни дни: средни работни дни, понеделник, събота, неделя, официални празници и предпразнични дни.

Най-често използваните в диспечерския контрол са изчисления в стационарно състояние.Резултатите от изчисленията се използват както директно за анализ на възможните нормален, тежък и следавариен режим, и като изходни данни за по-сложни изчисления, например стабилността на паралелна работа, оптимизиране на режима на напрежение и реактивна мощност.

Изчисления на токове на късо съединение (късо съединение)се извършват главно за избор на настройки на релейна защита и автоматизация; проверка на работата на електрически апарати и проводници; определяне на изходни данни за изчисления на електродинамично съпротивление. Резултати от изчисляването на тока на късо съединение се използват в голям брой програми, с които се избират настройките на устройствата за релейна защита и автоматизация, например диференциална защита на трансформатори, шини, релейни селектори в еднофазни вериги за автоматично повторно включване, автоматични разделителни устройства в асинхронен режим и др. .

Важно е да се гарантира надеждността на енергийните системи комплекс от изчисления на устойчивост;като част от която се използват следните програми: анализ на статичната устойчивост на режима; избор на коефициенти на усилване на автоматични регулатори на възбуждане (ARV) със силно действие; изчисляване на преходни процеси при дадени печалби на силно действие AEC и настройка на регулаторите на скоростта.

Резултатите от изчисленията за стабилност също се използват при избора настройки на устройствата за аварийно управление.

Една от важните задачи на дългосрочното планиране е оптимизиране на разпределението във времето на водните ресурсиВЕЦ и каскади от ВЕЦ. В резултат на решаването на този проблем се определя график на изчерпване - запълване на резервоарите на ВЕЦ, който осигурява изпълнението на условията за оптималност при спазване на ограниченията, наложени за промени в нивата на водата в конкретни резервоари и изпускане на вода в определени участъци на реката.

Като условие за оптималност обикновено се приема минимумът на общото потребление на гориво в електроенергийната система за определен период от време или максимумът на общото производство на електрическа енергия във ВЕЦ.

В резултат на изчисляване на дългосрочните режими на ВЕЦ се определя производството на електрическа енергия от всяка ВЕЦ или количеството вода, консумирана от всяка ВЕЦ за следващия период от време. С прецизиране на първоначалната информация се правят 10-20 коригирани изчисления през годината.

Годишно планиране на графика на капиталаремонтите на основното електрическо оборудване на ТЕЦ и ВЕЦ се извършват въз основа на условието за минимизиране на разхода на гориво в електрическата система, при спазване на изискванията за надеждност на електрозахранването на потребителите в определени райони. За отделните енергийни системи се определят ремонтни обекти - допустимите стойности на общата мощност на оборудването, което може да бъде изведено за ремонт, за всеки ден в рамките на продължителността на ремонтната фирма; планирани са дати основни ремонтиагрегати и котли с малък капацитет, които след това се уточняват, като се вземат предвид наличните трудови ресурси, резервни части и материали.

При дългосрочно планиране, изчисление, след това през годината коригиране на годишни и тримесечни плановепроизводство на електрическа енергия и топлина, мощност и потоци на електрическа енергия, доставка на гориво за електроцентрали, разходи за единица продукциягориво. Като се вземе предвид установеният план за капитален ремонт на основното оборудване, проблемът за оптимално разпределение на производството на електроенергия между групите оборудване и отделните ТЕЦ се решава.

Оптимизациярежимът на основната мрежа на електроенергийната система по отношение на напрежението и реактивната мощност е направен така, че да минимизира загубите на мощност. При извършване на тези изчисления активните мощности на електроцентралите се считат за дадени, а променливите параметри, които трябва да се определят, са техните реактивни мощности, както и коефициентите на трансформация на трансформаторите и автотрансформаторите.

Резултатите от изчисленията, направени по време на дългосрочното планиране на режимите, се предават за изпълнение на по-ниските нива на управление, а също така се използват като входни данни за краткосрочно планиране.

краткосрочно планиране– решават се задачи, свързани с подготовката на режима на работа на електроенергийната система за следващия ден или за няколко дни, включително почивните дни и почивни дни. В същото време се изчислява графикът на натоварване на енергийните системи и отделните електроцентрали, разглеждат се оперативните заявки за изтегляне на основното оборудване, контроли и автоматизация за ремонт.

Планиране на оптималния режим на UES (единна енергийна система), енергийни системи, електроцентрали по отношение на активната мощност е една от основните задачи, които трябва да бъдат решени на всички етапи на диспечерския контрол. В същото време, изхождайки от критерия за минимален разход на стандартно гориво за производство и предаване на потребителите необходимо количествоелектроенергия, мощността се разпределя между енергийни системи, електроцентрали, отделни блокове. Оптимизацията на режима се извършва в съответствие с икономически характеристикиблокове, електроцентрали, енергийни системи, като се вземат предвид наличието на хидроенергийни ресурси във ВЕЦ, загубите на електроенергия в мрежата и капацитета на електропроводите.

оперативно управление- при решаване на следните задачи:

а) събиране, първична обработка и оценка на текуща информация. Изходната информация за решаване на проблемите на оперативното управление се формира на базата на: данни за режимните параметри и състоянието на основното оборудване; данни от дневния отчет, въведени в компютъра на всеки час от оператора от екрана на дисплея или получени автоматично по каналите за междумашинен обмен; данни за производство на електроенергия, приходи, потребление и резерви на гориво; планирани стойности на редица параметри.

Телеинформацията, постъпваща в миникомпютъра, се подлага на първична обработка. Проверява се надеждността му, контролира се нарушаването на установените граници от стойностите на параметрите на режима; телеметрията е мащабирана; формират се параметри на вторичен режим, т.е. общи, средни, интегрални стойности. Извършва се проверка на надеждността на входящата телевизионна информация различни начини. Най-простите и най-често срещаните са методите за отхвърляне на TI, когато достигнат граничните стойности, т.е. нула или максимум, при липса на поне малки колебания в параметъра, при получаване на сигнал за неизправност на съответния UTM. Тези методи могат да бъдат допълнени от сравнения на дублирани TI, например чрез сравняване на стойностите на потоците мощност в двата края на линията; анализ на съответствието на TI и TS, например връзката е деактивирана - мощността е равна или не е равна на нула и т.н.

Невалидните параметри са маркиранизнак за несигурност, като въпросителен знак. Ненадеждните параметри се заменят с 1-2 цикъла на обработка с екстраполирани стойности или дублирано измерване (ако има такова).

В резултат на работата на комплекс от програми за събиране и обработка на информация, масиви от текущи и средни стойности на TI, архив на TI за ретроспективен анализ, масив от състоянието на автомобила, масиви от почасови данни на в базата данни се формират ежедневните отчети, планираните стойности на параметрите, текущото състояние на оборудването, балансът на енергийните ресурси и др.

б) наблюдение на изправността на телемеханиката и комуникационните каналиизвършва се с помощта на компютър според сигнали, идващи от UTM в случай на повреди на канала, приемника или предавателя на TM, нарушаване на синхронизацията на предаването, наличие на грешка в съобщението. В редица ASDU се управляват не само UTM, директно свързани към компютъра, но и устройства от по-ниско ниво, инсталирани на най-ниското ниво на управление, сигналите за повредата на които се предават на групата превозни средства. Алгоритъмът на задачата предвижда: формиране на сигнали за неизправност на УТМ за изобразяване на дисплеите и на алармената централа за диспечера и дежурния по ТМ; стартиране на блокове от програми за обработка, които маркират TI, принадлежащи към дефектно устройство, и при наличие на дублиращи се TI, замяна на ненадеждни с тях; формиране на масив от откази на UTM и канали за последващ печат и статичен анализ на работата на инструментите на TM.

На работното място на дежурния служител на службата за комуникация и телемеханика е инсталиран дисплей, който позволява не само да се наблюдават повреди на устройството, но и систематично да се проверява и анализира правилността на TI, влизащ в компютъра.

в) контрол на параметрите на режима, мрежовата схема, състоянието на оборудването и енергийните ресурсиизвършва се с помощта на компютър и визуално от диспечера с помощта на различни инструменти за показване. За автоматично управление в компютъра са въведени допустими или алармени границипромяна на параметрите според условията за осигуряване на надеждност на работа. Например границите на мощността, предавана по отделни линии или участъци, ъгълът, границите на изменение на напрежението във възлите, честотата в електроенергийната система и др. При нарушаване на зададените граници, контролирани от компютъра, съответните сигнали се показват на средствата за показване, т.е. червените светлини на цифровите инструменти светват, мигащи символи се появяват на екраните на дисплея, съобщенията се показват на информационното табло.

По подобен начин се контролира превключването в мрежата. подробна информацияинформацията за нарушения на ограниченията и превключване в мрежата се натрупва в съответните масиви от бази данни и може да бъде извикана на екраните на дисплея при поискване. Освен това тази информация периодично се отпечатва под формата на "списъци за спешни случаи", а след ден - обобщено резюме, което е предназначено да анализира нарушенията на режима и да оцени работата на диспечерския персонал.

Друга функция на автоматичния контрол е периодичното сравнение на текущите стойности на отделните параметри с планираните стойности и изчисляването на отклоненията, което помага на диспечера да поддържа нормален режим.

Важна функция на ADCS е възможността ретроспективен анализсъбития, случващи се в електроенергийната система. За тази цел в компютъра се създават два вида масиви:

1) плъзгащ се 24-часов архив на всички телеизмерени параметри, генерирани автоматично с дискретност от една до няколко минути и дневен масив от почасови данни от дневния запис;

2) архив на аварийни ситуации, в който автоматично, например в случай на рязка промяна на честотата, прекъсване на междусистемните комуникации или по команда на диспечера от клавиатурата на дисплея, се записват аварийни подматрици, включително всички TI, с дискретност от няколко секунди и продължителност 5-10 минути, преди изстрелване. Тъй като програмата стартира малко по-късно от инцидента, особено когато се стартира ръчно, подмасивът покрива интервал от време, съответстващ на няколко минути режим след срив. Съдържанието на архивите може да се види на екрани или да се разпечата на ADCP.

Наличието на първия архив позволява да се извърши анализ на нормалния режим в контекста на денонощието, вторият - оперативният анализ веднага след настъпване на аварията или след известно време.

Съхранение и представяне на диспечер инструктивно - обща информация , като форми на оперативно превключване, инструкции за поддържане на режима, таблици с данни за преносната способност на електропроводите, структурата и настройките на аварийната автоматика - всичко това се въвежда ръчно в компютъра от екрана на дисплея и се извиква от диспечера колкото е необходимо. Възможни са и други динамични системи за търсене, формиране и показване на гъвкави формати на инструктивна и справочна информация на екрана на дисплея в зависимост от текущата мрежова схема и параметрите на режима. Например автоматично генериране и издаване на инструкции на диспечера за операциите, които трябва да бъдат извършени във връзка с изключване на електропроводи.

Баланс на активната мощност- една от основните задачи на оперативното управление е да осигури баланса на активната мощност, който се характеризира с три показателя: генерирана активна мощност R g; общо натоварване на потребителите R n, включително потребление за собствени нужди на централата и загуби на мощност в електрическите мрежи; баланс на потоците на мощност със съседните електрически системи R s

R n \u003d R g ± R s

Като контролира тези параметри и ги сравнява с планираните стойности, диспечерът може да прецени кое от подчинените му подразделения не изпълнява планираните показатели, нарушавайки режима на работа на електрическата система като цяло.

За контрол на баланса на активната мощност се използват данните от TI на мощността на електроцентралите и потоците на мощност през междусистемни преносни линии. Сумирането на тези TI позволява да се получи общата стойност на генерираната мощност на електрическата система Pg и баланса на външните потоци R s.

Наред с наблюдението на текущия енергиен баланс, диспечерът трябва да го оцени за характерните часове на деня, например за часа на максимално натоварване. Така се определя необходимостта от мобилизиране на мощностни резерви, ограничаване на консуматори и др. Балансът на мощността обикновено се оценява по заявка на диспечера, който при необходимост въвежда допълнителна първоначална информация от екрана на дисплея.

Прогноза за оперативно натоварване,(в рамките на деня), е необходимо да се изяснят стойностите на натоварването за следващите 0,25-1 час, като се вземат предвид данните за натоварването за миналото време на текущия ден и за последните дни, както и за вторник, сряда, четвъртък и Петък - данните от предходния ден, а за събота, неделя и понеделник - данните от същия ден от предходната седмица. AT съществуващи програмиизвършва се прогноза за натоварвания за 15, 30, 45 и 60 минути. Изпълнение на прогнозата, като се вземат предвид метеорологичните фактори, т.е. средните стойности t0осветление, ви позволява леко да увеличите неговата точност.

Контролът и оценката на промяната в точността се извършва чрез въвеждане на текущата стойност на честотата от цифровия сензор в компютъра, обработка, т.е. формиране на моментни и средни едноминутни стойности, сравняването им с тези граници и показването им на дисплеи и колективни средства за показване на информация. Има програма за определяне на брака по честота, т.е. продължителността на честотата е под определената граница (49,5 Hz).

Определяне на разстоянието до повредата на електропроводивъзниква въз основа на измервания на напрежения и токове от нулева и обратна последователност в момента на късо съединение. От таблото на дисплея диспечерът въвежда в компютъра номера на повредената линия и показанията на фиксаторите от двата края на линията, предадени по телефона. Дисплеят показва резултатите от изчислението - разстоянието до повредата от двата края на линията.

Оперативно изчисление на фиксирания режим се извършва за оценка на допустимия режим на работа на мрежата след изтегляне за ремонт или аварийно изключване на един от електропроводите или трансформатора; да проверява разпределението на потока при евентуално значително изменение на генерираната или консумираната мощност; да се разработят препоръки за регулиране на нивата на напрежение в мрежата с променена схема и режим на работа и др. За извършване на експлоатационни изчисления на устойчиви режими се използват данни от TI и TS. Ако тези данни не са достатъчни, тогава се използват псевдоизмервания, получени от дневния отчет и при извършване на режимни изчисления за краткосрочно планиране.

Контрол, оценка и анализ на загубите на електроенергия и електроенергиясе извършва с помощта на компютър с цикъл от 1 min по известни изрази, базирани на TI на активна и реактивна мощност, както и напрежение от едната страна на електропровода. За линии с напрежение 330 kV и повече, в допълнение към загубите на мощност, определени от тока на натоварване, се вземат предвид и загубите от корона в зависимост от нивото на напрежение. За да направите това, в компютъра се въвежда информация за условията на кацане. Оперативната информация за загубите в участъците на контролираната мрежа позволява на диспечера да предприеме мерки за намаляването им чрез промяна на нивата на напрежение в отделните възли

Натрупаните в компютъра данни за загубите в мрежите за определени интервали от време, например за смяна, ден, месец, могат да бъдат анализирани, за да се разработят препоръки за тяхното намаляване.

Телемеханични системи

Преглед на автоматизираната система за диспечиране и контрол (ADCS), приложена към модерни центрове за обработка на данни: архитектура на решението, възможности, предимства и характеристики на работа.

Съвременният свят е все по-зависим от информационни системи. Не е тайна, че успехът на бизнеса изисква високоефективни ИТ решения, които, от една страна, да задоволят напълно нуждите на бизнеса, а от друга, да не се превърнат в тежко бреме за компаниите под формата на нарастващи разходи за ИТ и тяхната подкрепа. Модерни центровеЦентровете за данни (DPC) са рентабилни решения, които консолидират ИТ ресурсите на организацията и могат значително да намалят общите ИТ разходи чрез прилагане на централизиран изчислителен модел. Въпреки това, постоянното усложняване на ИТ инфраструктурата, увеличаването на консумацията на енергия и разсейването на топлината в центъра за данни налагат редица допълнителни изисквания към работата на обслужващите инженерни подсистеми: много висока надеждност, управляемост, сигурност и адаптивност към бизнес промените .

Днес се обръща голямо внимание на надеждността на такива системи и предотвратяването на бъдещи проблеми. Денонощен мониторинг, цялостен анализ на параметрите на оборудването, предотвратяване на повреди и минимално време за реакция са най-важните изисквания към диспечерските служби, които контролират инженерните подсистеми на центъра за данни, а работата на персонала в такива услуги става все по-отговорна. Трябва да се отбележи, че за ежедневния контрол на инженерните подсистеми са необходими специалисти в различни области, като електротехника, вентилация и климатизация, поддръжка на различно специално оборудване.

Автоматизираната система за диспечиране и контрол (ASCS) е интегрална платформа за управление на всички инженерни подсистеми и е създадена като многостепенна автоматична система, която осигурява мониторинг и контрол на състоянието технологично оборудванеЦентър за данни с извеждане на данни към екраните на автоматизирани работни места на оператори. ASDU провежда непрекъснат мониторинг на инженерните системи с регистриране на основните параметри и осигурява контрол и управление на инженерния комплекс от единен диспечерски център.

Организирането на диспечерски център, базиран на решението ADCS, дава възможност за въвеждане на нови стандарти за качество в управлението на оборудването за оперативна поддръжка, повишаване на оперативната готовност на центъра за данни, намаляване на текущите разходи за управление на инженерни системи, осигуряване на документация и регистриране на аварии и създават основа за бързо отстраняване на аварии.

Архитектура на решението

Съвременната ADCS има тристепенна архитектура (фиг. 1). Долното ниво се формира от периферни устройства и инженерно оборудване, които формират първични данни. Второто ниво са контролерите, които получават и обработват информация, и мрежата за предаване на данни. Най-високото ниво е софтуер, който предоставя инструменти за визуализация, архивиране и публикуване на входящи данни. Работните станции на диспечерите (АРМ) получават структурирана консолидирана информация в необходимия формат. Модулът за анализ непрекъснато следи работните параметри на системите за отклонения от нормата и може автоматично да стартира процедури според заложените инструкции, например да подаде аларма или да стартира авариен дизел генератор. Важна задачааналитичен модул - ранни предупреждения за предстоящи повреди.

Събраните данни могат да бъдат:

предават на операторите и ги представят в лесен за четене вид;

запишете в базата данни;

анализират и представят под формата на статистически отчети;

използване като контролен сигнал при реагиране на определени събития за стартиране на системи в автоматичен режим.

Решението може да включва система за видеонаблюдение, която едновременно с аларма показва картина с аварийна подсистема на монитора на оператора. По правило системата осигурява уеб интерфейс, освен това може да бъде интегрирана със системи за мониторинг на ИТ инфраструктурата на центъра за данни.

С цялостни системи за управление на центрове за данни, като IBM Tivoli или HP OpenView, администраторите получават контрол върху бизнес информационните услуги и свързаните с тях софтуерни и хардуерни ресурси на центровете за данни. ADCS може да се интегрира с подобни решения и тогава инженерните подсистеми ще имат директна връзка със системи от по-високо ниво, което ще повиши достъпността на центъра за данни.

Регистрация и обработка на събития

Инженерните системи на центровете за данни се състоят от много взаимосвързано оборудване, така че когато възникне алармено събитие, може да бъде трудно да се определи къде точно е възникнал проблемът. Например, нека вземем проблем в захранващата верига, между разпределителното табло и активно мрежово оборудване (фиг. 2). Системата локализира проблема, определя нивото на възможните последствия и показва информация за конкретната система в алармен прозорец. Екранната форма на системната диаграма показва връзката между свързаното оборудване и възможните последствия от повреди в отделните компоненти.

ADCS централизирано записва събитието в базата данни и уведомява диспечера за възникването на проблем и необходимостта от разрешаването му. След това системата определя нивото на сериозност на инцидента и присвоява определен приоритет на събитието. Необходим е приоритет за подобряване на ефективността на реакцията на персонала при инцидент. Например, ако се задейства аларма, за да покаже необходимостта от смяна на филтъра на климатичната система, операторът трябва да разбере кога и с какъв приоритет да разреши ситуацията.

Системата извежда съобщения за излизане на наблюдаваните параметри извън предварително зададените граници, както и съобщения за критичното време на работа на работещото инженерно оборудване. Например, това могат да бъдат данни за състоянието на батериите, температурата и влажността в стелажите. Информацията е представена в достъпен и лесен за четене вид за администратори и диспечери.

Една от най-важните функции на ADCS е своевременното известяване за възникващи ситуации на всички отговорни лица, обслужващи подсистемите на ЦОД. Системата има функции за бързо известяване на диспечери, администратори и управители на обекта на електронна пощаили чрез SMS съобщения, а също така се интегрира с др достъпни начиниаларми в съответствие с установените разпоредби.

Оперативна готовност и безопасност

Алгоритмите и процедурите за реагиране при възникнало събитие са програмирани в ADCS, като оперативната готовност пряко зависи от правилната настройка на тези процедури. Необходимо е също така да се идентифицират конкретни лица, извършващи определено действие (контрол на оборудването, потвърждение на алармено съобщение и др.). За да раздели отговорността за поддръжката на различни системи, ASDU има способността да управлява правомощията на диспечерите. Автоматизираната система осигурява функции за контрол на достъпа за различни групи от диспечери по отношение на определени задачи или контролирани системи. В противен случай, ако алармите и съобщенията се доставят на абстрактен „диспечер“ без позоваване на конкретно лице, е трудно да се определи кой е отговорен за реакцията на конкретна извънредна ситуация.

По-долу накратко характеризираме основните контролирани подсистеми и параметрите за наблюдение на ADCS.

Мониторинг и фиксиране на критични промени в параметрите околен свят DPC.Повредата на оборудването може да бъде резултат не само от твърде висока температура, но и от нейната бърза промяна. Системата следи температурата и влажността на нивото на стелажа с оборудването и предупреждава диспечера, когато бъдат открити потенциално опасни температури и нива на влажност. Историческите данни и параметрите на околната среда могат да бъдат показани под формата на лесни за четене графики (фиг. 3).

Наблюдавайте и записвайте промените в консумацията на енергия от активно оборудване.Тъй като ново оборудване навлиза в центъра за данни, изискванията за захранване и охлаждане могат да надхвърлят съществуващите ресурси, което води до прекъсвания. По-специално, инженерните системи на центровете за данни изискват допълнително внимание, тъй като UPS батериите стареят. Нивото на стареене на батериите зависи от интензивността на тяхното използване и температурата. ADCS следи консумацията на ток за всеки клон на веригата или шкафа и уведомява отговорните лица за ситуации, които застрашават появата на претоварване. Освен това ги информира за всички UPS, които имат време живот на батериятае по-малко от минимума или надвишава прага на натоварване.

Мониторинг на мощността на оборудването.Повреда на оборудване или захранващи линии, както и неправилни действия на персонала по поддръжката могат да доведат до прекъсване на захранването на оборудването. АСДУ своевременно уведомява диспечера за наличието или липсата на захранващо напрежение на потребителите.

проследяване на качеството и количествени характеристикизахранване.Лошото захранване води до повреда или преждевременно износване на оборудването. Промяната на натоварването на захранващата система (включване/изключване на климатичното оборудване, добавяне на оборудване за център за данни и т.н.) може да доведе до ситуация, при която системата за непрекъсваемо захранване не е в състояние да осигури резервиране. ADCS предоставя на персонала по поддръжката централизирана информация за качеството на електрозахранването и разпределението на натоварването в центъра за данни в реално време, а също така запазва тази информация в база данни за по-нататъшно изясняване на причините за повреда на оборудването.

Определяне на надеждността на захранването.Оперативният мониторинг на състоянието на оборудването, което осигурява гарантирано и непрекъснато захранване (UPS, DGU), е невъзможно без централизирано събиране и показване на информация от тези устройства. ADCS предоставя на диспечера централизирана информация за състоянието на поддържащото оборудване.

Сигурност температурен режимработа на оборудването.Климатичният режим на центъра за данни може да бъде нарушен поради неправилни режими на работа на климатичното оборудване. Поради неравномерното разпределение на оборудването в центъра за данни понякога възникват локални зони на прегряване, което може да наложи промени в режимите на работа на климатичното оборудване. Персоналът по поддръжката не винаги забелязва временна температура или влажност извън диапазона, което ще доведе до проблеми при определяне на причините за неизправности в работата на активното оборудване. В допълнение, климатичният режим на центъра за данни може да бъде нарушен поради неправилни режими на работа или аварии на климатичното оборудване. ADCS следи температурата и влажността в телекомуникационните стелажи (фиг. 4) и уведомява диспечера, че те са достигнали потенциално опасни стойности, а също така запазва тази информация в базата данни и я показва в удобен за последващ анализ вид. Системата предоставя на диспечера интерфейс за промяна на режимите на работа на климатичното оборудване и своевременно уведомява отговорните за повреди в работата му (фиг. 5).

На ADCS са поверени и функциите за минимизиране на последствията от пожар в центъра за данни. В случай на пожар, ненавременното уведомяване на персонала, както и работата на климатиците и несъответствието в работата на други подсистеми в центъра за данни, могат да усложнят работата на пожарогасителната система и да намалят нейната ефективност. ASDU уведомява диспечера за операцията пожароизвестяванеи пожарогасителни станции, а също така има възможност за автоматично изключване на климатици и вентилация. След задействане на пожарогасителната система е необходимо да се определи качеството на въздуха в помещенията и да се изведе тази информация на работното място на диспечера.

Определянето и проследяването на показателите за наличност на центъра за данни е сложно и предизвикателно. Тук ADCS действа като средство за интегриране на всички инженерни и технологични подсистеми на центъра за данни в интегрална и управляема система. Аналитичната част на ADCS предоставя инструменти за определяне на причините за прекъсване и планиране на нивото на резервиране на инженерните системи.

Министерство на горивата и енергетиката на РУСКАТА ФЕДЕРАЦИЯ

СТАНДАРТНА ПРОГРАМА ЗА МЕТРОЛОГИЧНА СЕРТИФИКАЦИЯ
ТВ ИЗМЕРВАЩИ КАНАЛИ
ИНФОРМАЦИОНЕН КОМПЛЕКС
АВТОМАТИЗИРАНА СИСТЕМА НА ДИСПЕЦИОРСКАТА
УПРАВЛЕНИЕ

РД 34.11.408-91

МОСКВА 1993г

РАЗРАБОТЕН от предприятието "Sibtechenergo" на компанията за настройка, подобряване на технологията и експлоатацията на електроцентрали и мрежи ORGRES

ИЗПЪЛНИТЕЛИ Т.Ш. АЛИЕВ, И.П. ПРИХОДКО, И.Л. ШАБАНОВ

ОДОБРЕНО от бившата Главна научно-техническа дирекция по енергетика и електрификация на Министерството на енергетиката на СССР на 10 септември 1991 г.

Заместник-ръководител А.П. БЕРСЕНЕВ

СЪГЛАСОВАНО с НПО „СИСТЕМА” Зам изпълнителен директорПО дяволите. ПИНЧЕВСКИ

СТАНДАРТНА ПРОГРАМА ЗА МЕТРОЛОГИЧНО СЕРТИФИЦИРАНЕ НА ТВ ИЗМЕРВАТЕЛНИ КАНАЛИ НА ОПЕРАТИВНО-ИНФОРМАЦИОНЕН КОМПЛЕКС НА АВТОМАТИЗИРАНА СИСТЕМА ЗА ДИСПЕЧЕРСКО УПРАВЛЕНИЕ

РД 34.11.408-91 Въвежда се за първи път

Зададена дата на изтичане

от 01.01.1993 г. до 01.01.2003 г

Тази моделна програма определя организацията, процедурата, основните разпоредби, методите, средствата за измерване, съдържанието и обхвата на работата по метрологично сертифициране (MA) на оперативния информационен комплекс на автоматизираната система за диспечерски контрол (OIC ASDU) на телеметрични измервателни канали (CT) , които осигуряват измервания на активна и реактивна способност, честота, ток, напрежение в нормален времеви режим с минимално забавяне на информацията от контролираните точки.

Програмата отговаря на изискванията на GOST 8.326-89, GOST 8.437-81, MI 2002-89, MI 1805-87, RA 34.11.202-87.

1. ОБЩИ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Структурни диаграми на KTI активна и реактивна мощност (P, Q), честоти (Е ), ток (I) и напрежение (U) на променлив ток. OIK ASDU може да бъде радиален или верижно-радиален, с телемеханични повторителни комплекси.

1.2. Разработването на програмата за метрологично сертифициране на KTI OIK ASDU в съответствие с MI 2002-89 се извършва от:

за нововъведената в експлоатация OIC ASDU - организацията-разработчик на проектна документация;

за OIC ASDU в експлоатация - организация, управляваща OIC ASDU или организация на трета страна (GOMS, BOMS), ангажирана с метрологична поддръжка на IIS на договорна основа с организация, която представя OIC ASDU за метрологично сертифициране.

1.3. Експерименталните изследвания на CTI OIC ASDU се извършват, за да се оценят техните метрологични характеристики (MX) по пълен начин, чрез примерния метод на измерване, при който примерен сигнал се прилага към входа на електрическия път (ET) на NTI и изходните стойности се записват чрез показване на информация.

1.4. Първичният измервателен преобразувател (PMT) е сертифициран въз основа на данните от протокола за проверка.

2. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ НА МЕТРОЛОГИЧНОТО СЕРТИФИЦИРАНЕ

2.1. Целта на метрологичното сертифициране е експериментална оценка на метрологичните характеристики на KTI OIK ASDU при работни условия, осигуряващи оперативни надеждни измервания на електрически параметри (P, Q, F, U, I) съгласно RD 34.11.207-89 за определяне годността на КТИ за експлоатация и издаване на сертификат за метрологични атестации

2.2. Задачи, решени по време на метрологичното сертифициране на КТИ ОИК АСДУ:

определяне на параметрите на действителните условия на работа на KTI и тяхното влияние върху грешката на измерване (съгласно RD 50-453-84);

експериментална оценка на количествените показатели на метрологичните характеристики на KTI, тяхното нормализиране и представяне в съответствие с GOST 8.009 -64, RD 34.11.207-89, MI 202-80;

проверка на съответствието на MX, получени по време на експериментални изследвания, с изискванията на техническото задание за KTI OIK ASDU;

инсталиране на интервали за калибриране на KTI в съответствие с изискванията на MI 1872-88, MI 2002-89;

анализ на метрологичната поддръжка на KTI в съответствие с MI 2002-89, GOST 8.437-81, GOST 8.326-89.

3. МАТЕМАТИЧЕСКИ МОДЕЛ НА ТЕКУЩАТА ГРЕШКА

3.1. Изборът на математически модел на грешката на измерване на TFC при работни условия се извършва в съответствие с GOST 8.009-84.

(1)

където

s[d операционна система] - оценка на средното квадратично отклонение (RMS) на систематичния компонент на основната грешка на LUT, %,

s[d о] - оценка на RMS на случайния компонент на основната грешка на КТР, %

RMS оценка на случайния компонент на основната грешка, причинена от вариацията, %,

Оценка на стандартното отклонение на комбинацията от допълнителни грешки (д допълнителенх z) CPI, причинени от действието на въздействащи количествах z, при KTI, %,

Е- броя на допълнителните грешки на LUT;

s[d дин] - оценка на RMS на динамичната грешка на STD, дължаща се на влиянието на скоростта (честотата) на изменение на входния сигнал на STD.

3.1.1. Метрологичното сертифициране на KTI OIK ASDU се извършва при условията на работа на енергийното оборудване в основния режим, като се вземат предвид всички допълнителни грешки, причинени от отклонението на влияещите количества от нормалните стойности в съответствие с изискванията на RD 34.11.201- 87.

3.1.2. В основния режим на работа на енергийното оборудване параметрите технологичен процесса стационарни стойности, следователно методът не отчита ефекта на динамичните грешки на ASI върху общата грешка на TPU s[d дин] = 0 съгласно RD 34.11.201-87.

3.1.3. В тази стандартна програма грешката на TPU се разбира като инструментален компонент на грешкатад инстрсъгласно GOST 8.009-84, MI 1805-87.

3.1.4. В NTD за ASI, включен в CTI, грешката на измерване е посочена, без да се разделя на систематични и случайни компоненти на основната грешка на ASI (които се определят при обработката на резултатите от експерименталните изследвания на CTI), след това

(2)

3.2. При извършване на метрологично сертифициране на NTI се оценяват и нормализират следните метрологични характеристики съгласно RD 34.11.201-87, RD 34.11.201-89:

математическото очакване на намалената грешка на измерване на първия CTI (M[ d1])

оценка на коренното средно квадратично отклонение (RMS) на случайния компонент на намалената грешка за 1-ви KPI ( s[d1])

границите на интервала, в който с доверителна вероятност (P y) е общата намалена грешка за 1-ви KTI (vн; vв)

3.3. Доверителната вероятност за оценка на границите на интервала, в който се намира общата намалена грешка на CTE, се приема като R d = 0,95, тогава нивото на значимост при тестване на статистически хипотезиЛ= 0,05 съгласно РД 34.11.201-87.

Обхват на измерване

Основна грешка, %

Предназначение

Преносим инструмент за работа с активна и реактивна мощност

P и Q симулатор на мощност

Ватметър

L5106 (D5056)

P и Q измерване на мощността

Регулиран стабилизиран източник на ток

Регулатор на AC честота 50 Hz, напрежение 100 V

Амперметър

Измерване на променлив ток

Стабилизиран източник на напрежение

Честота на регулиране на AC напрежение 50 Hz

AC волтметър

Честота на измерване на AC напрежение 50 Hz

измервателен генератор

AC регулатор на честотата

Усилвател

За работа с капитана GZ-49

Програмируем калибратор

Генератор на референтен ток 0 - 5 mA

Аспирационен психрометър

Измерване на влажност

Анероиден барометър

40 - 106,7 kPa (300 - 800 mmHg)

133,3 Pa (±1 mmHg)

Измерване на атмосферното налягане

Лабораторен термометър

Стойност на делението ±0,1 °С

Измерване на температурата на околната среда

Хармоничен анализатор електрическа мрежа, дигитален

За измерване на изкривяването на кривата на напрежението, нивото на по-високите хармонични компоненти на тока и напрежението

Самозаписващ волтметър

За непрекъснато измерване и запис на мрежово напрежение

Комплект за измерване на вибрации

5 - 1000 µm, 15 - 10000 Hz, 0,1 - 8 D

За измерване на параметрите на вибрациите

Микротесламетър

0 - 1000 µT, 20 - 20000 Hz

За измерване на напрежението магнитно поле

AC честотен рекордер

За измерване и запис на честота в променливотокова мрежа

3.13. Характеристиките на грешките на KTI OIK ASDU за реални работни условия са по-нискиv ktm n и отгоре v ktm c, границите на доверителния интервал, в който с вероятност R d= 0,95 е общата грешка на TEC, която се определя в съответствие с RD 34.11.201-87 по формулите

таблица 2

	Допустима стойност
1. Измервателни междинни преобразуватели, КП телемеханични устройства
1.1. Температура на околната среда, °С
1.2. Относителна влажност, %
1.3. Атмосферно налягане, kPa
2. Телемеханични устройства ПУ и компютър
2.1. Температура на околната среда, °С
2.2. Относителна влажност, %
2.3. Атмосферно налягане, kPa
2.4. Отклонение на честотата на променлив ток, Hz
2.5. Номинално отклонение на напрежението, %
2.6. Промяна във формата на кривата на тока и напрежението, %

Общите допустими грешки на PIP и IS се определят чрез изчисление според границите на основните допустими и допълнителни грешки, произтичащи от отклонението на стойностите на влияещите фактори извън границите, предвидени от нормалните условия (Таблица ).

Общата грешка на всеки PIP и IS се определя като геометрична сума от основните и допълнителните грешки.

3.16. KTI OIK ASDU се счита за работещ (съгласно TPR-29-77), ако е изпълнено следното условие:

(16)

където 0,8 е коефициентът на безопасност за точност, като се вземе предвид промяната в грешката на инструмента по време на работа

Таблица 3

	Основна допустима грешка, %	Допълнителни грешки на техническите средства на KTI OIK ASDU от въздействащи стойности, %									Тотална грешка
		Вариация на изходния сигнал с плавно нарастване, намаляване на измерената стойност	Отклонение на температурата на околния въздух за всеки 10 °С	Отклонение на фактора на мощността от номиналния	Отклонение на напрежението в измерваната верига	IPP отклонение на захранващото напрежение	Отклонение на честотата на напрежението в измерваната верига	Отклонение на честотата на захранващото напрежение	Отклонение от несинусоидално напрежение в измерваната мрежа	Отклонение от влиянието на външно магнитно поле
IPTA M301-1
MKT-2, MKT-3, TM-512, RPT

Забележки: 1. За APD и компютри основните и допълнителните грешки не са стандартизирани. За ITT, ITN се изчислява допълнителна грешка. За ITT с основна допустима грешка 0,5. Съгласно GOST 7746-89 ъглова грешка a t = 30¢

Тотална грешкаv S = 1%.

За ITT с основна допустима грешка 0,2. Съгласно GOST 7746-89 ъглова грешка a t = 10 ¢

Тотална грешкаv S = 0,4%.

За ITN с основна допустима грешка 1. Съгласно GOST 1983-89, ъгловата грешка a n \u003d 40 ¢.

Тотална грешкаv S = 1,5%.

При неизпълнение на условието КТИ се отхвърля и подлежи на повторна проверка след отстраняване на причините, които са го предизвикали.

4. ОБЩИ ИЗИСКВАНИЯ ЗА KTI OIC ASDU

4.1. Метрологичното сертифициране на KTI се извършва не по-късно от 6 месеца след непрекъсната работа в съответствие с изискванията на MI 2002-89.

4.1.1. Блоковата схема на KTI OIK ASDU заедно с измервателните уреди и устройства, използвани при метрологичното сертифициране, е показана на фиг. .

4.2. За да подготвите KTI за експериментални изследвания, е необходимо:

4.2.1. Извършете външна проверка на ASI, в резултат на която да установите:

без механични повреди;

пълнота на ASI с блокове и подблокове;

надеждност и качество на ASI заземяване.

4.2.2. Включете захранването на всички ASI и регулирайте нулата на IPP, телемеханичните устройства, монтирани на скоростната кутия, контролния панел в съответствие с експлоатационната документация.

4.2.3. Проверете правилното функциониране на KTI OIK ASDU в съответствие с инструкциите за работа на телемеханичното устройство.

4.2.4. Изчислете измерената мощност ( РиQ) KTI OIK ASDU, проверете съответствието на тази мощност с номиналните стойности (аз, U) установените ITN и ITT и обхватът на измерване на SDI (дисплей и аналогово или цифрово устройство).

4.2.5. Проверете съответствието с номиналната стойностЕ, U, азобхват на измерване на SDI (дисплей, аналогово и цифрово устройство), както и правилен избор на ITT и TIN и съответствие с номиналните стойностиаз, U.

4.2.6. Проверете степента на конюгиране на грешката на ASI OIK ASDU с грешката на телемеханичното устройство (в идеалния случай грешките на ASI трябва да бъдат по-малки или равни на грешката на телемеханичното устройство).

4.2.7. Проверете готовността за работа на примерни средства за задачата за входна експозиция, примерни и спомагателни измервателни уреди, средства за контрол на външни въздействащи фактори.

4.2.8. Да се ​​свържат примерните средства на задачата на входното действие към входа на КТИ.

Ориз. 1. Структурна схема на KTI OIC ASDU по време на
метрологично освидетелстване

Забележка: Пунктираната линия показва възможните опции за добавяне на схемата.

4.2.9. Подгответе протокол за наблюдение на данните от метеорологичните изследвания на KTI, чийто образец е даден в приложението, в съответствие с изискванията на MI 2002-89.

5. ТЕХНИЧЕСКА ДОКУМЕНТАЦИЯ

5.1. Техническата документация, необходима за метрологичното сертифициране на KTI OZh ATSDU ​​​​се предоставя от енергийната компания (асоциация) в съответствие с изискванията на MI 2002-89 в следния състав:

задание за OIC ASDU;

техническо описание и инструкция за експлоатация на OIC ASDU;

акт за въвеждане в опитна експлоатация на OIC ASDU;

специални изисквания за безопасност;

дневник за опитна експлоатация на ОИК АСДУ;

блокови схеми на КТИ ОИК АСДУ;

протокол за проверка на ASI, включен в KTI OIC ASDU;

проект на програма MA KTI OIC ASDU;

проект на методика за обръщане на КТИ ОИК АСДУ;

проект на списък на CTIs, предмет на експериментални изследвания в MA;

номенклатурата на въздействащите величини, действащи върху ASI, включени в CGI, и техните характеристики под формата на таблици, графики.

5.2. Техническата документация за ASI, включена в KTI OIK ASDU, дава възможност да се запознаете с работата, настройката и поддръжкададен ASI и телемеханично устройство.

5.3. Въз основа на резултатите от анализа на проектната документация е необходимо да се оцени експлоатационната документация по отношение на лекотата на използване. обслужващ персонал, както и NTD по отношение на пълнотата на покритието на материалите, правилността на методите и средствата за проверка (съгласно GOST 8.38-81, GOST 8.216.87, GOST 8.217-88, GOST 8.326-89, MI 1570-86), установяване на честотата на проверка (съгласно MI 1872-88, MI 2002-89).

6. РЕФЕРЕНТНИ ИНСТРУМЕНТИ

6.1. Образцовите средства за измерване трябва да бъдат проверени и да имат маркировка в паспорта си при допускане до употреба на сертификат за проверка. Допуска се замяна на използвани образцови средства за измерване с други с метрологични и технически спецификациине по-лоши от посочените в таблицата.

6.2. Грешката на примерните измервателни уреди, използвани при метрологичното сертифициране на KTI OIK ASDU, трябва да бъде 4 пъти по-малка от изчислената грешка на KTI OZH, с изключение на PIP (TPr 29-77).

6.3. Условията на работа на образцовите измервателни уреди трябва да отговарят на изискванията на NTD за тези уреди.

7. ОБЩИ ИЗИСКВАНИЯ ЗА ПРОВЕЖДАНЕ НА ЕКСПЕРИМЕНТАЛНИ ИЗСЛЕДВАНИЯ НА КТИ ОИК АСДУ.

7.1. От целия набор от CTI ( Р, Q, д, U, аз) Метрологичната сертификация OIK ASDU подлежи на 100% от всички KTI.

За разлика от набора от ИС АСУТП на електроцентрала (които са разположени в затворен обем, т.е. в една електрозахранваща система), където представител пробиизмервателни канали, при сертифициране на KTI QC ASDU изборът на KTI трябва да бъде изключен поради следните причини:

електроснабдителните съоръжения, от които се предава телеметрия на електрически параметри, са разположени географски на различни места, където външните фактори на влияние се различават един от друг;

ASI, скали (обхвати на измерване) KTI OIK AODU на различни обектине са еднакви;

на всяко съоръжение от електроснабдителната система броят на измерените параметри ( Р, Q, аз, U, Е) KTI OIC AODU е малък (от 3 до 16), така че няма смисъл да се провеждат метрологични изследвания селективно (според извадката).

7.2. Списъкът на специфичните KTI OIK ASDU, обект на експериментални изследвания, трябва да бъде одобрен от главния инженер (POEPZ и др.).

7.3. Установяване на броя на изследваните точки в обхвата: За ASI с аналогов принцип на измерване, броят на проверените точки в обхвата на измерване трябва да бъде най-малко шест на равномерно разстояние една от друга, включително точки, разположени близо до горната и долната граница на варира според Hip 66-81 Приложение 3.

7.3.1. За обхвата на измерване на електрическите параметри ( Р, Q, аз, U, Е), характеризиращ се с местоположението на нулевата стойност на измерената стойност на ръба на диапазона на измерване (необратимо), се взема броят на изследваните точкиЛ= 6 (0; 20; 40; 60; 80; 100% от горната граница на измерване) съгласно GOST 26.205-88.

7.3.2. За диапазона от измервания на електрически параметри на директни и обратни потоци на активна и реактивна мощност ( Р, Q), характеризиращ се с местоположението на нулевата стойност на измерената стойност в средата на обхвата на измерване (обратим), се взема броят на изследваните точкиЛ = 6 (-100; -60; -20; +20; +60; +100 %).

7.4. Установяване на броя на наблюденията в изследваните точки от обхвата на измерване

7.4.1. Броят на наблюденията в изследваните точки в обхвата на измерване в съответствие с изискванията на TPR 66-81, MI 2002-89 се определя по формулата

(17)

където н- общият брой наблюдения, състоящ се от наблюдения по време на прекия курснм и обратно нв

R d- установено ниво на доверие, R d = 0,95.

7.4.2. При провеждане на експериментални изследвания на KTI OIC ASDU с установената вероятност за доверие R d= 0,95 броят на наблюденията трябва да бъде поне 40, в случай на значимост на случайния компонент на грешката и вариацията. При липса на вариация, броят на наблюденията трябва да бъде поне 20 според MI 2002-89.

7.4.3. Оценката на вариацията се извършва преди провеждането на експериментални изследвания на KTI.

7.4.4. Наличието на вариация се определя от резултатите от три наблюдения във всяка от трите точки, избрани така, че да са „разпределени равномерно в целия диапазон от измервания“. В този случай средната стойност на вариацията в единици на измерената стойност във всякаv-та точка от обхвата на измерване се определя като средноаритметична стойност на вариацията от три наблюдения

(18)

където

Хлж аз - стойността на вариацията вv-та точка от диапазонаазth наблюдение, в единици на измерената величина.

7.4.5. Вариационна стойност вv-та точка от диапазона на измерване на канала в единици от измерената стойност се определя по формулата

(19)

където

Измерена стойност за ход напредv-та точка от диапазона приазнаблюдения л-та КТИ;

- стойността на измерената стойност по време на обратния ходv-та точка от диапазона приазто наблюдение лти КТИ.

7.4.6. Оценката на вариацията се приема като най-голямата от стойностите на вариация за определенотоvта точка на обхватазти КТИ

(20)

7.7.4. Преди началото на експерименталните изследвания на LUT трябва да се установи и тества връзка от точките на свързване на симулаторите на входния сигнал (примерно средство на задачата на входното действие) към средствата за показване на информация.

7.7.5. Персоналът на електроенергийната система изключва комуникационната линия на първичния измервателен преобразувател (ITT, ISH) по предписания начин и свързва примерното средство на задачата на входното действие.

7.7.6. Резултатите от експерименталните изследвания на CTI трябва да бъдат отразени в протокола. Формата на протокола е дадена в приложението.

7.7.7. След приключване на експерименталните изследвания оперативният персонал на електроенергийната система възстановява работната измервателна схема по предписания начин.

7.8. Провеждане на експериментални изследвания:

7.8.1. Измерете и запишете в протокола стойностите на климатичните условия за експерименталните изследвания на CTI и измервайте атмосферното налягане и влажността на околния въздух два пъти на смяна: в началото и в края. Температурата на околния въздух, захранващото напрежение и честотата се измерват веднъж по време на изследването на всеки канал.

7.8.2. Изключете комуникационните линии от входа на IPP (преобразувател тип E) и свържете примерното средство за решаване на входното действие към входа на IPP и задайте примерния сигнал, съответстващ на първата изследвана точка. След период от време, надвишаващ периода на актуализиране на информацията за средствата за показване на информация, резултатите от наблюденията се записват в протокола или се записват във формуляра на печатащото устройство.

След приключване на изследването в определена точка от обхвата на измерване, стойността на входния сигнал се увеличава (намалява) до стойността на следващата изследвана точка.

7.8.3. След въвеждане на необходимия брой наблюдения в протокола се извършва изследване в следващата точка от диапазона на измерване.

7.8.4. Резултатите от наблюденията за всяка изследвана точка от обхвата на измерване се проверяват статистически за наличие на груби грешки съгласно ST SEV ETb-78, ST SEV 545-77.

7.8.5. Ако се открият груби грешки в която и да е точка от изследвания обхват на измерване, грешният резултат от наблюдението се анулира. Броят на резултатите от наблюдението се допълва до необходимия брой със средноаритметичната стойност в изследваната точка от обхвата на измерване.

7.8.6. След приключване на експерименталните изследвания на каналите се съставят протоколи за изпитване, които трябва да бъдат подписани от всички специалисти, участващи в експерименталните изследвания на каналите и метрологичната служба на електроенергийната система.

8. МЕТОДИКА ЗА ЕКСПЕРИМЕНТАЛНИ ИЗСЛЕДВАНИЯ

8.1. Методика за провеждане на експериментални изследвания на ИПП с активна и реактивна мощност ( Р, Q) OIC ASDU.

8.1.1. За експериментални изследвания на активна и реактивна мощност UTI ( РиQ> OIK ASDU е свързан към UPPV-1 (устройство за задачата на входно действие РиQ) към входа IS, докато измервателните трансформатори за ток и напрежение трябва да бъдат изключени по предписания начин (фиг. ). При изследването на общата мощност на CSP ( РиQ) е необходимо да се свържат всички токови вериги на фази A и C една към друга според и последователно и след това да се свържат краищата от фази A и C към изхода на ватметритеУ 1 и У 2 съответно. В случай на местоположение на IPP на големи разстояния (ТЕЦ единици), стойностите на параметритеС Р, С Qполучени от всеки блок на ТЕЦ (P 1, P 2, ... P t) ( Q 1 , Q 2 , ... Qn) трябва да се сумират на компютър и да се сравнят с общото отчитане, преминаващо през телеметричния канал на PU.

8.1.2. Инсталацията UPPV-1 е включена (верига за измерване на мощността с помощта на два ватметра) и токовете на фази A и C се настройват с щепсел с граници от 1 A ​​или 5 A (в зависимост от варенето и границата на измерване на IPP токов вход).

След това потенциометрите за настройка на входа "A", "B", "C" се настройват с волтметри на 100 V.

За ватметри със скала от 150 деления крайните превключватели на измерване са настроени на границата "+150". Така за преобразувател с един ампер E гранична стойностмощност 150 W, за преобразувател с пет ампера E стойността на мощността е 750 W. В първия случай делението на ватметъра е 1 W, а във втория случай 5 W.

Показанията на ватметъра трябва да са валидни за 100% диапазон на активна мощност Р= 86,6 деления на ватметър и за 100% диапазон на реактивна мощностQ= 100 деления на всеки ватметър.

Ориз. 2. Схема за извършване на метрологични изследвания на KTI
активна и реактивна мощност ( Р, Q) OIC ASDU

Забележка - W 1, W 2 - примерни ватметри с клас на точност OD (D51O6)

В случай на задача от 100% от обхвата на мощността РиQе необходимо да се постигнат еднакви показания на двата ватметъра. За да направите това, завъртете копчето на фазовия регулатор, докато показанията на ватметрите станат максимални и еднакви (86,6 деления за активна мощност Р; 100 деления за реактивна мощностQ). Това означава, че за Р(активна мощност) cos j = 1 и за Q(реактивна мощност) sinй = 1, при равни токове на фази A и C, т.е. 1 A или 5 A на изхода на UPPV-1. За cos j = -1 и sin j = -1 (сигнал за обръщане с отрицателна стойност на модалността), превключвателят на ватметрите се превключва на отрицателни граници на измерване, т.е. (минус 150 деления) на двата ватметъра и също така разменете текущите проводници на фази A и C съответно на преобразувател E.

След това питам Аз Аи ИНТЕГРАЛНА СХЕМАсъответно равно на 4; 3; 2; един; 0 A и получаване на максималните идентични показания на два ватметъра, според изчислените стойности на мощността съгласно таблиците с данни в инструкциите за преобразувателите E, показанията се отчитат от SDI и се записват в протоколите за наблюдение по време на метрологични тестове. Освен това всички операции се извършват съгласно разд. .

8.2. Методология за провеждане на експериментални изследвания на CTI на честотата на променливия ток на OIC ASDU

8.2.1. За експериментални изследвания на AC честота на UTIЕOIK ASDU свързва примерно средство за задаване на входния ефект на честотното отклонение (генератор за измерване 13-49, чрез усилвател на мощност F561 с коефициент на нелинейно изкривяване не повече от 2% и изходно напрежение до 380 V) към входа на IPP (E828), докато той трябва да бъде изключен от входния IPP измервателен трансформатор на напрежение по предписания начин (фиг.).

След това настройте входния сигнал (Е) AC честота 0; двадесет; 40; 60; 80; 100% от обхвата на измерване от генератора GZ-49, записвайте показанията на SDI в протокола за наблюдения по време на метрологични тестове. Освен това всички операции се извършват съгласно разд. .

Ориз. 3. Схема за извършване на метрологични изследвания на KTI
AC честота OIK ASDU

Забележка. V - клас на точност на волтметър 0.1 (D5055)

Ориз. 4. Схема за извършване на метрологични изследвания на KTI
AC напрежение OIK ASDU

Забележка. V - волтметър с клас на точност 0.1 (D5055).

Ориз. 5. Схема за извършване на метрологични изследвания на KTI
AC OIK DSDU

Забележка. D - амперметър с клас на точност 0.1.

8.3. Методика за провеждане на експериментални изследвания на променливотоково напрежение OIC ASDU

8.3.1. За експериментални изследвания на AC напрежение CTI е свързан примерен инструмент за решаване на входното AC напрежение, фиг. (ISN-1 - източник на регулирано синусоидално напрежение с коефициент на нелинейно изкривяване не повече от 5% и волтметър с клас на точност 0,1) към вход № P (E825) (с изключен трансформатор на измервателното напрежение в предписания начин). Освен това се извършват всички операции Споредсек. .

8.4. Методика за провеждане на експериментални изследвания на AC CTs на OIC ASDU

8.4.1. За експериментални изследвания на AC CTI (фиг. ), примерен инструмент за определяне на входното действие на променлив ток (ISN-1 - източник на регулиран синусоидален ток с честота 50 Hz с коефициент на нелинейно изкривяване не повече от 5% и амперметър с клас на точност 0,1) се свързва към входа на IPP (E824) (с прекъснат по предписания начин измервателен токов трансформатор). Освен това всички операции се извършват съгласно разд. .

9. ОБРАБОТКА НА РЕЗУЛТАТИТЕ ОТ ЕКСПЕРИМЕНТАЛНИТЕ ИЗСЛЕДВАНИЯ

9.1. Основните документи на експерименталните изследвания са протоколите от наблюдения, получени по време на експериментални изследвания на KTI OIK ASDU, с последващата им обработка на компютър.

9.2. Определянето на метрологичните характеристики на KTI и тяхното нормализиране се извършва в съответствие с GOST 8.009

Програмата се съхранява на магнитна лента под формата на изходни и зареждащи модули. Размерът оперативна паметнеобходими за изпълнение на програма на компютър зависи от количеството обработвана информация и може да варира от 170 до 250 kB. Времето за обработка на данните е от 3 до 7 минути.

Забележка. Притежателят на програмата за обработка е службата за компютърни технологии на предприятието Dontekhenergo.

9.4. В резултат на обработката на наблюденията се определят обобщените метрологични характеристики на USP и в съответствие с MI 1317-86 се изразяват чрез интервала, в който се намират грешките на USP с определена вероятност.

Получените метрологични характеристики на KTI са дадени в сертификата за метрологично сертифициране на KTI OIK ASDU в съответствие с P. 3.16 MI 2002-89.

10. РЕГИСТРАЦИЯ НА РЕЗУЛТАТИТЕ ОТ МЕТРОЛОГИЧНА СЕРТИФИКАЦИЯ

10.1. Резултатите от експерименталните изследвания на KTI OIC ASZDU трябва да бъдат съставени в протокол в съответствие с приложението, което отразява всички условия и резултати от изследванията.

10.2. Въз основа на резултатите от обработката на експериментални изследвания на KTI OIC ASDU са разработени: сертификат за метрологично сертифициране; насоки за проверка на KTI OIK ASDU в работни условия.

11. ИЗИСКВАНИЯ ЗА БЕЗОПАСНОСТ

11.1. Работата по експериментални изследвания на KTI OIK ASDU се извършва заедно с или по поръчка.

11.2. За работа по експериментални изследвания на KTI OIK ATSDU, лица, които са преминали теста за знания по безопасност в определения размер описание на работата, и с маркировка в удостоверението за проверка на знанията за безопасност.

11.3. Персоналът, който провежда експериментални изследвания на KTI OIK ASDU, трябва да бъде инструктиран относно мерките за безопасност и особеностите на работното оборудване на работното място със съответен запис в дневника.

11.4. При провеждане на експериментални изследвания на KTI OIK ASDU трябва да се спазват изискванията на "Правилата за безопасност при експлоатация на електрически инсталации". (К.: Енергоатомиздат, 1987), ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.2.077.3-75, ГОСТ 12.2.007.4-75. GOST 12.2.007.6-75, GOST 12.2.007.14-75, както и правилата за безопасност и инструкциите, действащи в енергийните предприятия.

11.5. По време на експерименталните изследвания на КТИ ОИК АСДУ, чрез които се разпространява сигналът във веригата на защити и блокировки, съответните защити и блокировки се изключват съгласувано с оперативния персонал на енергийното предприятие. Изключването се извършва от персонала на енергийното дружество.

11.6. В случай на извънредни ситуации в предприятието или промяна в режима на работа на оборудването, експерименталните изследвания на KTI OIK ASDU се преустановяват, а персоналът се отвежда на безопасно място.

12. ОРГАНИЗАЦИЯ И РАЗПРЕДЕЛЕНИЕ НА РАБОТАТА

12.1. Енергийната система (EZS, IPS, PZE) издава заповед за провеждане на експериментални изследвания на KTI OIK ASDU, която посочва отговорните лица за подготовката и провеждането на експериментални изследвания на KTI от предприятието.

12.2. Енергийната система осигурява по установения ред екип от специалисти, провеждащи експериментални изследвания на КТИ ОИК АСДУ с гащеризони и лични предпазни средства.

12.3. Енергийната система представлява комплект проектна, работна и техническа документация за КТИ ОИК АСДУ, необходима за метрологично освидетелстване.

12.4. Организацията, участваща в метрологичната поддръжка, анализира проектната и техническата документация на KTI OIK ASDU, разработва „Програма за метрологично сертифициране на KTI OIK ASDU“, координира я с електроенергийната система, одобрява GOMS IIS на Министерството на горивото и енергетиката на Руска федерация.

12.5. Персоналът на предприятията от електроенергийната система осигурява:

оперативна координация и получаване на разрешение от RDP на електроенергийната система (POEE и др.) За изключване на веригата на съответния KTI на IIP ASDU за провеждане на експериментални изследвания;

прилагане на организационни и технически мерки за осигуряване безопасността на труда;

изключване и свързване на комуникационни линии от входа на преобразуватели тип Е (INN) в процеса на провеждане на експериментални изследвания на KTI;

организиране на комуникация между помещенията на преобразуватели тип Е (IPP) и работното място на оператора-технолог на устройства за показване на информация;

изготвяне на КТИ и предаването им за метрологично освидетелстване.

12.6. Обработката и анализът на резултатите от експерименталните изследвания се извършва от персонала на организацията, участваща в метрологичното сертифициране на KTI OIK ASDU.

12.7. Примерните измервателни уреди и материали, необходими за провеждане на експериментални изследвания, са представени от електроенергийната система (PSEZ и др.). Организацията, участваща в МА, разработва и предава на електроенергийната система (POEV и др.) Следната техническа документация:

програма за метрологично сертифициране на телеметрични канали на OIK ASDU;

указания за проверка на КТИ ОИК АСДУ в експлоатационни условия;

сертификат за метрологично сертифициране на KTI OIK ASDU.

12.8. Енергийната система (POEPZ и др.) Безотказно разпределя машинно време и дисплей за експериментални изследвания на KTI OIK ASDU.

Приложение

Измервателен канал ____________________ Адрес _____________________ Позиция

Условия на изпитване: околна температура

въздух - в турбинна зала на ИМС, °С, __________________________ на мястото на монтаж на ПИП,

°С, __________, относителна влажност, __________________________; атмосферен

налягане, hPa, _____________; вибрация: амплитуда, µm, ______________, честота, Hz

Сила на полето: магнитно, Am, ________________________,

съпротивление на комуникационната линия, Ohm, _____________ Електрически смущения: надлъжно B,

Напречен V, ______________, честота, Hz, ______________. Параметри

други влияещи величини: _________________________________________________

Стойност на входния сигнал, % Измерена изходна стойност обратно Изпълнител_______________

В моделната програма се използват следните съкращения:

АСДУ - автоматизирана система за диспечерски контрол;

ASI - агрегатен измервателен уред;

APD - оборудване за предаване на данни;

BOMS - основната организация на метрологичното обслужване;

GOMS - главната организация на метрологичната служба;

STS - информационно-измервателна система;

IR - измервателен канал;

IPP - измервателен междинен преобразувател;

ITT - измервателен токов трансформатор;

ITN - измервателен напреженов трансформатор;

KP - контролирана точка;

KTI - телеметричен канал;

НТД - нормативна и техническа документация;

SDU - съвместен диспечерски контрол;

ОИК - оперативно-информационен комплекс;

PIP - първичен измервателен преобразувател;

ПУ - контролна точка;

РЗА - релейна защита и автоматика;

SI - измервателен уред;

SOI - средство за показване на информация;

CDL - централна контролна зала;

ЗВМ - електронен компютър;

ОЗВВ - примерен установител на входното действие.