|
|
Главная страница -> Технология утилизации
Автоматизация системы водоснабже. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.1. Список определений. 2. Введение. 3. Задачи АСКУЭ оптового рынка электроэнергии и мощности 4. Методология построения системы АСКУЭ оптового рынка электроэнергии и мощности. 4.1 Структура АСКУЭ оптового рынка электроэнергии и мощности. 4.2 Коммерческие сечения и места установки приборов коммерческого учета. 4.3 Общие требования к АСКУЭ. 4.4 Требования к счетчикам электроэнергии. 4.5 Требования к устройствам сбора передачи данных (УСПД). 4.6 Требования к техническим средствам систем сбора и передачи информации, 4.7 Состав информации от различных участников оптового рынка. 4.8 Требования к информационно-программному комплексу АСКУЭ. 1. Список определений. Администратор торговой системы (АТС) - юридическое лицо, образованное участниками рынка электроэнергии, которому поручается организация торговли электрической энергией в соответствии со специально утвержденными правилами торговли. Системный оператор (СО) - юридическое лицо, которому в соответствии принятыми нормативными. актами предоставляется право организации технологического обеспечения работы оптового рынка электроэнергии. Системный оператор образуется путем реорганизации Центрального диспетчерского управления (ЦДУ) ЕЭС России, зональных Объединенных диспетчерских управлений (ОДУ) и региональных диспетчерских управлений (РДУ). Сетевые компании (ФСК - Федеральная сетевая компания, РСК - Региональная сетевая компания) - юридические лица, имеющее права на владение, управление или распоряжение имуществом, обеспечивающим, возможность передачи электрической энергии от производителей к потребителям и представляющим часть технологического пространства для функционирования оптового рынка электроэнергии и имеющее лицензию для осуществления этого вида деятельности; Генерирующие компании - юридические лица, имеющие права на владение, управление или распоряжение имуществом электростанций, присоединенных к электрическим сетям: сетевых компаний и поставляющих - электрическую энергию на оптовый рынок, а также оказывающих услуги этому рынку по регулированию мощности, в том числе путем предоставления резервной мощности, имеющих лицензию для осуществления этого вида деятельности; Сбытовые компании - юридические лица, покупающие электрическую энергию на оптовом рынке электроэнергии и заказывающие системные услуги на оптовом рынке, а также услуги сетевых компаний по транспорту электрической энергии до точек подключения токоприемников потребителей, которых обслуживает сбытовая, компания и имеющие лицензию для осуществления этого вида деятельности; Квалифицированные потребители - юридические лица, приобретающие электрическую энергию на оптовом рынке для собственного использования на цели производства или быта. 2. Введение. За последние годы в РАО “ЕЭС России” накоплен большой опыт по внедрению и эксплуатации АСКУЭ субъектов ФОРЭМ. ' Однако в процессе реструктуризации “РАО ЕЭС России” и переходе к оптовому рынку электроэнергии и мощности, необходимо дальнейшее совершенствование АСКУЭ и введение в работу интегрированной информационной расчетной системы администратора торговой системы, что повлечет за собой значительное увеличение коммерческой информации на верхних уровнях управления отраслью и повышение ее качества. Требования к автоматизированным системам коммерческого учета не заменяют другие нормативно-распорядительные документы технологического характера (ПТЭ, ПУЭ, РД и др.), а лишь устанавливают перспективные требования, предъявляемые со стороны оптового рынка электрической энергии к его субъектам, неисполнение которых может привести к негативным экономическим последствиям на рынке электроэнергии. Настоящие требования распространяются на проектирование новых, реконструкцию и модернизацию существующих АСКУЭ субъектов оптового рынка электроэнергии. Установка, эксплуатация и регистрация приборов коммерческого учета, должны производиться в соответствии с “Технологическими правилами оптового рынка электроэнергии и мощности”. Структура данных и правила обмена коммерческой информации должны проводиться на основании “Коммерческих правил оптового рынка электроэнергии и мощности”. 3. Задачи АСКУЭ оптового рынка электроэнергии и мощности. Автоматизированная система коммерческого учета (АСКУЭ) оптового рынка электроэнергии и мощности предназначена для осуществления эффективного учета и контроля над производством, распределением и потреблением электроэнергии различными субъектами оптового рынка. Автоматизированная система АСКУЭ должна служить источником точной, достоверной и легитимной информации используемой в информационно-расчетной системе администратора торговой системы. В основу системы АСКУЭ оптового рынка электроэнергии и мощности закладываются следующие основные положения: - исходной информацией для системы служат данные; получаемые от счетчиков электрической энергии, установленных на границах раздела собственности субъектов рынка; - сбор, обработка, хранение и передача информации должно осуществляться с помощью метрологически аттестованного, защищенного от несанкционированного доступа и сертифицированного для проведения коммерческих расчетов единого распределенного программно-аппаратного комплекса; Интегрированная автоматизированная система контроля и учета электроэнергии охватывает: · Все перетоки электроэнергии и мощности по сетям всех уровней напряжения на границах балансовой принадлежности субъектов ранка, с автоматизацией коммерческого учета на стороне каждого субъекта. · Генерацию электроэнергии и мощности всеми электростанциями и блок - станциями, независимо от собственности, с автоматизацией коммерческого учета на объекте. > Всех потребителей (по точкам балансовой принадлежности) вышедших на оптовый, рынок электроэнергии, и мощности. В число основных функций автоматической системы коммерческого учета входит: - Автоматизация первичного учета электроэнергии и мощности с привязкой результатов измерений к единому астрономическому времени на объектах оптового рынка; - Формирование измеренных значений контролируемых параметров с заданным интервалом суммирования мгновенных значений параметров; - Сбор значений измеренных параметров и преобразование их в именованные величины в соответствии с заданными коэффициентами пересчета; - Формирование необходимых баз учетных данных на каждом уровне сбора и обработки данных, в том числе с адаптацией множества измеренных параметров к условиям формирования ценовых заявок участников оптового рынка; 4. Методология построения системы АСКУЭ конкурентного рынка электроэнергии. 4.1 Структура АСКУЭ конкурентного рынка электроэнергия и мощности. По своей структуре АСКУЭ. конкурентного рыка электроэнергии и мощности создается как распределенная многоуровневая иерархическая система, включающая следующие уровни (рис.1): • Уровень Администратора торговой системы и Системного оператора; • Уровень энергосистемы с объединенным диспетчерским управлением (уровень ОДУ); • Уровень Региональных сетевых компании (РДУ); В свою очередь уровень Региональных сетевых компаний должен включать уровни: • Энергообъекта; • Уровень потребителей электроэнергии. В систему АСКУЭ конкурентного рынка электроэнергии и мощности входят: - Электронные ( в том числе микропроцессорные) трехфазные счетчики активной и реактивной электроэнергии, имеющие цифровые и/или числоимпульсные интерфейсы; - Устройства сбора передачи данных (УСПД) обеспечивающих прием, обработку, накопление, хранение, отображение и осуществляющие передачу необходимых, данных на верхние уровни управления по различным каналам связи; - Технические средства обработки информации, включая каналы связи, модемы раз-личного назначения, устройства коммутации сигналов и т.д. Системы АСКУЭ должны образовывать интегрированный информационный комплекс, работающий в системе единого времени для обеспечения синхронизации данных учета между участниками рынка электроэнергии и мощности. 4.2 Коммерческие сечения и места установки приборов коммерческого учета. Приборы коммерческого учета должны устанавливаться на границах балансовой принадлежности субъекта рынка на каждом присоединении, через которое участник рынка может покупать или продавать электроэнергию. На концах каждой линии, связывающей различных субъектов рынка электроэнергии и мощности, должны быть установлены два комплекта коммерческих приборов учета одинакового класса точности, один из которых по договоренности сторон является расчетным, другой контрольным. Совокупность всех приборов коммерческого учета одного субъекта рынка, включенных на границе с другим субъектом конкурентного рынка электроэнергии и мощности или с Федеральной сетью, образует коммерческое сечение. Сумма показаний всех приборов одного коммерческого сечения прямого направления должна определять количество энергии, которая была продана/принята субъектом конкурентного рынка электроэнергии на рынке и/или по прямым договорам за рассматриваемый период времени, Сумма показаний всех приборов одного коммерческого сечения обратного направления должна определять количество энергии, которая была куплена субъектом рынка электроэнергии и мощности на конкурентном рынке и/или по прямым договорам за рассматриваемый период времени. 4.3 Общие требования к АСКУЭ. Электронные (микропроцессорные) трехфазные счетчики активной и реактивной электроэнергии, УСПД (далее контроллеры) и система АСКУЭ в целом должны быть внесены в Государственный реестр, средств измерений РФ, иметь сертификат об утверждении типа, проходить первичную и периодическую поверку в органах Госстандарта. Аппаратура АСКУЭ должна отвечать требованиям к программно-аппаратным средствам защиты (ГОСТ Р 50739-95), которые должны выполнять: - гарантийное разграничение доступа к информации; - регистрацию событий, имеющих отношение к защищенности информации; - обеспечение доступа только после предъявления идентификатора и личного пароля; - запрет на несанкционированное изменение конфигурации; - защита от возможности изменения данных через локальную сеть или модем; - конструкция аппаратуры должна предусматривать возможность, пломбирования, предотвращающего доступ внутрь корпуса и к клеммным колодкам. Требования к метрологическому обеспечению средств вычислительной техники и межуровневого межмашинного обмена информации (далее информационный уровень АСКУЭ) в пунктах сбора и обработки информации: - Все аппаратные средства информационного уровня АСКУЭ должны иметь сертификат соответствия; - Поставляемые алгоритмы и программы обработки данных должны быть аттестованы в ходе Государственных испытаний АСКУЭ с целью утверждения типа. 4.4 Требования к счетчикам электроэнергии. В качестве приборов коммерческого учета должны применяться трехфазные, трехэлементные счетчики с цифровыми и/или импульсными выходами. Класс точности счетчиков у субъектов рынка выбирается исходя из следующих условий: • На присоединениях 220-1150 кВ должны устанавливаться электросчетчики класса 0,2; • На присоединениях 35-110 кВ и присоединениях потребителей с присоединенной мощностью более 5МВА должны устанавливаться электросчетчики класса 0,5; • На присоединениях остальных уровней напряжения должны устанавливаться электросчетчики класса 1,0; • На генераторах электростанций мощностью 100 МВт: и выше должны устанавливаться электросчетчики класса 0,2, а на генераторах меньшей мощности класса 0,5. Счетчики вновь проектируемых и реконструируемых объектов должны подключаться к измерительным трансформаторам, класс точности которых должен соответствовать классу точности счетчиков. Электросчетчики всех типов должны иметь возможность подключения к дополнительному (не по измерительным, цепям) источнику питания. Электросчетчики всех типов должны обеспечивать выполнение следующих функций: а) Вычисление и запоминание графика усредненной мощности одновременно по всем каналам измерения электросчетчика с глубиной хранения при 30-ти минутном интервале усреднения мощности не менее 30- суток для каждого канала. Интервал усреднения графика мощности должен задаваться при программировании электросчетчика с возможностью его выбора из ряда 3, 5, 10, 15, 30, 60 минут. б) Проводить самодиагностику в штатном режиме работы. в) Вести журнал статуса и событий. г) Вести по фазную регистрацию времени отсутствия напряжения. • Электронные (микропроцессорные) электросчетчики всех типов должны иметь встроенные часы с погрешностью хода не более. 0,5 с/сутки. Ход часов должен быть обеспечен, встроенной батареей в течении не менее чем трех лет при отключенном питании. Конструкция счетчика должна обеспечивать замену батареи без вскрытия корпуса счетчика. • Электросчетчики должны позволять коррекцию времени от УСПД при считывании данных по цифровому интерфейсу не в период считывания данных. • Электронные (микропроцессорные) электросчетчики всех типов должны иметь следующие цифровые интерфейсы и телеметрические выходы: а)RS-485; б) RS - 232, со скоростями обмена информацией по п.п. а), б) от 300 до 9600 Бод; д) число импульсных выходов не менее 2-х на измерительный канал с коэффициентом передачи 1000-50000 ипм/кВт*ч, Параметры сигнала: Напряжение 12 В. от (УСПД); ток в импульсе 15 мА. Длина линии связи для передачи числоимпульсной информации не менее 1,5 км. • Электронные (микропроцессорные) электросчетчики всех типов должны иметь многофункциональный дисплей для отображения измеряемых величин и служебных параметров. • Длительность сохранения информации в электронных (микропроцессорных) электросчетчиках всех типов при отключенном питании доля сна быть не менее 3 месяцев, • Срок службы не менее 30 лет. • Межповерочный интервал не менее 8. лет. • Среднее время наработки на отказ не менее 50 000 часов. 4.5 Требования к устройствам сбора и передачи данных УСПД. • УСПД должно обеспечивать сбор данных от электросчетчиков по следующим интерфейсам (с гальванической развязкой): а)RS-485; б) RS-232; в) Числоимпульсному (с параметрами U=12B.; Iимп. 12 мА, при частоте следования импульсов до 10 Гц с минимальной длительностью импульса 20 млс). • Суммарное количество каналов учета, обрабатываемых УСПД по всем интерфейсам должно выбираться из ряда: 16xN (общее количество 256). • Количество электронных (микропроцессорных) электросчетчиков, подключаемых к УСПД по цифровым интерфейсам (RS-232, RS-485, ИРПС), должно быть не менее 8. УСПД должно обеспечивать возможность организации групп учета путем алгебраического суммирования данных о расходе электроэнергии и мощности по заданным каналам учета. Максимальное количество групп и каналов учета в группе в соответствии с нормативными документами. • УСПД должно обеспечивать по каждому каналу и группе учета вычисление и хранение следующих параметров; а) расход электроэнергии за сутки срок хранения-45 суток; б) расход электроэнергии за месяц (нарастающий итог) срок хранения два года; в) суточный график средних, получасовых мощностей (48 значений), срок хранения - 15 суток; суточный график средних трехминутных мощностей (480 значений) срок хранения - 3 суток (не менее 30% каналов учета); г) приращение расхода электроэнергии или средние мощности на 15-и минутных интервалах в пятнадцатиминутном цикле. • УСПД должно обеспечивать вычисление по каждому каналу учета с числоимпульсным интерфейсом эквивалента показаний, электросчетчика. УСПД должно обеспечивать привязку измерений, полученных от электросчетчиков по числоимпульсному интерфейсу, к собственному системному времени и получение измерений с меткой времени, от опрашиваемых им микропроцессорных электросчетчиков по цифровому интерфейсу, а УСПД при работе с цифровыми интерфейсами должно обеспечивать восстановление всех данных измерений за время отключения его питания или выхода его из строя (на глубину хранения данных в микропроцессорных электросчетчиках). • УСПД должно иметь программно-аппаратные средства, позволяющие с их помощью проводить конфигурирование устройства под характеристики объекта и ввод необходимых параметров настройки, как на энергообъекте, так и дистанционно, с использованием удаленного доступа. • УСПД должно обеспечивать обмен информацией с верхним уровнем управления, передавать измерительную информацию, а также любую другую хранимую информацию по следующим коммуникационным каналам: а) по выделенному телемеханическому каналу со скоростью 50-600 Бод; б) по коммутируемому или выделенному телефонному каналу со скоростью до 9600 Бод (с помощью встроенного или внешнего модема); в) по радиоканалу со скоростью 2400 Бод (с помощью внешнего модема); УСПД должно обеспечивать внешние связи не менее чем по двум коммуникационным каналам и параллельный доступ к данным из различных источников. • УСПД должно иметь возможность объединения в локальную промышленную сеть. • УСПД желательно должно обеспечивать выход в Ethernet и поддерживать коммуникации по протоколу TCP/IP. • УСПД должно иметь встроенное или выносное информационное табло, а также клавиатуру. Интерфейс пользователя должен иметь русский язык общения. • УСПД желательно должно иметь встроенный оптопорт позволяющий конфигурирование устройства под характеристики объекта и ввод необходимых параметров настройки. • УСПД должно иметь встроенное программно-аппаратные средства защиты от зависаний. • УСПД должно обеспечивать ведение журнала событий, в котором должны фиксироваться: а) перерывы питания, б) изменение параметров настройки, в) перезапуски устройства. Журнал, событий должен передаваться на верхние уровни управления системой АСКУЭ согласно регламенту. • УСПД должно считывать и хранить диагностическую информацию электросчетчиков с цифровым интерфейсом, а также, по запросу, передаваться на верхние уровни управления системой АСКУЭ. • Основным источником питания УСПД должна быть однофазная сеть переменного тока напряжением 220В. Резервное питание УСПД должно осуществляться от сети постоянного тока 220В (с гальванической развязкой с сетью переменного тока). Устройство должно нормально функционировать при изменениях напряжения питания в диапазоне 170-290 В. • УСПД должно быть работоспособно в диапазоне температур от-40 до +50 градусов Цельсия. Допускается несколько климатических исполнений для разных диапазонов температур, удовлетворяющих приведенному диапазону. • Корпус УСПД должен иметь степень защиты не хуже IP51. • УСПД должен иметь следующие метрологические характеристики: а) предел допускаемого значения относительной погрешности накопления информации в течение суток должен быть не хуже ±0,1%. б) погрешность передачи данных от контроллера по каналам телекоммуникации в АСКУЭ верхнего уровня при ее определении после завершения сеанса связи должна отсутствовать. в) при обработке информации от электросчетчиков по числоимпульсному интерфейсу: предел допускаемого значения относительной погрешности передачи данных от датчиков импульсов до УСПД должен быть не хуже ± 0,1% при измерении не менее 4 часов; предел допускаемого значения относительной погрешности перевода числа импульсов, получаемых от датчиков импульсов, в именованные величины должен быть не хуже ± 0,05%; г) при обработке информации от электросчетчиков по цифровым интерфейсам: - предел допускаемой относительной погрешности по активной и реактивной энергии не зависит от характеристик УСПД и определяется классом точности применяемых электросчетчиков; - предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии за счет обработки измерительной информации от электросчетчиков на должен превышать ± 0,05%; - предел допускаемой относительной погрешности по средней мощности не должен превышать ± 0,05%; • УСПД должно иметь среднюю наработку на отказ не менее 30 000 часов и срок службы не менее 30 лет. • УСПД должны объединяться в локальную сеть АСКУЭ (ЛВС АСКУЭ) на энергообъекте по интерфейсу RS-485 или на базе технологий коммутируемых. 2.6 Требования к техническим средствам систем сбора и передачи информации, включая каналы связи, модемы, различного назначения, устройства коммутации сигналов и т.д. (далее средства связи): - все агрегатные средства связи должны иметь сертификат соответствия; - к каналам связи метрологические требования не предъявляются, к каналам связи метрологические требования не предъявляются. Для передачи данных АСКУЭ с объектов должны применяться следующие технические средства; • коммутируемые или выделенные неуплотненные телефонные каналы связи (с помощью встроенного или внешнего модема, скорость передачи зависит от качества канала и типов используемых модемов от 2400 и выше); • коммутируемые или выделенные уплотненные каналы связи (диапазон частот 0.3 - 2.4 кГц, скорость передачи зависит от качества канала и типов используемых модемов от 1200 и выше); • выделенные телемеханические (телеграфные) каналы (диапазон частот 2.4 - 3.4 кГц, скорость передачи до 600 Бод); • сопрягаемые с контроллерами устройства телемеханики; • сопрягаемые с контроллерами УКВ радиостанции; • сопрягаемые с контроллерами цифровые каналы передачи данных. 2.7 Состав информации от различных субъектов конкурентного рынка электроэнергии и мощности. Общие требования Рынка электроэнергии и мощности к информации формируемой системой АСКУЭ: Покупатели электроэнергии: 1. 30 мин. приращения активной электроэнергии (мощности) 48 значений за сутки; • по каждому присоединению; • суммарно по объекту. 2. 30 мин. приращения реактивной электроэнергии (мощности)48 значений за сутки: • по каждому присоединению; • суммарно по объекту (график нагрузки). 3. Расход электроэнергии за сутки, и с начала месяца: • по каждому присоединению; • суммарно по объекту. Электрические станции и блок станции: 1. 30 мин. приращения активной электроэнергии (мощности) 48 значений за сутки: • по каждой отходящей линии; • суммарно по всем отходящим линиям. 2. 30 мин. приращения реактивной электроэнергии (мощности) 48 значений за сутки; по каждой отходящей линии; • суммарно по всем отходящим линиям. 3. Расход электроэнергии за сутки и с начала месяца: • по каждой отходящей линии; • суммарно по всем отходящим линиям. 4. Для генераторов с единичной мощностью 100 мВт и выше должны передаваться 3 мин. значения активной электроэнергии (мощности) 480 значений за сутки. • по каждому генератору; • суммарно по всем генераторам. 5. Расход электроэнергии, с нарастающим итогом (с начала месяца): • на собственные нужды; • хозяйственную деятельность. Информация с подстанций ФСК и подстанций РСК: 1. 30 минутные приращения активной электроэнергии: (мощности) 48 значений за сутки: • по каждому присоединению; • суммарно по объекту. 2. 30 минутные приращения реактивной электроэнергии (мощности) 48 значений за сутки: • по каждому присоединению; • суммарно по объекту. 3. Расход электроэнергии за сутки и с начала месяца: • по каждому присоединению; • суммарно по объекту. 4. Расход электроэнергии за сутки и с начала месяца: • на собственные нужды; • хозяйственную деятельность. Указанная информация от перечисленных объектов должна передаваться в пункты сбора и обработки информации АСКУЭ в установленное время, сегодня за завтра 2.8 Требования к программно-аппаратному комплексу АСКУЭ. Создание программно-аппаратного комплекса АСКУЭ конкурентного рынка электроэнергии и мощности должно осуществляться на базе новейших информационных технологий с использованием передовых, технических решений, таких как модульность построения системы, использование открытых промышленных стандартов облегчающих интеграцию систем АСКУЭ различных, производителей и т.д. Интегрированный информационный комплекс АСКУЭ реализуется с учетом следующих требований: - Высокая надежность функционирования как системы в целом, так и отдельных компонентов; - Масштабируемость системы; - Быстродействие, достаточное для полноценного функционирования Информационно-расчетной системы Администратора торговой системы; - Защита от несанкционированного доступа; - Обеспечение информационной безопасности, передачи и хранения собранной и обработанной информации; - “Дружественный интерфейс” с пользователем. При создании программно-аппаратного комплекса АСКУЭ конкурентного рынка электроэнергии и мощности, должны соблюдаться следующие принципы: - Принцип системности - заключается в том, что при декомпозиции должны быть установлены такие связи между структурными элементами системы, которые обеспечивают целостность системы и ее взаимодействие с другими системами; - Принцип открытости (развития) - исходя из перспективы развития конкурентного рынка, программно-аппаратный комплекс АСКУЭ, должен создаваться с учетом расширения/обновления функций и состава без нарушения функционирования; - Принцип совместимости - при создании программно-аппаратного комплекса должны быть реализованы интерфейсы, благодаря которым программно-аппаратный комплекс может взаимодействовать с другими системами в соответствии с установленными правилами; - Принцип стандартизации - при создании программно-аппаратного комплекса должны применятся типовые и стандартизованные элементы; Программно-аппаратный комплекс АСКУЭ должен соответствовать требованиям предъявляемыми “Технологическими правилами оптового рынка” и “Коммерческими правилами оптового рынка электроэнергии и мощности”.
Назначение системы. Автоматизированная система управления предназначена для автоматизации процесса сбора и обработки информации о работе канализационных насосных станций (КНС), водонасосных станций (ВНС), а также для решения задач централизованного управления объектами водоснабжения и водоотведения. Структура системы управления и выполняемые функции. Система построена на базе контроллеров семейства SIMATIC S7 фирмы SIEMENS и имеет 3-х уровневую структуру: Структура системы управления (первая очередь). Сокращения: ЦДП Центральный диспетчерский пункт ДПВС Диспетчерская водоснабжения ДПВО Диспетчерская водоотведения Нижний уровень системы представлен контроллерами насосных станций, выполняющими следующие функции: сбор аналоговой и дискретной информации с датчиков. Предварительная обработка полученной информации включает в себя цифровую фильтрацию, алгоритмы подавления дребезга, проверку на достоверность и т.д.; автоматическое управление технологическими агрегатами станций. Для водо-насосных станций предусмотрена система стабилизации давления в выходном коллекторе; диагностика технологического оборудования станций и автоматическое подключение резервного насосного агрегата взамен вышедшего из строя; расчёт статистических параметров работы оборудования; организация связи со средним уровнем системы. Средний уровень системы - контроллеры концентраторов на диспетчерских пунктах. Их назначение - сбор информации со всех насосных станций города и её передача на верхний уровень системы. Одновременно команды управления и параметры настроек из диспетчерской транслируются на насосные станции. Связь между насосными станциями и концентратором осуществляется по радиоканалу с помощью радиомодемов. Обмен данными между контроллерами и операторскими станциями верхнего уровня производится по высокоскоростному каналу передачи SINEC-L2. Верхний уровень системы - компьютеры операторских станций диспетчерских водоснабжения и водоотведения. Диспетчерские пункты территориально расположены на значительном расстоянии друг от друга. Программный комплекс верхнего уровня обеспечивает: отображение, архивирование и протоколирование информации о состоянии технологических объектов; формирование и архивирование сообщений о событиях в системе; возможность централизованного управления объектами; формирование и выдачу на печать различных отчётов. Для проектирования комплекса используется специализированный программный пакет WinCC. Преимуществом этого пакета, кроме простоты использования и надежности, является открытость, т.е. предоставление пользователю возможности самостоятельного расширения и модернизации ПО системы. Общее количество насосных станций в системе может достигать 100. Разработанная конфигурация позволяет подключать новые насосные станции к системе практически без переделок ПО концентраторов и диспетчерских. Информационные потоки в системе управления. Обмен информацией между диспетчерскими пунктами и станциями (КНС, ВНС, НФС) выполняется по радиоканалу. Для организации обмена данными используется радиоканал в диапазоне 39 МГц. Обмен информацией происходит следующим образом. Контроллер ЦДП (центральный диспетчерский пункт) через аппаратуру связи последовательно обменивается данными с КНС, с ВНС и с контроллером ДПВС (диспетчерская водоснабжения). Контроллер ДПВО (диспетчерская водоотведения) находится только в прослушивающем режиме и не передает никакой информации. ДПВС формирует команды управления и настройки для ВНС, ЦДП - для КНС. Для повышения качества канала и следовательно, повышения скорости передачи планируется переход на использование радиомодемов в диапазоне 160 МГц и нескольких радиоканалов. В дальнейшем планируется расширение системы за счет подключения новых ВНС и КНС. Функции системы управления КНС: автоматическое управление работой насосных агрегатов в зависимости от уровня стоков в приёмном резервуаре; контроль токов двигателей и автоматическое подключение резервного насосного агрегата взамен вышедшего из строя; сбор информации с датчиков и диагностика технологического оборудования станций; расчёт статистических параметров работы оборудования; организация связи с диспетчерской для передачи информации о состоянии станции и приёма команд управления. Функции системы управления ВНС: стабилизация давления в выходном коллекторе регулированием частоты вращения двигателя насосного агрегата; автоматическое переключение насосных агрегатов; плавный пуск и останов для исключения гидравлических ударов; сбор информации с датчиков и диагностика технологического оборудования станций; расчёт статистических параметров работы оборудования; организация связи с диспетчерской для передачи информации о состоянии станции и приёма команд управления. Вывоз мусора асфальтобетонное и утилизация отходов Экодом можно построить своими ру. Общие сведения о промышленном на. Построение систем аскуэ-быт на б. Пути реализации программы дальнейшего энергосбережения в московском строительстве. Стимулирование использования возобновляемых источников энергии. Главная страница -> Технология утилизации Экологически чистая мебель: |
