АСУ трансформаторных подстанций




Автоматизированная система управления объектами распределительной сети 6 – 10/0,4 кВ предназначена для организации непрерывного мониторинга режимов работы и состояния оборудования трансформаторных подстанций 6 - 10/0,4 кВ, управления их основным и вспомогательным оборудованием, коммерческого (технического) учета электроэнергии и контроля несанкционированного доступа к данным объектам. 

Задачи АСУ трансформаторных подстанций

  • Повышение наблюдаемости большого кол-ва трансформаторных подстанций 6 – 10/0,4 кВ городских электрических сетей и получение возможности эффективно отслеживать состояние сети в реальном времени;
  • Повышение безопасности энергообъектов, снижение ущерба от аварий, резкое сокращение сроков ликвидации аварий и как следствие снижения затрат сетевого предприятие на текущую деятельность;
  • Минимизация инвестиционных затрат на автоматизацию большого кол-ва объектов;
  • Минимизация потерь электроэнергии за счет автоматизации учета, появления возможность сведения балансов по узлам питания 0,4 кВ и наличия дополнительных возможностей счетчиков МИР С-03 по ведению профиля потерь от не симметричной нагрузки в силовых трансформаторов 6 – 10/0,4 кВ.
  • Обеспечение требуемых качественных показателей электроэнергии и уровня обслуживания участников рынка при решении задач распределения энергии.
  • Снижения затрат на ремонты, обеспечение охраны ТП, КТП и пожарной безопасности.

Функции АСУ трансформаторных подстанций

  • Система одновременно и независимо функционирует в двух режимах – режиме диспетчерского управления (АСДТУ) и режиме коммерческого (технического) учета электроэнергии (АИИС КУЭ / ТУЭ).  
  • Возможность работы системы на два сервера (АСДУЭ и АИИС КУЭ). 

Уровень ЦУС (ДП)

АСДУЭ

1. Сбор и обработка данных ТС, ТИ в том числе и аварийных SMS- сообщений.

2. Архивирование и хранение полученной информации, формирование нормативно-справочной информации

3. Отображение данных оперативному персоналу на диспетчерских мнемосхемах и в протоколах (журналах) событий SCADA МИР или ОМЬ-2000, как текущей информации, так и исторических данных (графики и протоколы)

4. Телеуправление оборудованием ТП, КТП

5. Интеграция с системами верхнего уровня – передача данных ТС и ТИ в стандартных протоколах МЭК 870-5-104 (101)

АИИС КУЭ

1. Сбор, обработка, архивирование и хранение данных учета и контроля качества электроэнергии, получаемых с подстанций

2. Определение баланса и резерва установленной мощности по отдельным объектам и системе в целом

3. Формирование отчетной документации

4. Обеспечение единства времени в системе

5. Предоставление информации пользователям

Уровень ТП, КТП

АСДУЭ

1. Инициативная передача аварийных сообщений при пересечении заданных уставок по U, I, Р в режиме реального времени (в режиме GPRS и/или с использованием SMS-сообщений)

2. Контроль входов ТС счетчиков МИР С-03 и модулей расширения ТС/ТУ и инициативная передача сообщений в случае отключения фидеров и срабатывания датчиков пожарной и охранной сигнализации.

3. Прием и выдача команд телеуправления коммутационными аппаратами ТП, КТП.

4. Передача текущей результатов измерений U, I, Р, состояния ТС по запросу от ЦУС (ДП)

5. Резервирование сбора информации – использование 2-х счетчиков со встроенным GSM-коммуникатором с возможностью опроса модулей расширения ТС/ТУ через второй счетчики (резервный).

АИИС КУЭ

1. Коммерческий/технический учет электроэнергии в многотарифном режиме

2. Формирования профиля потерь от несимметричной нагрузки в силовых трансформаторах ТП, КТП и профиля нагрузочных потерь

3. Контроль показателей качества электроэнергии - установившихся отклонений напряжения и отклонений частоты

4. Обеспечение СОЕВ - синхронизация времени счетчиков

5. Иницитивная передача аварийных сообщений по факту возникновения НСД к счетчику.

Структура с минимальным объемом функций

  1. Контроль состояния вводов 0,4 кВ с инициативными сообщениями по превышению уставок и пропаданию напряжения;
  2. Учет электроэнергии, контроль ПКЭ и несимметрии, инициативная передача сообщение о НСД к счетчикам;
  3. Охранно-пожарная сигнализация – 2 входа ТС;
  4. Возможен отказ от гарантированного питания 12-24 В (но в этом случае не будет обеспечена работоспособность охранной сигнализации при полном отключении питания ТП);
  5. Возможность подключения через «туннель» блоков управления автоматических выключателей вводов 0,4 кВ или другого оборудования. 
asuktpmin.png

Структура с максимальным объемом функций

Дополнительно появляются следующие возможности:

  1. Контроль наличия напряжения на отходящих фидерах с инициативной передачей событий об изменении состояния;
  2. Охранная сигнализация и пожарная сигнализация – доп. датчики;
  3. Контроль состояния коммутационных аппаратов и РЗА в РУ 6-10 кВ и вводных автоматов 0,4 кВ с инициативной передачей событий об изменении состояния;
  4. Телеуправления коммутационными аппаратами в РУ 6-10 кВ и вводными автоматами 0,4 кВ;
  5. Резервирования задачи телемеханики (связь и опрос с модулей расширения) 
asuktpmax.png


Дополнительные возможности системы при использовании функции «туннеля» 

Система позволяет не только организовать возможность расширения количества датчиков охранной и пожарной сигнализации и контроля коммутационной аппаратуры, но и с использованием функции «туннеля» подключить к одному из счетчиков МИР С-03 PLC-коммуникаторы для опроса счетчиков установленных у абонентов, во ВРУ зданий, других типов счетчиков на самой ТП.

asuktptunnel.png

Программное обеспечение для ЦУС (диспетчера) 

1. Отображение общей схемы электроснабжения и состояний основных ее элементов на основе SCADA ОМЬ-2000 или SCADA МИР для диспетчерского персонала: 

ASUKTPscreen1.pngASUKTPscreen2.png

2. Отображения диспетчерской схемы ТП 10/0,4 кВ с оперативным протоколом событий по объекту и возможностью просмотра графиков тока и напряжения по вводам 0,4 кВ. 
ASUKTPscreen4.jpg

Все инициативные сообщения от счетчиков полученные как по каналу связи GPRS, так и через SMS-сообщения расшифровываются ПО сервера сбора и транслируются для отображения на диспетчерских мнемосхемах и в протоколе событий. 

ASUKTPscreen3.jpg

3. Графики временного отключения

ASUKTPscreen5.pngASUKTPscreen6.png

ASUKTPscreen7.pngASUKTPscreen8.png

Программное обеспечение АИИС КУЭ – программный комплекс «Учет энергоресурсов» 

1. ПО «Центр контроля» - анализ графиков нагрузки, формирование произвольных групп по потребителям и балансных групп.

ASUKTPscreen9.pngASUKTPscreen10.png

2. ПО «Расчетный центр» - формирование любых типов отчетов, возможность автоматической рассылки отчетов на электронную почту и формирование справочников по оборудованию и потребителям и расчет потерь.

ASUKTPscreen11.pngASUKTPscreen12.png

ASUKTPscreen13.png

3. Web-сервер ПО «Учет энергоресурсов» 

ASUKTPscreen14.pngASUKTPscreen15.png

ASUKTPscreen16.pngASUKTPscreen17.png

1. Передача данных в смежные системы учета

ASUKTPscreen18.png

2. Передача данных в существующие ОИК ЦУС и ДП по протоколу МЭК-870-5-104/101 от сервера сбора

ASUKTPscreen19.png

3. ОРС-Каскад – ПО для поддержания устойчивого обмена данными по каналам передачи данных между OPC-серверами и ОРС-клиентом по протоколу TCP/IP в том числе по нестабильным каналам связи. 

ASUKTPscreen20.png

Технико-экономические показатели

1.1 Снижение затрат на создание системы

- за счет отказа от установки 2-х отдельных систем автоматизации на ТП (АИИС КУЭ и АСДУЭ);

- за счет возможности использования установленных приборов учета (функция «туннель»).

1.2 Снижение затрат на ликвидацию аварий

- за счет резкого снижения времени на поиск и определение объекта и источника аварии в сети 6 – 10/0,4 кВ;

- за счет предупреждения возникновения аварийных отключений;

- за счет сокращения объема исков от потребителей при отключении электроэнергии.

1.3 Снижения затрат на восстановление объектов по причине воровства и пожаров

1.4 Снижения затрат на определение резерва мощности в узлах питания 0,4 кВ и предупреждение штрафов за несвоевременную отработку заявок на тех.присоединение

1.5 Снижения потерь электроэнергии:

- за счет возможности формирования балансов в узлах питания 0,4 кВ;

- за счет точного определения места возникновения потерь (или хищений).

1.6 Резкое снижение затрат времени на формирование балансов и определения уровня потерь электроэнергии.

1.7 Общее повышение надежности энергосистемы и возможность сокращения объема оперативного персонала.

1.8 Снижение затрат на эксплуатацию автоматизированной системы (одна система вместо 2-х).

1.9 Повышение уровня промышленной безопасности, ограничение доступа в электроустановки.

1.10 Срок окупаемости комплекта:

- при установке на участке сети из 10 ТП – около 2-х лет;

- при установке в сетевом районе (50-100 ТП, 10-20 головных подстанций) – 1 год. 






ОСТАЛИСЬ ВОПРОСЫ?

Задайте их нашему специалисту по телефону +7 (3812) 35-47-30
или воспользуйтесь формой обратной связи