124042 (592890), страница 5

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 5)

Рисунок 1.5 – Счетчик ПСЧ-4ТА.04.2

Счетчик СЭТ-4ТМ.02 является трехфазным многотарифным цифровым счетчиком с последовательным цифровым интерфейсом передачи данных RS-485, трансформаторного включения, прямого и обратного направления, активной и реактивной энергии и используется для коммерческих и технических точек учета электроэнергии. Подключение к трансформаторам тока и трансформаторам напряжения проводилось кабельным проводом согласно требований раздела 5 Электросетевых правил РК.

СЭТ-4ТМ.02 предназначен для учета активной и реактивной электроэнергии прямого и обратного направления переменного тока частотой 50 Гц в трехпроводных и четырехпроводных сетях для энергосистем, промышленного производства.

В таблице 1.6 приведены технические характеристики СЭТ-4ТМ.02.

Таблица 1.6 – Технические характеристики СЭТ-4ТМ.02

Основные электрические параметры	Значения
Класс точности активная/реактивная энергия, -	0.2s/0.5 0.5s/0.5 0.5s/1.0
Номинальное напряжение (Uном), В	3х57.7/100 или 3х120…230/208…400
Номинальная сила тока, А	1 или 5
Максимальная сила тока, А	1.5 или 7.5
Частота в сети, Гц	50±2.5
Порог чувствительности, мА	1 или 5
Количество тарифов, шт.	8
Межпроверочный интервал, лет	6
Средний срок службы счетчика до капитального ремонта, лет	30
Установленный и предельный диапазон рабочих температур, 0С	от –20 до + 55

Внешний вид счетчика СЭТ-4ТМ.02 показан на рисунке 1.6.

Рисунок 1.6 – Счетчик СЭТ-4ТМ.02

На данный момент счетчики эксплуатируются автономно, но в дальнейшем планируется эксплуатировать их в составе АИИС КУЭ.

Данные счетчики соответствуют ГОСТ 30206-94, ГОСТ 26035-83, зарегистрированы в Государственном реестре средств измерения и допущены к применению в Республики Казахстан [9].

1.4 Разработка требований к системе оперативно-диспетчерского контроля и управления насосных станций. Постановка задач дипломного проекта

Современная АСУ ТП представляет собой многоуровневую человеко-машинную систему управления. Создание АСУ сложными технологическими процессами осуществляется с использованием автоматических информационных систем сбора данных и вычислительных комплексов, которые постоянно совершенствуются, по мере эволюции технических средств и программного обеспечения.

Непрерывную во времени картину развития АСУ ТП можно разделить на три этапа:

• первый этап отражает внедрение САР;

• второй этап – автоматизация технологических процессов;

• третий этап – автоматизация систем управления ТП.

На третьем этапе для автоматизации систем управления ТП начинают применять диспетчерское управление на основе автоматических информационных систем сбора данных и современных вычислительных комплексов.

Необходимым условием эффективной реализации диспетчерского управления, имеющего ярко выраженный динамический характер, становится работа с информацией, то есть процесс сбора, передачи, обработки, отображения, представления информации. Говоря о диспетчерском управлении, нельзя не затронуть проблему технологического риска, поэтому перед тем как разрабатывать саму систему оперативно-диспетчерского контроля и управления, нужно разработать требования к ней [2].

1.4.1 Требования к структуре системы оперативно-диспетчерского контроля и управления НС (системы)

Система должна иметь следующую структуру:

• локальный уровень – система учета электроэнергии и сбора технологической информации на НС и других сооружениях канала;

• региональный уровень – диспетчерский пункт оперативного управления Карагандинского филиала (ДП2) п. Молодежный;

• центральный уровень – центральный диспетчерский пункт оперативного управления РГП «Канал им. К. Сатпаева» (ЦДП) г. Караганда.

Система должна иметь структуру, обеспечивающую расширение и конфигурацию, которые не должны нарушать нормального функционирования установленного оборудования.

1.4.2 Требования к системе

Система должна удовлетворять следующим требованиям:

1. учетной информацией должны служить данные, получаемые от электрических и теплотехнических приборов на НС и других сооружениях канала;

2. сбор, обработка, хранение и выдача информации на объектах должны осуществляться с помощью защищенных от несанкционированного доступа УСД;

3. учетная информация, образующаяся на объектах и передаваемая на следующий уровень, должна быть привязана к единому времени и обеспечить единые временные срезы измеряемых величин;

4. обязательно автоматическое обнаружение событий в контролируемом объекте, его обработка и выдачи индикации наличия события оператору, запись события в протокол работы;

5. автоматическая выдача, при обнаружении аварийного события, особого сообщения оператору с указанием положения и названия объекта, в котором произошло это событие;

6. система должна иметь режим автоматической передачи информации техническому оператору «KEGOС» в г. Караганда (ЦМЭС).

1.4.3 Требования к режимам работы системы

На локальном уровне система должна функционировать в режиме реального времени: собирать и обрабатывать информацию электрических и теплотехнических величин с периодичностью 2 часа и по запросу оператора и диспетчера. На региональном уровне формировать в реальном времени оперативные данные для передачи в ЦДП по согласованному регламенту. На центральном уровне должно быть предусмотрено два режима работы:

1. режим автоматического опроса региональных систем по настраиваемому регламенту каждые два часа;

2. режим опроса региональных систем по запросу персонала ЦДП.

1.4.4 Требования к передаче данных

Для передачи данных с локального уровня в региональный и далее на центральный уровень необходимо использовать каналы передачи данных SR-500.

1.4.5 Требования к надежности

Все технические средства системы должны быть обслуживаемыми восстанавливаемыми устройствами, обеспечивающими непрерывный режим работы. Средняя наработка на отказ устройств комплекса технических средств должна быть не менее 10000 часов.

1.4.6 Требования по количеству и квалификации обслуживающего персонала

Количество и квалификации обслуживающего персонала должны быть достаточным для проведения регламентных и восстановительных работ при нарушениях работы системы.

1.4.7 Требования к защите информации от несанкционированного доступа

Технические и программные средства на всех уровнях должны обеспечивать защиту информации от несанкционированного доступа.

На локальном уровне защита информации от несанкционированного доступа должна осуществляется:

• пломбированием клеммников панелей с цепями к счетчикам от трансформаторов тока и напряжения, клеммников самих счетчиков;

• установлением системы технических и программных паролей для доступа к изменению параметров, системного времени других данных;

• регистрацией в памяти устройств сбора данных всех событий с изменением параметров настройки, коррекции данных и системного времени.

На региональном и центральном уровнях защита информации от несанкционированного доступа должна осуществляться программным путем и обеспечивать:

• защиту от несанкционированного доступа к серверам и устройствам программного обеспечения;

• разграничения полномочий пользователей;

• закрытость информации в зависимости от полномочий пользователей;

• регистрацию событий каждого доступа пользователей;

• обнаружения искажений штатного состояния системы, вызванных действиями посторонних лиц.

1.4.8 Требования по сохранности информации при авариях

В системе должна быть обеспечена сохранность информации при авариях. Под авариями следует понимать потерю работоспособности (отказы) технических и программно-технических средств, а так же исчезновение электропитания устройств.

Для защиты от потери информации при авариях на локальном уровне следует предусмотреть:

1. использование аппаратуры бесперебойного электроснабжения для питания устройств;

2. диагностирование работы оборудования и выдача сигнала тревоги при нарушениях;

3. передача измеренных данных в темпе реального времени.

Для защиты от потери информации при авариях на региональном и центральном уровнях следует предусмотреть:

1. использования аппаратуры бесперебойного электроснабжения для питания серверов;

2. резервирование базы данных для автоматического сохранения текущих значений с целью дальнейшего восстановления информации.

1.4.9 Требования к функциям (задачам) системы

Требования к системе сбора и передачи информации на локальном уровне:

1. непрерывный сбор со счетчиков данных о потреблении активной и реактивной энергии, а так же формирование и передача этих данных с настраиваемым периодом в интервале 120 минут;

2. непрерывный сбор информации с теплотехнических приборов, а так же формирование и передача этих данных с настраиваемым периодом в интервале 120 минут;

3. сохранение всех измеренных величин в течении 45 дней с настраиваемым интервалом сбора данных 120 минут;

4. перепрограммирование счетчиков с соблюдением всех требований по допуску и защите информации;

5. контроль достоверности показаний и состояния всех средств измерений.

На центральном и региональном уровнях:

1. прием данных системы электрических и теплотехнических измерений по выделенным и коммутируемым линиям связи с настраиваемым периодом в интервале 120 минут;

2. обработка данных;

3. отображение информации;

4. оперативный контроль информации;

5. хранение информации и формирование отчетов;

6. санкционированный доступ к информации пользователей вычислительной сети;

7. обмен данными комплексами информационного обеспечения других уровней;

8. управления доступом пользователей.

Технологическое оборудование основных сооружений канала и его состояние должно отображаться на экранах мониторов в виде объектно-ориентированных динамических, графических технологических мнемосхем. Должна быть предусмотрена возможность отображения на мониторе одновременно нескольких технологических схем, а также отображение технологических схем на нескольких мониторах.

Выбор контролируемой технологической схемы должен осуществляться диспетчером, оператором при помощи графического и "всплывающего" меню. Меню должно обеспечивать иерархический выбор технологической схемы.

В подсистеме должен обеспечиваться просмотр аналоговых значений в виде графиков (тренды). Должны поддерживаться следующие виды просмотра:

• оперативные тренды;

• исторические тренды.

В оперативных трендах должна отображаться информация в реальном масштабе за предшествующий период до 2 ч. Исторические тренды должны обеспечивать просмотр информации до месяца.

Подсистема должна обеспечивать:

• масштабирование экранов трендов;

• вывод одновременно нескольких графиков на экран (принтер) по выбору;

• просмотр графиков в режиме «прокрутки»;

• выбор масштабов по значению контролируемой величины и времени.

В подсистеме должны формироваться следующие журналы событий и аварий:

• журнал технологических событий;

• журнал технологических аварий;

• журнал событий;

• журнал аварий.

Все сигналы аварий должны квитироваться оператором технологических установок.

Должны быть обеспечены автоматическая световая и звуковая сигнализация аварий и аварийных режимов.

Просмотр технологических журналов должен выполняться по требованию диспетчера, оператора. Просмотр системных журналов - по требованию персонала, обслуживающего систему контроля и управления объектного уровня.

При просмотре журналов должен обеспечиваться выбор и сортировка событий по следующим признакам:

• времени возникновения события или аварии;

• типу события или аварии;

• текстовому шаблону;

• принадлежности к объекту;

• интервалу времени.

Оперативно-справочная информация должна выводиться по требованию диспетчера, оператора из "всплывающих" иерархических меню.

Должен выполняться контроль технологических параметров по двум уровням: предупредительному и аварийному.

При достижении заданных уровней в динамическом и статическом режиме:

• должны формироваться предупредительный и аварийные сигналы с записью в журнал;

• сигналы должны квитироваться оператором технологических установок;

• на экран монитора должно выводиться сообщение с указанием параметра и его текущего и допустимого значения;

• значение параметра должно отображаться на экране монитор определённым цветом соответственно.

Должен выполняться контроль достоверности измеряемых параметров на диапазон допустимых значений.

Журналы событий и исторические графики должны выводиться на печать по требованию диспетчера. Перечень выводимых событий и аварий должен задаваться диспетчером по следующим критериям:

• времени (интервалу времени) возникновения события или аварии;

• типу события или аварии;

• текстовому шаблону;

• объектам.

В процессе работы должна приниматься информация по результатам диагностирования КТС, каналов связи и ПТК.

Диагностика КТС должна выполняться с использованием их функций самодиагностики. Должны быть обеспечены автоматическая регистрация в системном журнале параметров работы, отказов и сбоев системы, световая и звуковая сигнализация аварийных режимов.

В системном журнале должно фиксироваться время отключения и восстановления связи с каждым абонентом каналов связи.

Характеристики

Список файлов ВКР