Разработка системы оперативно-диспетчерского контроля и управления канала (стр. 6 из 29)
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.