Реферат: Методические указания для проведения практических занятий и выполнения курсового проекта по дисциплине

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ


ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ


Кафедра “Электрические системы”


Т.А.Шиманская



МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ

И ВЫПОЛНЕНИЯ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

ПО ДИСЦИПЛИНЕ

“АВТОМАТИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ”

для студентов дневного и заочного отделений

специальности Т 01.01.00 “Электроэнергетика”

и 1-43 01 02 “Электроэнергетические системы и сети”


Минск 2005
СОДЕРЖАНИЕ
СОДЕРЖАНИЕ 2

ВВЕДЕНИЕ 2

1Вопросы, решаемые в проекте АСДУ и АСКУЭ электрической сети. задание на курсовое проектирование и формирование вариантов исходных данных 4

2Характеристика района электрической сети как объекта управления. Структура интегрированной АСУ РЭС 7

3Требования к АСДУ РЭС 12

4Требования к АСКУЭ РЭС 21

5Требования к техническим средствам и программному обеспечению АСДУ и АСКУЭ РЭС 35

6Разработка системы оперативного сбора информации для создания АСДУ и АСКУЭ РЭС 42

6.1.Определение состава телеинформации с подстанций для реализации оперативно-информационно-управляющего и вычислительного комплексов АСДУ 42

6.2.Определение состава технических средств контролируемых пунктов 46

6.3.Составление телемеханических таблиц 52

6.4.Разработка структуры сети связи 62

6.5.Определение состава КТС диспетчерского пункта сети 64

7ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ СИСТЕМЫ. Формирование схем подстанций средствами графического редактора Системы 68

^ 8ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ СИСТЕМЫ 74

9Охрана труда при обслуживании устройств релейной защиты 79

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 88

Список использованных источников 90
ВВЕДЕНИЕ
Стремительное развитие средств вычислительной техники и телекоммуникаций, цифровой картографии, успехи микроэлектроники, активное внедрение систем контроля, защит и управления подстанций, разработанных с использованием цифровых защит, непрерывное совершенствование системного и прикладного программного обеспечения создают объективные предпосылки для пересмотра принципов управлением электросетевым предприятием.

Одним из основных направлений дальнейшего развития и совершенствования управления электрическими сетями должно стать внедрение интегрированных автоматизированных систем управления (ИАСУ) предприятием на базе стандартных решений по техническому, информационному и программному обеспечению. Практическая реализация этого направления должна обеспечивать достижение наилучших результатов в управлении, оптимизации технологических процессов, режимов работы электрических сетей, сбалансированного роста технико-экономических показателей, рационального использования материальных и трудовых ресурсов.

Одной из важнейших проблем в области управления электрическими сетями в настоящее время является создание автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) и автоматизированной системы контроля и учета электрической энергии (АСКУЭ). Быстрое развитие микропроцессорной техники, широкое внедрение ЭВМ создали хорошие предпосылки для перехода к микропроцессорным устройствам, созданию систем регистрации аварийных нарушений и передачи информации на различные уровни диспетчерской иерархии.

^ 1Вопросы, решаемые в проекте АСДУ и АСКУЭ электрической сети. задание на курсовое проектирование и формирование вариантов исходных данных

В курсовом проекте по проектированию АСДУ и АСКУЭ должны решаться следующие вопросы:

характеристика схемы заданного района электрической сети (РЭС);

разработка принципиальной схемы электрических соединений и нормальной оперативной схемы выбранной подстанции;

определение структуры диспетчерского управления района электрической сети;

составление перечня защит и автоматики основного оборудования подстанций;

определение состава и объема телеинформации с подстанций;

разработка структуры комплекса технических средств телемеханики подстанций и диспетчерского пункта для АСДУ;

организация учета электроэнергии в электрической сети;

расстановка и выбор типа счетчиков на подстанциях;

расстановка и выбор типа УСПД;

определение структуры АСКУЭ электрической сети;

составление телемеханических таблиц;

определение структуры сети связи для АСДУ.

Исходными данными для проектирования являются схема района электрической сети, которая может быть взята по месту работы или практики, согласно рисунку 1.1, схемы подстанций в соответствии с рисунком 1.2.

Район электрической сети должен содержать не менее 4 подстанций 110/10, 110/6, 110/35/10 кВ. Количество присоединений на средней стороне равно количеству букв в имени студента, на низкой стороне – в отчестве студента.



Рисунок.1.1 Схема района электрической сети



Рисунок 1.2 - Схема ПС 110/6 кВ Забавы

Варианты систем телемеханики для проектирования АСДУ приведены в таблице 1.1

Таблица1.1 - Варианты систем телемеханики

Вариант задания

Система телемеханики

1

ЭНС

2

ГРАНИТ-МИКРО

3

ТЕЛУР

4

^ ПТК «СИСТЕЛ»

5

КОМПАС ТМ-2.0

6

ПТК «ДЕКОНТ»

7

SMART-КП

8

^ ТМ «РАСПРЕДЕЛЕННЫЕ ТЕЛЕСИСТЕМЫ»

2Характеристика района электрической сети как объекта управления. Структура интегрированной АСУ РЭС

РЭС является подразделением филиала электрических сетей (ФЭС) Республиканского унитарного предприятия энергетики (РУП энергосистемы).

Цель работы РЭС – обеспечение надежного электроснабжения потребителей электрической энергии требуемого качества.

В процессе обеспечения потребителей электроэнергией РЭС выполняет следующие основные функции:

оперативное управление и техническая эксплуатация объектов распределительных сетей;

ремонт закрепленных электроустановок на обслуживаемой территории;

контроль за электропотреблением;

производство аварийно-восстановительных работ на объектах электрических сетей;

осуществление контроля за реализацией электрической энергии и учет электропотребления;

ведение графиков ограничений мощности и контроль за их выполнением, контроль за соблюдением договоров потребления электрической энергии, выполнение расчетов за потребляемую электроэнергию с потребителями в зоне обслуживания РЭС [1].

Для осуществления перечисленных выше функций в РЭС, как правило, создаются:

районная-диспетчерская служба (РДС) или группа (РДГ) и оперативно-выездные бригады (ОВБ), работающие под управление диспетчера РЭС;

участки, оперативно-эксплуатационные пункты (ОЭП) по оперативному и техническому обслуживанию распределительных сетей 0,4-10 кВ (при территориальной форме обслуживания);

бригады централизованного ремонта воздушных и кабельных линий 0,38-10 кВ, ТП, РП;

группа механизации или транспортный участок, хозяйственная группа.

При выполнении производственных функций РЭС осуществляет прямые связи с оперативно-диспетчерской службой: заявки на вывод из работы и резерва оборудования подстанций и распределительных сетей, находящихся в ведении диспетчера объединенной диспетчерской службы (ОДС) ФЭС; предложения по повышению качества электроэнергии; план мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электросетях; результаты замеров нагрузок и уровней напряжений [1].

Технологическими объектами управления являются электрические сети 0,4-10 кВ, состав которых приведен ниже.

Объекты управления:

трансформаторные подстанции 110-35-10 кВ (РУ-10 кВ);

трансформаторные пункты 6-10\0,4 кВ;

распределительные пункты 6-10 кВ;

линии электропередачи 6-10 и 0,4 кВ, в том числе кабельные и воздушные;

малые дизельные гидроэлектростанции (ДЭС, ГЭС);

пункты секционирования (ПАС) ВЛ-10 кВ (автоматические и неавтоматические);

оперативный персонал.

Элементы объектов управления:

датчики I, U, P, Q, Wh, Var, t;

Устройства:

релейной защиты и автоматики: фидер 6-10 кВ, АПВ, АРВ 10 кВ;

устройства определения места повреждения (ОМП): ФИП, МФИ 10 кВ;

устройства диагностики оборудования;

регулирования напряжения под нагрузкой трансформаторов 110\35\10кВ,

а также:

дугогасящие катушки 6-10 кВ;

батареи статических конденсаторов 0,4-10 кВ;

коммутационные аппараты 6-10 кВ.

Организационная структура ИАСУ РЭС должна разрабатываться в соответствии с организационно-функциональной структурой управления распределительными электрическими сетями РЭС согласно рисунку 2.2 и включать подсистемы:

АСДУ, состоящую из оперативно-информационного управляющего комплекса (ОИУК), АРМ специалистов РДС (РДГ), УТМ, систем контроля, защиты и управления (СКЗУ), автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП);

автоматизированная система управления предприятием (АСУ П) с элементами подсистемы автоматизированной системы контроля, учета электрической энергии (АСКУЭ).



Рисунок.2.2 Организационная структура ИАСУ РЭС

ИАСУ РЭС должна представлять собой двух уровневую систему управления.

Верхний уровень ИАСУ РЭС автоматизирует оперативно-диспетчерские, производственно-технические функции специалистов РЭС и ОЭП (участков) РЭС.

Нижний уровень ИАСУ РЭС должен включать устройства СКЗУ, УТМ или АСУ ТП подстанций и автоматизирует управление оборудованием ПС, ТП, РП, находящихся в оперативном управлении и ведении диспетчера РЭС [1].

Функциональная структура ИАСУ РЭС должна соответствовать назначению, функциям и задачам структурных подразделений РЭС и ОЭП в соответствии с рисунком 2.3.



Рисунок 2.3 - Функциональная структура ИАСУ РЭС

3Требования к АСДУ РЭС

АСДУ представляет собой совокупность технических средств и информационно-математического обеспечения, которые используются при диспетчерском управлении на основе ЭВМ.

Нормативным материалом при определении требований к АСДУ РЭС является Руководящий документ «Основные положения по автоматизации района электрических сетей» [1].

АСДУ РЭС должна обеспечивать:

бесперебойное в рамках договорных обязательств электроснабжение потребителей;

обеспечение экономичности и качества электроснабжения;

обеспечение безопасного производства работ в соответствии с требованиями ПТБ и управления другими директивными материалами;

взаимодействия со смежными автоматизированными системами;

взаимодействие с оперативным персоналом.

АСДУ РЭС должна быть представлена в виде двухуровневой системы в соответствии с рисунком 3.1.



Рисунок 3.1 - Структура АСДУ РЭС (принципиальная схема)

На нижнем уровне – КП (контролируемые пункты) должно осуществляться:

сбор информации от первичных датчиков и преобразователей, решение локальных задач сигнализации, измерений, диагностики, управления, защиты и автоматики;

предварительная обработка и передача результатов работы на более высокие по иерархии уровни системы управления. В настоящее время наиболее перспективным методом обмена информации является ОРС-технология [1].

Технической базой нижнего уровня должны являться:

интеллектуальные устройства сбора, обработки и передачи данных на основе программируемых аппаратных средств;

технические средства подсистемы АСКУЭ на объекте управления;

интеллектуальные устройства для реализации функций автоматики и приёма-передачи данных от цифровых защит на основе программируемых аппаратных средств;

приборы по определению мест повреждения;

микропроцессорные защиты;

В состав АСДУ РЭС нижнего уровня должны включаться не менее двух программируемых контроллеров. Один контроллер реализует функции релейной защиты и автоматики, другой - функции сбора, передачи и обработки телеметрических данных. При этом технические характеристики и программное обеспечение каждого из контроллеров должны обеспечивать возможность отработки всех вышеперечисленных функций на одном устройстве. Такая конфигурация интеллектуальных устройств нижнего уровня АСДУ позволит иметь горячий резерв и обеспечит возможность плановых ремонтов и аварийной замены устройств. Данная архитектура в соответствии с рисунком 3.2 позволит корректно разделить границы ответственности за эксплуатацию оборудования между технологическими подразделениями РЭС (ФЭС).



Рисунок 3.2 - Архитектура технических средств нижнего уровня

На верхнем уровне АСДУ – диспетчерском пункте (ДП) РЭС должны решаться задачи:

управления (автоматического, оперативного);

расчетные (планирование режима, ОМП и др.);

информационной поддержки (обеспечение принятия решений) диспетчера;

тренажер.

К автоматическому управлению относятся задачи, решаемые средствами релейной защиты, автоматики и регулирования.

К задачам оперативного управления, решаемым на часовых и внутричасовых временных интервалах средствами оперативно-информационных управляющих комплексов (ОИУК), относятся:

сбор информации от устройств телемеханики:

вывод информации на устройства телемеханики;

контроль исправности устройств телемеханики и каналообразующей аппаратуры;

масштабирование телеинформации:

контроль достоверности телеинформации;

контроль телеинформации по уставкам;

фильтрация и сглаживание телеинформации:

дорасчет нетелеизмеряемых режимных параметров;

отображение и представление телеинформации и текущего состояния схем электрических сетей и подстанций диспетчерскому персоналу и другим пользователям на экранах мониторов:

вывод телеинформации на устройства печати;

ведение архивов: минутных и часовых значений телеизмерений, архивов анализируемых ситуаций и событий;

телеуправление;

автоматическая регистрация и архивирование диспетчерских переговоров;

ведение «Оперативного журнала» и других диспетчерских журналов;

ведение справочной системы диспетчерской документации, в том числе: ввод, коррекция, хранение, быстрый поиск и отображение инструкций, циркуляров, правил, схем допустимых нагрузок и т.д. [1]

К задачам планирования режимов относятся задачи перспективного долгосрочного (год, квартал, месяц) и краткосрочного (неделя, сутки, часть суток) планирования, в том числе:

обработка и достоверизация контрольных замеров нагрузки;

определение статических характеристик нагрузок;

прогноз нагрузок в узлах электрических сетей на характерные периоды;

расчет и анализ установившихся режимов, надежностных характеристик электрических сетей напряжением 6-10 кВ и выборочно сетей 0,4, 35-110 кВ;

расчет токов короткого замыкания в электрических сетях 6-10 кВ;

расчет токов короткого замыкания и выбор плавких вставок в сетях 0,4 кВ;

расчет уставок релейной защиты и автоматики в распределительных сетях 6-10 кВ;

оптимизация законов регулирования напряжения в центрах питания, выбор ответвлений трансформаторов распределительных сетей, оптимизация режимов работы конденсаторных батарей и других местных средств регулирования напряжения;

расчет, анализ, нормирование и прогноз потерь электроэнергии в электрических сетях 0,4-10 кВ;

прогнозирование и анализ загрузки трансформаторов распределительных сетей и выбор экономичного режима их работы;

расчет оптимальных точек размыкания электрических сетей по критерию минимума потерь электроэнергии (мощности), надежности;

оценка режимных последствий ввода в работу новых объектов и подключение их к электрическим сетям;

разработка и корректировка нормальной и ремонтной схем электрических сетей;

разработка типовых ремонтных схем;

определение эквитоковых зон при коротких замыканиях в электрических сетях с целью отыскания и локализации поврежденных участков и др.

На ДП РЭС должны быть организованы не менее двух автоматизированных рабочих мест: АРМ диспетчера РЭС, АРМ начальника РДС (старшего диспетчера РДГ), АРМ специалиста по расчету режимов, АРМ телемеханика [1].

Одной из задач АСДУ является контроль параметров по предельным значениям. Определим предельные значения контролируемых параметров для линий и трансформаторов заданного района электрической сети.

^ Контроль перегрузки линий

Контроль тока (мощности) выполняется для подачи предупредительного сигнала в случае, когда ток (мощность) превышает максимально допустимый ток в течение времени уставки. В данной функции предусматривается контроль пропускной способности линий по условию нагрева проводников.

Согласно Инструкции по ликвидации аварийных режимов в ОЭС Беларуси максимально допустимая аварийная токовая нагрузка на провода воздушной линии не должна превышать 120% нагрузки, длительно допустимой при фактически имеющейся в данное время суток температуре окружающего воздуха. Она определяется путем умножения величины нагрузки, длительно допустимой при температуре окружающего воздуха, равной +25 0С, на соответствующий коэффициент согласно таблице 3.1 [5].

Таблица 3.1 – Коэффициенты перегрузки линий

Температура окружающей среды, 0С

-5 и ниже

0

+5

+10

+15

+20

Коэффициент перегрузки

1.55

1.49

1.44

1.38

1.33

1.26

Температура окружающей среды, 0С

+25

+30

+35

+40

+45

+50

Коэффициент перегрузки

1.20

1.13

1.06

0.97

0.89

0.8

Аварийная перегрузка проводов ВЛ допускается (во избежание отключения потребителей, ограничения выдачи мощности станций) на период ввода резерва, восстановления поврежденных линий и оборудования станций и подстанций, но не более чем на одни сутки.

Рассчитаем аварийную перегрузку для линий заданного района электрической сети. Результаты расчета представим в таблице 3.2.

Таблица 3.2 – Результаты расчета аварийной перегрузки линий

Наименование ВЛ

Марка провода

Допустимая нагрузка ВЛ (А)

Нормальный

режим

Аварийный режим при t окружающего воздуха (0С)

-5 и ниже

10

15

25

Могилев – Восток

АС-300

690

1069,5

952,2

917,7

828

Северная – Аэропорт

АС-185

510

790,5

703,8

678,3

612

Западная – Аварийная

АС-240

600

930

828

798

720

^ Контроль перегрузки трансформаторов

В аварийных режимах (при аварийном отключении одного из работающих трансформаторов и отсутствии резерва, аварийном отключении ВЛ и других аварийных режимах) должна контролироваться перегрузка трансформаторов сверх номинального тока независимо от длительности и величины предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в пределах, указанных в таблице 3.3. Должны также контролироваться систематические перегрузки в зависимости от предшествующих режимов работы (графика нагрузки) [5].

Таблица 3.3 - Характеристика перегрузочной способности трансформаторов

Кратность перегрузки по току

1,3

1,45

1,6

1,75

2,0

Продолжительность, минут

120

80

45

20

10

^ 4Требования к АСКУЭ РЭС

Товаром в энергосистеме является электроэнергия гарантированного качества, количество которой определяется запросами потребителей и возможностями энергосистемы обеспечить эти запросы либо за счет энергии, выработанной собственными электростанциями, либо ее покупки в соседних энергосистемах с последующей перепродажей конечному пользователю.

Прохождение электроэнергии по всей производственной цепочке требует достоверного, точного и оперативного ее учета. Такой учет необходим, во-первых, для выявления произведенной, переданной, распределенной и потребленной электроэнергии в целях получения соответствующей платы за товар (коммерческий аспект), во-вторых, для планирования, прогнозирования и оценки эффективности работы структур энергосистемы (системный аспект), в-третьих, для выявления, анализа и снижения производственных потерь (производственный аспект), в-четвертых, для регулирования режимов работы энергосистемы (режимный аспект), в-пятых, для выявления безучетного потребления энергии (аспект безопасности). Учет электроэнергии может производится ручным способом сбора информации с помощью визуального считывания показаний со счетчика и их записи в специальный журнал и автоматически с применением электронных средств сбота, передачи, обработки, регистрации и отображения информации об электропотреблении.

Эффективный энергоучет, способный достигать указанные выше цели, - это правильно организованный автоматизированный учет с оперативной передачей данных из множества точек учета, реализованных на линиях, шинах и фидерах подстанций энергосистемы и потребителей, в соответствующие структуры энергосистемы и их обрабатывающие центры. Такой учет требует создания современных автоматизированных систем учета, контроля и управления выработкой, передачей, распределением, потреблением и сбытом энергии (АСКУЭ). Его создание является необходимой предпосылкой решения и главных балансных проблем энергосистем - получения достоверного, точного и оперативного баланса по межгосударственным перетокам, перетокам между областными энергосистемами внутри концерна, между ЭС в рамках каждой областной энергосистемы, между РЭС в рамках каждых ЭС, по перетокам подстанций в рамках каждого РЭС, каждой крупной подстанции 750, 330, 220, 110 и 35кВ, каждого крупного потребителя. Только балансный подход способен выявить и перекрыть все утечки и потери электроэнергии.

Автоматизированная система контроля и учета энергопотребления (АСКУЭ) - система электронных программно-технических средств для автоматизированного, в реальном масштабе времени дистанционного измерения, сбора, передачи, обработки, отображения и документирования процесса выработки, передачи или потребления электроэнергии по заданному множеству пространственно распределенных точек их измерения, принадлежащих энергообъектам субъекта энергосистемы или потребителей [9].

Порядок учета электроэнергии в электроустановках энергоснабжающих организаций и потребителей электроэнергии определяется Инструкцией по учету электрической энергии Минтопэнерго Республики Беларусь 1-е издание, Минск, 1996 г и Концепцией приборного учета электроэнергии в Республики Беларусь. Инструкция содержит систематизированные материалы, обеспечивающие организацию учета электроэнергии в условиях широкого развития систем дистанционного энергоконтроля и введение в действие дифференцированных тарифов на электроэнергию.

Существуют следующие виды учета электроэнергии:

коммерческим (расчетным) учетом электроэнергии называется учет выработанной, а также отпущенной потребителям электроэнергии для денежного расчета за нее. Счетчики, устанавливаемые для коммерческого учета, называются расчетными счетчиками;

техническим (контрольным) учетом электроэнергии называется учет для контроля расхода электроэнергии на электростанциях, подстанциях, предприятиях и в помещениях различного назначения. Счетчики, устанавливаемые для технического учета, называются счетчиками технического учета [4].

Согласно Концепции АСКУЭ [9] создается на следующих принципах:

первый принцип автоматизированного энергоучета: "измерять все, что необходимо и экономически целесообразно". Этот принцип исходит из положения, что "электроэнергия - дорогой товар", а поэтому измерение ("взвешивание") этого товара должно производиться по всей его технологической цепи производства, передачи, трансформирования, преобразования, распределения, поставки и потребления. При этом с помощью современных интеллектуальных средств учета появляется возможность не только эффективно учитывать мощность и количество электроэнергии, но и измерять параметры ее качества (токи, напряжение, частоту и т.д.) в реальном масштабе времени, используя весь комплекс прямых измерений, в том числе, и для более достоверного расчета потерь.

На смену усредненным нормативно-расчетным методам должны прийти экономически приемлемые методы прямого машинного измерения энергии и мощности с заданной погрешностью, гарантирующие получение субъектами энергосистемы и рынка электроэнергии достоверных данных об электроэнергии как товаре. Экономическая целесообразность измерения электроэнергии в той или иной точке технологической цепи определяется соотношением затрат на организацию этого измерения (при заданных сроках их окупаемости) и стоимостью недоучтенной энергии или ее потерь при отсутствии такого измерения. Каждая точка измерения реализуется комплексом технических средств в составе электросчетчика с интерфейсом для дистанционной передачи данных энергоучета и, если необходимо, измерительных трансформаторов тока и напряжения, к которым подключается электросчетчик. Совокупность точек измерения с указанными техническими средствами образует основной (нижний) уровень АСКУЭ объекта и субъекта учета.

второй общий принцип автоматизированного энергоучета, позволяющий обеспечить высокую достоверность данных энергоучета: "исходная, метрологически аттестованная база данных энергоучета должна храниться длительное время в точке измерения электроэнергии". В случае потери или искажения исходных данных в процессе передачи их по каналам связи к тому или иному субъекту всегда существует возможность повторного обращения к источнику за недополученной информацией и перепроверки ранее поступивших данных энергоучета. Указанный принцип реализуется за счет использования в точке измерения метрологически аттестованного электронного электросчетчика с хранимой базой измерительных данных и цифровым интерфейсом доступа к ней.

Поэтому в рамках концепции базы данных, хранимой в точке измерения энергии, существующие в тех или иных действующих, строящихся или проектируемых АСКУЭ схемы импульсного, по приращениям сбора данных энергоучета могут рассматриваться только как промежуточные и преходящие (их существование может быть оправдано только временными текущими экономическими трудностями конкретного субъекта учета) и подлежат в перспективе полной замене.

Выше речь шла о коммерческих АСКУЭ, т.е. АСКУЭ, предназначенных для расчетов по электроэнергии. В то же время для технических АСКУЭ, решающих задачи технического учета, целесообразно допустить использование индукционных и электронных счетчиков с импульсными выходами, как значительно более дешевое решение. При этом те средства существующего коммерческого учета, которые подлежат замене более современными, можно использовать в АСКУЭ для нужд технического учета.

третий общий принцип автоматизированного энергоучета определяет отношение хранимых баз данных учета счетчиков к реальному времени: "территориально распределенные базы данных учета электронных счетчиков должны быть синхронизированы с текущим временем часового пояса" (величина рассинхронизации единого времени в масштабной АСКУЭ не должна превышать плюс-минус 3 сек.). Только в этом случае можно говорить о единстве измерений во времени реальных процессов энергопотребления и получении достоверных, совмещенных во времени значений мощности и тарифных значений энергии по большому количеству территориально рассредоточенных точек измерения субъекта учета. Реализация указанного принципа может быть обеспечена как за счет индивидуальной коррекции, так и централизованной синхронизации встроенных индивидуальных часов каждого счетчика, входящего в состав АСКУЭ, по соответствующему каналу связи с источником точного времени.

четвертый общий принцип автоматизированного энергоучета определяет взаимосвязь текущих и перспективных тарифных систем с тарифными возможностями конкретных электронных счетчиков: "тарифные характеристики счетчика должны позволять реализовывать как существующие тарифы, так и перспективные тарифы, отличающиеся от действующих количеством тарифных зон в сторону их увеличения". Срок службы электронного счетчика в среднем составляет 30 лет. С высокой вероятностью можно прогнозировать неоднократное изменение действующих тарифных систем за этот срок службы.

В нашей стране единицей тарифной зоны является получас и поэтому основой хранимой базы данных электронных многотарифных счетчиков должны стать графики на основе средней получасовой мощности нагрузки (срезы, или профили нагрузки), из которых можно алгебраически сформировать те или иные тарифные зоны (как внутри счетчика, так и на верхнем уровне АСКУЭ). Глубина хранения получасового графика нагрузки в счетчике по каждому направлению учета (активная и/или реактивная энергия прямого и/или обратного потока) не должна быть меньше 60 суток (за прошлый и текущий месяцы). В ряде применений предпочтительно использование счетчиков с программируемым количеством суточных тарифных зон, вплоть до 48. Если в процессе функционирования АСКУЭ переход к новой тарифной системе требует полной замены всех ранее установленных электронных счетчиков, значит выбор счетчиков для АСКУЭ был сделан неверно.

пятый общий принцип автоматизированного энергоучета определяет отношение в АСКУЭ к интерфейсам и протоколам доступа к хранимым базам данных электронных электросчетчиков: "физический цифровой интерфейс счетчиков должен относиться к классу международных стандартных (де-факто или де-юре) интерфейсов, а логический интерфейс (протокол) должен быть открыт и иметь полное однозначное и непротиворечивое описание на государственном языке Республики Беларусь".

Существующие электронные электросчетчики различных изготовителей имеют, как правило, различные физические и логические интерфейсы, что создает для пользователей значительные трудности по объединению этих приборов в рамках АСКУЭ (унификация интерфейсов должна стать задачей номер один для изготовителей электронных счетчиков). Выбор конкретного типа физического интерфейса (например, двухточечного типа RS-232 или многоточечного магистрального типа RS-485) зависит от особенностей конкретной АСКУЭ, но в случае сбора данных с группы счетчиков предпочтение следует отдавать многоточечным магистральным интерфейсам, которые требуют меньших затрат оборудования для организации канала связи. При выборе логического интерфейса предпочтение следует отдавать международным протоколам, адаптированным к задачам энергоучета (типа, например, DLMS), а также протоколам типа "ведущий-ведомый", дающим возможность адресоваться к отдельным элементам и уровням хранимой базы данных счетчиков, что позволяет уменьшить загрузку канала связи избыточной или ненужной информацией и минимизировать тем самым время сеанса связи со счетчиком.

шестой общий принцип автоматизированного энергоучета определяет взаимосвязь АСКУЭ основного уровня с верхним уровнем АСКУЭ субъекта энергосистемы или субъекта рынка электроэнергии: "АСКУЭ субъекта строится на основе корпоративной вычислительной сети (КВС), на сервер или рабочие станции которых передаются по соответствующим каналам связи непосредственно со счетчиков или через устройства сбора и передачи данных (УСПД) промежуточного уровня АСКУЭ метрологически аттестованные измерительные данные электронных электросчетчиков". В простейшем случае вместо КВС на верхнем уровне небольшой АСКУЭ может быть размещен автономный или входящий в локальную сеть субъекта персональный компьютер.

Верхний уровень АСКУЭ субъектов должен быть образован не специализированными многоуровневыми системами учета, а персональными компьютерами или корпоративными компьютерными сетями, которые в настоящее время интенсивно создаются и развиваются в энергосистемах, филиалах и районах электросетей, на крупных обслуживаемых подстанциях, на промышленных предприятиях.

Идеальным техническим решением проблемы передачи данных энергоучета из метрологически аттестованных электронных счетчиков основного уровня АСКУЭ к конечным потребителям этих данных (пользователям корпоративных компьютерных сетей субъектов), минимизирующим цепочку промежуточных ретрансляций, задержек связи и их влияний на достоверность передаваемых^ Определение состава телеинформации с подстанций для реализации оперативно-информационно-управляющего и вычислительного комплексов АСДУ
В оперативно-диспетчерском управлении энергетикой широко применяется телемеханика. Она предназначена для сбора и передачи информации о параметрах режима и положении коммутационной аппаратуры с контролируемых пунктов (КП) на пункты управления (ПУ), а также для управляющих воздействий с ПУ на КП [10].

Различают следующие виды телемеханических сообщений:

телесигналы (ТС) –двухпозиционные сообщения типа «включено - отключено», которые отражают положение коммутационной аппаратуры, срабатывания защит и автоматики;

текущие телеизмерения (ТИИ) –отражают параметры режима (мощность, напряжение, ток и т.д.);

телеизмерения по вызову (ВТИ);

интегральные телеизмерения (ТИИ) – показания счетчиков электрической и тепловой энергии и другие интегральные величины;

телеуправление (ТУ), телерегулирование (ТР), телеблокировка (ТБ) –управляющая информация для передачи команд на включение (отключение) коммутационной аппаратуры, пуск и останов агрегатов, изменение и переключение уставок защит и автоматики, блокировку действий устройств автоматики и т. д.

Количество и тип сигналов, принимаемых системой зависит от [1]:

требуемого объема информации (телемеханизации) для решения технологической задач системы;

количества присоединений на ПС;

класса напряжения присоединения;

типа основного и вспомогательного оборудования (элементарная база устройств РЗА, тип привода и т. д.).

Основные требования к средствам телемеханики: обеспечение достоверности передаваемых сообщений, приемлемое время передачи сообщений, надежность функционирования.

Примерный объем сигналов, получаемых с ПС 110 кВ согласно Руководящему документу [1]:

Ориентировочный объем телеуправления:

выключателями 6-10-35-110 кВ, в том числе и СН ПС;

отделителями, короткозамыкателями, разъединителями (с электроприводом) 110 кВ;

устройств АПВ, АВР (ввод – вывод), в том числе и СН;

устройствами АРН (ввод – вывод), РПН;

Ориентировочный объем псевдокоманд ручного ввода:

разъединители, заземляющие ножи, выключатели 6-10-35-110 кВ (без привода или нетелемеханизированные);

переносные заземления.

Объем ТС:

выключателями 6-10-35-110 кВ, в том числе и СН ПС (с пофазным приводом – отдельно для каждой фазы);

отделителями, короткозамыкателями, разъединителями 110 кВ;

состояние АПВ, АВР, АРН (введено – выведено), в том числе и СН;

Объем АПТС:

«Авария»;

«Неисправность»;

«Местное управление»;

«Перегрузка»;

«Перегрев»;

«Уровень масла»;

«Газовая защита – сигнальный элемент, отключающий элемент»;

«Газовая защита РПН»;

«Охлаждение»;

«Дифзащита»;

«Неисправность АРН, РПН»;

«Положение РПН»;

«Земля на шинах 6-10 кВ»;

«Земля на КП, Земля в цепях выпрямленного тока»;

«МТЗ 6-110 кВ»;

«БПЗ 110, 220»;

«Аварийное отключение»;

«АПВ» - раздельно для каждой линии;

«Контроль цепей управления» - раздельно для каждого выключателя;

«Привод не готов» - раздельно для каждого выключателя;

«Земля ШОП»;

«Контроль ШУ, ШС, ШП, ШОП»;

«Работа АЧР»;

«Неисправность цепей напряжения ТН» - для каждого ТН;

«Работа АВР»;

«Двери ОПУ, КРУН, СВ, ТН и др.»;