Регистрация электрических величин в аварийных ситуациях энергосистемы

Согласно ПУЭ, для автоматической регистрации аварийных процессов в электрической части энергосистемы должны предусматриваться автоматические осциллографы.

На электрических станциях, принадлежащих потребителю и имеющих связь с энергосистемой (блок-станциях), автоматические аварийные осциллографы должны предусматриваться для каждой системы шин 110 кВ и выше, через которые осуществляется связь с энергосистемой по линиям электропередачи. Эти осциллографы, как правило, должны регистрировать напряжения (фазные и нулевой последовательности) соответствующей системы шин, токи (фазные и нулевой последовательности) линий электропередачи, связывающих блок-станцию с системой.

Для регистрации действия устройств противоаварийной системной автоматики рекомендуется устанавливать дополнительные осциллографы. Расстановка дополнительных осциллографов и выбор регистрируемых ими параметров должны предусматриваться в проектах противоаварийной системной автоматики.

Для определения мест повреждений на ВЛ 110 кВ и выше длиной более 20 км должны предусматриваться фиксирующие приборы

Примеры применения регистраторов аварийных ситуаций:

Напряжение распределительного устройства, кВ	Схема распределительного устройства	Количество линий, подключенных к секции шин распределительного устройства	Количество устанавливаемых осциллографов
750	Любая	Любое	Один для каждой линии (предпочтительно с записью предаварийного режима)
220	С секциями или системами шин	Одна или две на каждую секцию или рабочую систему шин	Один для двух секций или рабочих систем шин (без записи предаварийного режима)

Рекомендации по выбору электрических параметров, регистрируемых автоматическими аварийными осциллографами

Напряжение распределительного устройства, кВ	Параметры, рекомендуемые для регистрации автоматическими осциллографами
750,500, 330	Фазные напряжения трех фаз линий. Напряжение и ток нулевой последовательности линий. Токи двух или трех фаз линий. Ток усилителя мощности, ток приема высокочастотного приемопередатчика и положение контактов выходного промежуточного реле высокочастотной защиты.
220, 110	Фазные напряжения и напряжение нулевой последовательности секции или рабочей системы шин. Токи нулевой последовательности линий, присоединенных к секции или рабочей системе шин. Фазные токи (двух или трех фаз) наиболее ответственных линий. Токи приема высокочастотных приемопередатчиков дифференциально-фазных защит межсистемных линий электропередачи.

Применение микропроцессорных систем в электроэнергетике

Основные области применения МПС в отечественной электроэнергетике:

1) Системы телемеханики и их производные;

2) Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии

3) Прочие системы.

МПС применяются на объектах электроэнергетики (генерирующие, сетевые и распределительные предприятия), промышленных предприятиях, бытовом секторе.

Телемеханика

Телемеханика – область науки и техники, предметом которой является разработка методов и технических средств передачи и приёма информации (сигналов) с целью управления и контроля на расстоянии.

Специфическими особенностями телемеханики являются:

• удалённость объектов контроля и управления;

• необходимость высокой точности передачи измеряемых величин;

• недопустимость большого запаздывания сигналов;

• высокая надёжность передачи команд управления;

• высокая степень автоматизации процессов сбора информации.

Телемеханизация применяется в случаях:

1. Когда необходимо объединить территориально рассредоточенные объекты управления в единый производственный комплекс (например, при управлении подстанцией, энергосистемой, ж. -д. узлом);

2. Когда присутствие человека на объекте управления нежелательно (например, в атомной промышленности, на химических предприятиях) или невозможно (например, при управлении непилотируемой ракетой).

Внедрение телемеханических систем позволяет сократить численность обслуживающего персонала, уменьшает простои оборудования, освобождает человека от работы во вредных для здоровья условиях.

Особое значение телемеханика приобретает в связи с созданием автоматизированных систем управления (АСУ). Обработка данных, полученных по каналам телемеханики, на ЭВМ позволяет значительно улучшить контроль за технологическим процессом и упростить управление. Поэтому в настоящее время вместо понятия "телемеханика" всё чаще и чаще используется сокращение АСУТП – автоматизированная система управления технологическим процессом. Современная система телемеханики также немыслима без компьютера, поэтому можно сказать, что телемеханика и АСУТП — близнецы-братья. Разница между этими понятиями улавливается лишь по времени появления и по традиции использования. Например, в энергетике предпочитают использовать слово телемеханика, на промышленных предприятиях — АСУТП.

В англоязычных источниках аналогом понятия "телемеханика" является сокращение SCADA — Supervisory Control And Data Acquisition — диспетчерское управление и сбор данных, в которое вкладывается, по сути, тот же смысл.

Область применения. Предприятия химической, атомной, металлургической, горнодобывающей промышленности, электрические станции и подстанции, насосные и компрессорные станции (на нефте- и газопроводах, в системах ирригации, тепло- и водоснабжения), ж.-д. узлы и аэропорты, усилительные и ретрансляционные установки на линиях связи, системы охранной сигнализации и т. д.

Контроль и управление системой осуществляют с Пункта Управления (ПУ), где находится диспетчер, аппаратура телемеханики, ЭВМ, мнемонический щит.

Объекты контроля и управления находятся на Контролируемых Пунктах (КП), одном или нескольких.

Взаимодействие между ПУ и КП происходит по каналу связи. Это может быть простая физическая линия, оптоволокно, выделенный телефонный канал, радиоканал и т.п. При подключении к одному каналу связи нескольких КП каждый из них должен иметь уникальный номер.

Часто под ПУ и КП подразумевают саму аппаратуру телемеханики.

Данные между ПУ и КП передают короткими массивами, которые называют кадрами, фреймами, посылками. Посылки вместе с данными содержат адресную часть и проверочный код для выявления искажений в процессе передачи. Адрес должен однозначно идентифицировать измеряемый параметр в рамках всей системы, например, номер контроллера ПУ - номер КП - номер группы в КП - номер параметра в группе. Для защиты данных обычно используют один из вариантов подсчета контрольной суммы.

Способ кодирования данных и порядок обмена посылками обычно называют протоколом обмена. Одним из основных требований при выборе протокола является его надежность, т.е. способность передавать данные без искажений и возможность повторной передачи в случае сбоя.

Аппаратура телемеханики (обычно называемая контроллером) на КП собирает информацию об объекте посредством датчиков и преобразователей.

Датчиками могут быть простые двухпозиционные переключатели, состояние которых изменяется при изменении состояния объекта (включен/выключен, норма/авария и т.п.). Обычно контроллер КП следит за состоянием датчиков и при изменении хотя бы одного из них передает на ПУ посылку, которую называют ТелеСигналом (ТС). Контроллер ПУ, получив ТС, передает его на ЭВМ и контроллер щита. Программа на ЭВМ изменяет состояние изображения контролируемого объекта на схеме и предупреждает диспетчера звуковым сигналом. Контроллер щита зажигает на щите соответствующий индикатор.

Для количественной оценки состояния объекта на КП применяют преобразователи, которые преобразуют физические параметры (температура, давление, напряжение, ток) в нормированные электрические сигналы. Контроллер КП измеряет значения этих сигналов и передает их на ПУ в цифровом виде в посылках ТелеИзмерений (ТИ). Аналогично ТС, ТИ поступают на ЭВМ и щит для отображения. Программа для ЭВМ может отслеживать уровни приходящих измерений и сигнализировать, например, о превышении критического порога (уставки).

При необходимости вмешательства в ход контролируемого процесса оператор посредством ЭВМ выдает в систему команду Телеуправления (ТУ). C ЭВМ команда поступает на контроллер ПУ, который передает его нужному КП. Контроллер КП при получении команды проверяет ее достоверность, выдает электрический сигнал для включения исполнительного механизма (например, запуск электродвигателя), передает на ПУ квитанцию о выполнении команды. Команды ТУ обычно двухпозиционные: ТУ Включить и ТУ Отключить.

Современные контроллеры КП могут получать информацию не только с датчиков и преобразователей, но и с различных микропроцессорных устройств, например, приборов учета, токовых защит. Для стыковки с такими устройствами применяют один из локальных интерфейсов, например, RS-485. Информационный обмен идет с использованием одного из совместимых протоколов, например, Modbus.

Развитие телемеханики шло параллельно с развитием электроники и средств связи. Первые системы строили на релейных схемах. В 50-х годах на смену реле пришли более надежные полупроводниковые элементы. В конце 60-х годов началось использование интегральных схем.

В конце 80-х годов в схемотехнике систем телемеханики произошел качественный скачок. Вместо микросхем жесткой логики в контроллерах стали использовать микропроцессоры. Это позволило гибко адаптировать аппаратуру под решение конкретной задачи путем замены программного обеспечения. В 1992 году был изготовлен первый в Беларуси комплекс телемеханики "Сириус", построенный на восьмиразрядных микропроцессорах. Часть программного обеспечения и конфигурация системы загружалась в память контроллеров с ПЭВМ.

Современные программно-технические комплексы (например, ПТК АРКОНА, разработанный в 2001 году) строят также на основе микропроцессорных контроллеров. В настоящее время это 16 и 32-разрядные системы с высоким быстродействием и достаточным объемом памяти. Всё большее значение имеет программное оснащение контроллеров. Для хранения программ и данных применяют FLASH-память, позволяющую легко менять программу и обеспечивать быстрый перезапуск системы в случае сбоя.

В современной системе телемеханики большое внимание уделяется программному обеспечению системы и интеграции с действующими системами и программными комплексами. Стандартом стало графическое представление схем контролируемого процесса (мнемосхем) с "живым" отображением текущего состояния, управление объектом с кадров мнемосхем.

В программном обеспечении наблюдается тенденция к стандартизации программных интерфейсов систем сбора данных и обрабатывающих программ (технология OPC), возрастает потребность экспорта собранных данных в специализированные программы (расчета режимов, планирования, аналитические, АРМ специалистов). В условиях усложнения систем повышается роль средств диагностики и отладки.

С технической стороны в системах всё чаще используются современные скоростные каналы связи (оптоволокно, Ethernet) и беспроводные технологии (например, транкинговая и сотовая связь). Вместе с тем сохраняется потребность стыковки с морально (а иногда и физически) устаревшими "унаследованными" системами, с сохранением их протоколов связи. На контролируемых объектах всё чаще возникает необходимость стыковки с локальными технологическими системами.

Наряду с усложнением самих систем и их программного обеспечения наблюдается изменение требований к реализуемым функциям. К традиционным функциям телемеханики (телесигнализация, телеизмерение, телеуправление) добавляются функции энергоучета, транспорта данных с локальных автоматических приборов. К обычным функциям контроля за изменением состояния и превышения предельных значений добавляются возможности текущих расчетов и логического анализа (например, балансные расчеты)

Автоматизация управления сетями и энергосистемами развивается по следующим направлениям:

• Создание и модернизация центров оперативно-диспетчерского и диспетчерско-технологического управления электрическими сетями, станциями и системами, включая развитие программно-технических комплексов, инженерной и информационно-вычислительной инфраструктуры.

• Развитие комплексных автоматизированных систем оперативного и неоперативного технологического управления (АСТУ) электрическими сетями и станциями на основе стандартизованных общих информационных моделей (CIM, МЭК 61970).

• Внедрение комплексных автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУТП) подстанций 110-750 кВ и электрической части станций с возможностью обмена данными согласно МЭК 61850.

• Создание систем локальной противоаварийной автоматики (ПА) энергосистем, а также систем сбора и передачи информации для централизованных систем противоаварийной автоматики (ССПИ ЦСПА).

• Внедрение микропроцессорных комплексов релейной защиты и автоматики для подстанций 35-750 кВ и распределительных устройств электростанций как в составе комплексных АСУ ТП, так и в виде самостоятельных подсистем.

• Создание и модернизация систем сбора и передачи оперативной (телемеханической) и технологической информации (ССПИ, ССПТИ, СОТИ) с подстанций и электростанций, включая организацию резервированных систем обмена данными с вышестоящими и смежными диспетчерскими центрами. В качестве дополнительных функций поддерживается возможность контроля параметров качества и технического учета электроэнергии.

• Внедрение инновационных систем WAMS (Wide Area Monitoring Systems), включая системы мониторинга переходных режимов и системы мониторинга запасов устойчивости энергосистем в реальном режиме времени.

• Решение задач иерархической и одноуровневой интеграции систем автоматизации различных производителей и поколений, концентрации и перераспределения потоков данных с использованием конвертеров протоколов и приемо-передающих устройств (ЦППС/FEP – Front End Processors).

АСКУЭ

АСКУЭ должны выполняться на базе серийно выпускаемых технических средств и программного обеспечения. В состав технических средств АСКУЭ должны входить:

• счетчики электрической энергии, оснащенные датчиками-преобразователями, преобразующими измеряемую энергию в пропорциональное количество выходных импульсов или цифровой код (при использовании электронных реверсивных счетчиков - раздельно на каждое направление);

• устройства сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающие сбор информации от счетчиков и передачу ее на верхние уровни управления;

• каналы связи с соответствующей каналообразующей аппаратурой для передачи измерительной информации;

• средства обработки информации (как правило, персональные ЭВМ).

    С метрологической точки зрения АСКУЭ представляет собой специфический тип измерительной системы, которая реализует процесс измерения и обеспечивает автоматическое (автоматизированное) получение результатов измерений.

		Распределительное устройство 6(10)/0,4 кВ
		Датчики тока (трансформаторы тока)
		Датчик напряжения (измерительный трансформатор напряжения)
		Счетчики с цифровым или телеметрическим выходом
		УСПД
		GSM-модем
		GPS-приёмник
		Модем
		Центр обработки информации
		Разветвитель
		Каналы связи

Современные микропроцессорные КТС АСКУЭ включают УСПД и программно-технические средства для сбора и обработки информации, как на самом объекте, так и на вышестоящем уровне управления и образуют программно-технические комплексы (ПТК) АСКУЭ.

Для передачи информации с объектов в центры сбора и обработки информации АСКУЭ повсеместно используются коммутируемые и выделенные каналы связи. Для подстанций напряжением 110 кВ и ниже критичным является само наличие каналов связи. В центрах сбора и обработки информации для решения задач АСКУЭ применяется стандартная вычислительная техника.

Текущий период характеризуется активной деятельностью практически во всех ОЭС, МЭС и АО-энерго по внедрению и развитию систем АСКУЭ.

При этом произошли серьезные качественные сдвиги. Более чем в сорока АО-энерго России системы АСКУЭ введены в промышленную эксплуатации и имеют статус коммерческих систем. Если в прежние годы собираемая АСКУЭ информация использовалась как справочная и как информация для технического учета, то в эксплуатируемых коммерческих системах она задействуется для финансовых расчетов с потребителями. Системы АСКУЭ в последнее время стали широко внедряться на промпредприятиях и шагнули к бытовым потребителям.

Основы создания систем автоматизированного управления энергообеспечением промышленного предприятия (ПП)

В современных условиях особую важность для предприятий представляет контроль со-стояния оборудования системы энергообеспечения, контроль текущих параметров системы энергоснабжения, оперативное и долгосрочное планирование, распределение энергии и энерго-носителей различного вида (вода, тепло, газ, электроэнергия), контроль произведенных и по-требленных энергоресурсов; краткосрочное (почасовое) и долгосрочное прогнозирование и пла-нирование потребления и собственной генерации энергоресурсов. На многих предприятиях раз-вернуты работы по внедрению АСУ энергообеспечения (АСУ Э). Наряду со строительством но-вых объектов, активно проводится техническое перевооружение существующих. Все новые и реконструируемые системы электроснабжения оснащаются цифровыми системами защиты и противоаварийной автоматики и АСУ электроснабжения (АСУ ЭС).

Первая волна автоматизации энергоснабжения на промышленных предприятиях началась вместе с началом функционирования оптового (а затем и розничного) рынка и привела к массо-вому созданию систем коммерческого учета (АСКУЭ). На текущий момент можно сделать вы-вод, что большинство крупных компаний либо уже создали АСКУЭ, либо находятся в процессе ее создания.

Вторая волна автоматизации начинается в настоящее время и связана с увеличение стои-мости энергоносителей (топлива и электроэнергии). На этой волне предприятия начинают ак-тивно заниматься вопросами энергоэффективности. Повышение энергоэффективности достига-ется за счет реконструкции и внедрения новых технологий, однако прежде необходимо наладить детальный контроль за собственным потреблением. Как следствие, актуальным становится соз-дание систем технического учета (АСТУЭ) и диспетчерских систем, которые совместно позво-лят предприятиям не только выявлять и оперативно устранять текущие проблемы, но и измерять эффективность вложений в мероприятия по энергосбережению.

В качестве основных факторов для создания АСУ Э ПП можно рассматривать следую-щие факторы:

• Административно-правовые (или внешние) факторы:

  • требования оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ);

  • требования системного оператора (СО).

• Экономические (или внутренние) факторы, требующие повышения энергоэффективности производства:

  • увеличение стоимости электроэнергии и, соответственно, стоимости выпускаемой про-дукции;

  • увеличение конкуренции на рынке.

Основные цели создания АСУ Э ПП

• Организация бесперебойного энергоснабжения потребителей.

• Снижение числа аварийных ситуаций и инцидентов в работе энергохозяйства предприятия.

• Оперативное управление системой энергоснабжения и энергопотреблением объектов пред-приятия.

• Оптимизация энергопотребления объектами предприятия.

• Снижение энергетической составляющей в себестоимости продукции предприятия за счет:

  • минимизации расходов на оплату энергоресурсов;

  • снижения эксплуатационных издержек и затрат на содержание системы электроснабже-ния.

• Возможность планирования обслуживания и ремонтов электрооборудования по его фактиче-скому техническому состоянию.

• Технический и коммерческий учет всех видов энергоресурсов.

Для достижения целей по организации бесперебойного энергоснабжения необходимо выполнение следующих условий:

• Применение систем автоматического контроля и регулирования режимов работы и противо-аварийной защиты оборудования.

• Получение в реальном масштабе времени достоверной информации о параметрах, режимах и объеме энергопотребления.

• Оперативное управление распределением электроэнергии.

• Представление оперативной схемы системы электроснабжения предприятия.

• Мониторинг состояния основного силового оборудования, учета его наработки.

Для достижения целей по оптимизации энергопотребления необходимо обеспечить:

• Получение оперативной информации по энергопотреблению структурными подразделения-ми предприятия и своевременное выявление перерасходов.

• Учет использования энергоресурсов по направлениям использования.

• Прогноз энергопотребления на планируемый выпуск продукции.

• Формирование системой отчетных данных для контроля, оценки, анализа и возможности прогнозирования по расходу для всех видов энергоресурсов.

Объекты автоматизации

Целевыми объектами для создания АСУ Э промышленного предприятия (АСУ Э ПП) яв-ляются промышленные предприятия, которые имеют на балансе энергообъекты (подстанции, распределительные устройства, комплектные трансформаторные подстанции – КТП).

В части задач электроснабжения и потребления электроэнергии объектами автоматиза-ции являются:

• ОРУ 110 кВ,

• ОРУ 35 кВ,

• ЗРУ 6/10 кВ,

• КТП 0,4 кВ.

В части задач снабжения и потребления неэлектрических энергоресурсов объектами авто-матизации являются:

• котельные,

• энергоцеха.

Необходимо рассматривать следующие особенности систем энергоснабжения для про-мышленных предприятий:

• Энергоснабжение является вспомогательным производственным процессом, поэтому возникают потребности, специфичные для разных предприятий, например, для газотранспортных предприятий характерно, кроме внешних источников электроснабжения, наличие собственных источников генерации электроэнергии.

• Объединение задач разных функциональных направлений в одной системе (например, задачи технического учета энергоресурсов с задачами диспетчерского управления).

• Акцент на последующую обработку и анализ информации.

• Наличие дополнительных, уникальных для каждого предприятия функциональных требова-ний в плане обработки информации (отчетность, расчеты).

• Широкий круг потребителей информации (в том числе и удаленных):

  • диспетчерская служба;

  • ОГЭ;

  • руководство;

  • производственные службы;

  • финансово-экономические службы.

• Зачастую дополнительно стоит задача автоматизации учета неэлектрических энергоносителей.

• Наличие «зоопарка» существующих решений на различных уровнях, требующих интеграции информации:

  • существующие системы РЗиА;

  • существующие системы АСКУЭ;

  • существующие системы АСТУЭ;

  • существующие ERP-системы;

  • существующие информационные системы;

  • существующие АСУТП основного производства;

  • смежные предприятия и их системы.

• Значителен фактор плохих коммуникаций.

Структура АСУ Э

Управление процессом энергоснабжения реализуется АСУ Э, распределенной и интегрированной по всем уровням управления предприятия. На нижнем уровне управления применяется подсистема оперативного управления энергоснабжением (АСУ ЭС), являющаяся источником информации для АСУ Э всех уровней управления.

АСУ Э в целом реализуется как децентрализованная автоматизированная система. На уровне предприятия предусматривается организация удаленных АРМ, обеспечивающих доступ к информации уровня предприятия.

АСУ Э разделяется на следующие уровни:

• Уровень измерительных и исполнительных устройств и контроллеров – уровень формирования данных.

• Уровень SCADA-системы.

• Уровень прикладных и расчетных задач (прикладных программ).

Уровень измерительных устройств и контроллеров – уровень формирования данных – сбор и передача информации для диспетчерского и автоматического контроля и управления территориально распределенными объектами энергоснабжения предприятия.

Уровень SCADA системы – организация сбора, хранения, обработки и визуализации дан-ных от систем нижнего уровня и координация их работы.

Уровень прикладных и расчетных задач – оптимизация контроля и управления энергоресурсами на предприятии или группе предприятий, распределенных в разных географических регионах, обучение оператора.

Рисунок 24 – Трехуровневая иерархия АСУ Э

АСУ Э должна обеспечивать реализацию следующих основных функций:

• Определение потребности в энергоресурсах и планирование норм расхода энергоре-сурсов по видам деятельности предприятия.

• Управление и контроль производства, распределения и потребления энергоресурсов.

• Учет получаемых, производимых и потребляемых ТЭР и ВЭР.

• Анализ расхода энергоресурсов и затрат на их производство.

• Контроль состояния энергооборудования.

• Организация и управление техническим обслуживанием и ремонтом энергетического оборудования.

• Диагностика энергетического оборудования.

• Передача информации в смежные системы автоматизации.

Для реализации указанных функций строится следующая функциональная модель АСУ Э.

Рисунок 25 – Функциональная модель АСУ Э

Информационная модель данных строится по объектно-ориентированному принципу, т.е. все объекты энергохозяйства, которые являются объектами управления (ОУ), описываются не-которыми объектами в модели.

Описание ОУ в модели проходит в три этапа:

Создается тип, определяющий структуру описания объекта.

Создается элемент иерархии, соответствующий типу объекта; элемент иерархии определяет место объектов данного типа в общей структуре ОУ.

Создается экземпляр объекта данного типа, определяющий значения элементов описания конкретного объекта. Для одного типа может быть создано произвольное количество элементов иерархии и экземпляров.

В качестве основы построения модели данных используется CIM (Common Information Model – общая информационная модель, стандарт МЭК 61968, 61970).

Преимущества использования CIM-модели:

• Унификация описания объектов.

• Интеграция ПО различных производителей в рамках предприятия.

• Переносимость CIM-схемы между приложениями.

Информационная модель представлена на рисунке 3.

Рисунок 26 – Информационная модель АСУ Э

Уровень прикладных и расчетных задач

На сегодняшний день наиболее актуальны вопросы, решаемые на верхнем уровне – уровне прикладных и расчетных задач. Ведь именно на этом уровне представлены агрегирован-ные, обработанные по специальным алгоритмам данные и информация. Анализируя эту инфор-мацию, можно делать выводы о надежности и об эффективности работы системы энергоснаб-жения. Этот уровень должен объединять следующие приложения:

1. Контроль потребления энергоресурсов предусматривает решение следующих задач:

• Мониторинг поставки активной, реактивной мощности и газа.

• Прогноз поставки на фоне:

  • тарифных ограничений;

  • оперативных заданий;

  • прогнозных значений.

• Дополнительные функции контроля нагрузки:

  • действия по сбросу нагрузки;

  • постоянный запрос заданий.

2. Прогноз потребления энергоресурсов выполняется для:

• Компании/предприятия.

• Цехов/участков/установок.

• Потребления электроэнергии, газа, воды.

Прогноз формируется на основе:

• Данных от систем планирования производства.

• Данных о простоях основного технологического процесса.

• Данных о профиле еженедельной нагрузки.

• Данных о прогнозе погоды.

3. Оптимальное распределение нагрузки:

• Собственные мощности.

• Соглашения по двусторонним поставкам.

• Электроэнергия со свободного рынка.

4. Анализ сети распределения:

• Топологические функции (раскраска, трассировка, проверка блокировок, локализация отказа).

• Система распределение потока энергии (моделирование нагрузки, алгоритм потока энергии в реальном времени, в режиме обучения, изолирование отказов).

• Восстановление обслуживания (изоляция оборудования или участка сети, восстанов-ление обесточенных участков сети, восстановление нормального состояния сети).

5. Управление закупкой и продажей энергии:

• Обеспечение выгодной торговой деятельности энергоресурсами (заключение сделок купли/продажи – электроэнергия, газ, пар, топливо, сжатый воздух, вода и т.д; заключение двусторонних контрактов, заключение контрактов на основе модели оптимизации цены).

• Поддержка принятия решений (достоверные данные для оценки транзакций купли-продажи, данные о стоимости собственной энергии в соотношении с рыночной ценой).

• Ведение отчетности и обеспечение процедуры выставления счетов.

6. Разработка сценариев и моделирование:

• Моделирование и анализ “что – если” может применяться для изучения ценовых эффектов при отклонениях системных параметров.

• Моделирование покупки и продажи энергии с точки зрения оценки экономической эффективности.

• Моделирование и изучение рисков через различные сценарии изменения цен на топливо и электроэнергию.

• Оценка производственного плана и уровня запаса энергии для энергоемких единиц оборудования.

• Имитация развития событий в случаях отключения оборудования.

• Представление результатов в удобной и понятной графической форме.

Пример. Программно-технический комплекс SMART-SPRECON – это универсальная платформа для построения систем автоматизации энергообъектов самого различного уровня. ПТК успешно используется в АСУТП подстанций различных классов напряжения, системах телемеханики, АСУ электрической части электростанций, АСДУ энергоснабжения промышленных предприятий и на других объектах.

Платформа SPRECON-E-C, являясь многофункциональным устройством автоматики, может применяться как контроллер присоединения, коммуникационный сервер или устройство телемеханики. Благодаря модульной структуре конфигурация устройства может быть гибко адаптирована для различных применений. Устройство поддерживает все основные протоколы информационного обмена, благодаря чему легко осуществляет интеграцию различных устройств сторонних производителей. SPRECON-E-C обладает свободно программируемой логикой, что позволяет выполнять практически любые функции контроля и управления. Устройства сопровождаются единым объектно-ориентированным инженерным инструментарием для конфигурирования системы. Кроме того, по желанию заказчика можно осуществить установку панели управления с монохромным или цветным графическим дисплеем.

Основные функции контроллера SPRECON-E-C:

• сбор дискретных (24 В, 220 В) и аналоговых (4–20 мА) сигналов;

• формирование команд управления коммутационными аппаратами;

• формирование дискретных выходных сигналов для цепей блокировки и сигнализации;

• измерение и вычисление электрических величин с прямым подключением к измерительным ТТ и ТН;

• технический учет электроэнергии;

• управление оборудованием по месту посредством стационарной или переносной панели управления с монохромным или цветным дисплеем (опционально);

• визуализация состояния аварийно-предупредительных сигналов на панели сигнализации (опционально);

• логические блокировки (локальные, централизованные или распределенные);

• выполнение последовательностей переключений;

• конфигурируемые функции логической обработки сигналов;

• свободно программируемая логика в соответствии со стандартом МЭК 61131 (опционально);

• контроль синхронизма (опционально);

• обмен информацией с вышестоящими и подчиненными устройствами по синхронным/асинхронным последовательным портам и по сети Ethernet (до 26 каналов связи на одно устройство);

• ведение внутреннего архива событий;

• точная (до 1 мс) синхронизация времени (NTP, GPS, IRIG-B или по протоколу МЭК 60870-5-10x);

• автоматическая самодиагностика;

• удаленное параметрирование и обслуживание.

Основные протоколы обмена информацией, поддерживаемые контроллером SPRECON-E-C: МЭК 60870-5-104, МЭК 61850, МЭК 60870-5-101, МЭК 60870-5-103, Modbus, RP570, SPA-bus, DNP 3.0. Возможна реализация дополнительных или нестандартных протоколов по требованию заказчика.

Многофункциональный контроллер SPRECON-E-C может использоваться как:

• контроллер присоединения (Bay Controller), устанавливаемый на одно присоединение 110 кВ и выше;

• групповой контроллер присоединений, обеспечивающий функции измерения, контроля и управления для нескольких присоединений;

• станционный контроллер или концентратор данных в составе АСУТП энергообъекта;

• многоканальное устройство сбора и обработки информации (RTU) (;

• коммуникационный сервер для сбора информации от РЗА;

• коммуникационный сервер (front-end или ЦППС) для небольших систем АСДУ;

• программируемый контроллер (PLC);

• микропроцессорный регулятор напряжения (РПН);

• микропроцессорное устройство оперативной блокировки управления коммутационными аппаратами;

• устройство центральной сигнализации;

• автономный регистратор событий;

• базовый элемент подсистемы мониторинга и диагностики основного оборудования.

Устройство может быть гибко сконфигурировано под конкретный проект.