ДонНТУ   Портал магистров

Дмитриев Михаил Константинович

Электротехнический факультет

Кафедра электрических станций

Специальность «Электрические станции»

Компенсация емкостных токов для Smart Grid сетей и программирование системы сигнализации

Научный руководитель: к.т.н., доц. Никифоров Андрей Петрович

Резюме Биография Реферат Библиотека Ссылки Отчет о поиске Индивидуальный раздел

Реферат по теме выпускной работы

Содержание

• Введение
• 1. Концепция Smart Drid
• 2. Цель и задачи исследования
• 3. Обзор исследований и разработок
• 3.1 Система автоматизации подстанции и электроснабжения MicroSCADA Pro
• 3.2 Программно–технический комплекс «ES–Энергия»
• 3.3 ПТК «ОИК Диспетчер»
• 3.4 Оперативный информационный комплекс «Систел»
• 3.5 Оперативно–информационный управляющий комплекс «КОТМИ–NT»
• 4. Анализ
• Выводы
• Список источников

  Введение

  С появлением новых технологий остро становится вопрос о применении их в современном промышленном производстве. Так как в Украине основная часть электрических станций и подстанций работает на технологиях «прошлого века», то актуальным вопросом, на данный момент, является необходимость внедрения в работу новых, высокотехнологичных устройств защиты, мониторинга и контроля. Такие устройства сегодня рассматриваются в концепции Smart Grid.

  1. Концепция Smart Grid

  

  Рисунок 1 – Концепция Smart Grid
  (анимация: 6 кадров, задержка 1 с., 6 циклов повторения, 32 килобайт)

   В самом общем смысле понятие Smart Grid можно определить, как некую концепцию организации энергетической системы нового поколения. В работе такой системы задействованы компьютерные и другие современные технологии для сбора и обработки информации, например, информации о поведении поставщиков и потребителей энергии. Это система, работающая в автоматическом режиме, способная повысить эффективность, надежность энергопоставок, улучшить экономическую составляющую, а также наладить устойчивое производство и распределение электроэнергии. Суть энергетической системы, построенной на принципах Smart Grid, состоит в том, что она передает не только энергию, но и информацию. В этом случае потребитель, помимо энергии, получает ряд возможностей по взаимодействию с энергосистемой, в частности более гибко выбирать тарифы, планировать свое энергопотребление и, как следствие, снижать затраты на электроэнергию. Данная концепция также не исключает возможность потребителя выступать в роли поставщика электроэнергии. Т.е. при соблюдении ряда условий он сможет сам продавать энергию, вырабатываемую его личными источниками энергии (ветряки, солнечные батареи и т.д.) в сеть. При полноценном развертывании энергетической системы на базе концепции Smart Grid, у потребителя появляется возможность выбора поставщика. Поэтому компании будут вынуждены бороться за потребителя, предлагать ему наиболее выгодные условия сотрудничества, повышать качество услуг. Такая схема подразумевает активное участие потребителя в работе системы. При этом для энергетических компаний существует риск вероятной пассивности потребителя. Ведь участие в работе системы требует времени, регулярного мониторинга, анализа, прогнозирования. В то время как экономия на электроэнергии в стандартный промежуток времени незначительна. В результате потребитель может просто отказаться менять свои привычки, ритм жизни, подстраиваться под «выгодный» тарифный план ради экономии. Smart Grid представляется, как прогрессивная концепция, практически не имеющая недостатков и призванная стать залогом экономического роста для страны. Несмотря на существующие риски, концепция Smart Grid заключает в себе значительный потенциал для развития не только отрасли, но и экономики страны в целом. Воплощение новой концепции требует создания инновационных технологий, проведения масштабных научных исследований в энергетике, в сфере ИТ, подготовки кадров соответствующей квалификации [1].

  Однако, в отличии от США и стран Европы, Украина только становится на этот путь, а следовательно требует максимально быстрого создания своего или изучения чужого оборудования готового работать с новой концепцией. Именно созданию такого оборудования посвящена моя дипломная работа.

  2. Цель и задачи исследования

  Целью исследования является разработка новой многофункциональной системы, выполняющей функции построения автоматизированных систем контроля и управления распределенными объектами энергетического назначения.

  Основные задачи исследования:

  1. Анализ существующих используемых средств и стандартов релейной защиты и автоматики, а также средств мониторинга и контроля за работой энергетической сети;
  2. Создание автоматизированного устройства, способного выполнять функции средств релейной защиты, мониторинга и контроля;
  3. Создание программного обеспечения для разработанного устройства.

  Объект исследования: украинские энергетические системы.

  Предмет исследования: объединение РЗиА и средств мониторинга и контроля в одном многофункциональном микропроцессорном устройстве.

  В рамках магистерской работы планируется получение актуальных научных результатов по следующим направлениям:

  1. Анализ применяемых в промышленности технических решений структурно-лингвистическим методом [3];
  2. Разработка микропроцессорного устройства (комплекса устройств), ориентированного на выполнение функций РЗиА, мониторинга и контроля;
  3. Создание необходимого программного обеспечения для разработанного устройства;
  4. Определение областей применения и возможностей по внедрению созданного устройства.

  3. Обзор исследований и разработок

  Поскольку переход энергетических систем на концепцию Smart Grid на данный момент является наиболее актуальным в данное время. Ему посвящено достаточно большое количество научных работ американских, европейских и отечественных исследователей. Далее представлен краткий обзор существующих решений с последующим анализом структурно-информационный методом.

  3.1 Система автоматизации подстанции и электроснабжения MicroSCADA Pro

  

  Рисунок 2 – Пример визуализации системы MicroSCADA Pro

  Система MicroSCADA Pro представляет собой многофункциональную открытую программно-аппаратную среду для построения автоматизированных систем контроля и управления распределенными объектами энергетического назначения. MicroSCADA Pro может применяться для разработки автоматизированных систем различного назначения:
  1. Электрической части электростанций.
  2. Систем учета энергоресурсов предприятий.
  3. Систем диспетчерского управления тепло-, водо-, газоснабжением предприятий, районов.
  4. Систем контроля и управления иного назначения в соответствии с обеспечиваемыми функциями.

  

  Рисунок 3 – Структурная схема системы MicroSCADA Pro

  MicroSCADA Pro не только реализует полный набор стандартных функций системы SCADA (диспетчерского управления и сбора данных), но и предоставляет ряд функций, специально разработанных для решения задач построения АСУ Э: чтение и запись уставок, считывание осциллограмм, диагностику оборудования и т.д.

  MicroSCADA Pro является мощным инструментальным средством для построения АСУ Э и имеет в своем составе библиотеку специализированных интерфейсных форм и диалогов управления. Дополнительные функции, не входящие в комплект библиотек MicroSCADA Pro, могут быть разработаны по заказу.

  Наличие средств сопряжения с различными низовыми устройствами и с различными системами и подсистемами автоматизации позволяет осуществить их интеграцию в комплексную АСУ Э. Технология, и алгоритмы системы разработаны и постоянно улучшаются инженерным персоналом предприятий АББ, придерживаясь единого стандарта. Кроме того, сервисные возможности системы могут быть расширены пользователями самостоятельно в процессе эксплуатации с помощью прилагаемых инструментальных средств, т.к. система является открытым программным продуктом.

  В связи с этим, применение MicroSCADA Pro в качестве основы для построения АСУ Э целесообразно и предпочтительно по сравнению с существующими системами телемеханики и SCADA-системами общего назначения.

  Основные функции MicroSCADA Pro:

  •  контроль состояния и дистанционное управление объектами автоматизации в режиме реального времени;
  •  формирование предупредительных и аварийных сигналов и сообщений;
  •  формирование архивов событий и параметров и их визуализация на экране в табличной и графической форме (тренды, отчеты) по запросу оператора;
  •  протоколирование событий и действий оператора;
  •  разграничение прав доступа пользователей к функциям и данным;
  •  локализация мест повреждений;
  •  динамическое представление режимов работы энергообъекта;
  •  автоматическое и полуавтоматическое выполнение заранее разработанных последовательностей переключений с контролем правильности операций;
  •  реализация механизма блокировки от ошибочных действий при управлении устройствами;
  •  автоматическая самодиагностика состояния оборудования ПТК;
  •  оперативное ведение списка блокировок по управлению, сигнализации, сообщениям;
  •  идентификация аварийных сообщений и сигналов в зависимости от их важности;
  •  оперативная блокировка/разблокировка сигналов и управляющих команд по группам и подгруппам устройств;
  •  возможность централизованного управления уставками терминалов МП РЗА;
  •  ведение системного времени с привязкой к астрономическому с точностью +/- 1 мс.

  Расширение, интеграция, стыки, поддерживаемые протоколы и стандарты связи:
   МЭК 61850; МЭК 870-5-101, МЭК 870-5-103, МЭК 870-5-104; Modbus (Modbus TCP); SPA; LON; RP570; ABB Alpha; DNP 3.0.

  Средства обмена данными с другими системами автоматизации (АСУ ТП, ТМ, АСКУЭ, АСУ П и др.):
   OPC DA/AE; Unicon (протоколы ТМ «Гранит», «Компас», АИСТ и др.); DDE; SQL;

  Встроенный алгоритмический язык высокого уровня (SCIL):

  •  добавление пользовательских программ;
  •  расширение и модификация библиотек.

  3.2 Программно-технический комплекс «ES-Энергия»

  Программно-технический комплекс «ES-Энергия» с момента создания в 1995г. ориентирован на построение автоматизированных системе управления и учета электроэнергии исключительно на основе интеллектуальных электронных устройств ИЭУ).

  В состав ПТК «ES-Энергия» входят:

  •  интеллектуальные электронные устройства собственной разработки и сторонних производителей, в том числе цифровые измерительные преобразователи телемеханики, многофункциональные счетчики электроэнергии, цифровые устройства релейной защиты и автоматики, цифровые регистраторы аварийных процессов и т.д.; 
  •  устройства сбора данных собственной разработки серии ЭНКС-1, ЭНКС-2, ЭНКС-3 блок коррекции времени на основе GPS-приемника, шлюз МЭК 870-5-101/104, блок расширения портов и т.д.; 
  •  программно-аппаратные комплексы верхнего уровня «ES-Энергия. АСКУЭ» и «ES-Энергия. АСДУ» на основе технологии клиент/сервер.

  Программный комплекс «ES-АСКУЭ» разработан в соответствии с архитектурой «клиент-сервер» и функционирует под управлением системы управления базами данных (СУБД) Microsoft SQL Server 2000/2005. Комплекс состоит из программного обеспечения сбора данных «ES-АСД», базы данных «ES-АСКУЭ SQL», программного обеспечения администрирования БД «ES-Администратор», клиентских программ «ES-Учет» и «ES-Учет.Net». В состав комплекса «ES-АСКУЭ» входят также различные программные компоненты, предназначенные для синхронизации данных по сетям TCP/IP, защиты системы от сбоев и зависаний, системы генерации XML-отчетов, автоматического резервного копирования и др.

  Клиентское программное обеспечение «ES-Учет» обеспечивает формирование и отображение информации по учету электроэнергии в табличной форме, в виде двух- и трехмерных графиков и диаграмм, формирование технических и коммерческих отчетов, экспорт отчетов и графиков в Microsoft Word по созданным пользователем сценариям, формирование пользовательских отчетов на основе шаблонов MS Excel с использованием разработанных и встроенных функций. Для доступа к базе данных «ES-АСКУЭ SQL» с помощью Интернет/Интранет разработана специальная версия клиентского программного обеспечения «ES-Учет.Net» на основе технологии ASP.Net. 

  Программный комплекс «ES-АСДУ» состоит из программного обеспечения сбора данных «ES-АСД», базы данных реального времени «ES-АСДУ SQL» под управлением Microsoft SQL Server 2000/2005, программного обеспечения «ES-Диспетчер», «ES-Режим» и «ES-Shield».
  База данных «ES-АСДУ SQL» является источником ретроспективной информации, а функции предоставления оперативной информации клиентским приложениям выполняет специализированное программное обеспечение. Для доступа к оперативной информации используется специальная служба, использующая протокол TCP/IP.

  Программное обеспечение «ES-Диспетчер» позволяет отображать текущую телемеханическую информацию с помощью активной мнемосхемы, подготовленной редактором «Modus», осуществлять визуализацию текущих телеизмерений на виртуальной панели приборов и трендов измерений для выбранных элементов мнемосхемы, отображать векторные диаграммы токов и напряжений, просматривать ретроспективную информацию.

  Клиентское программное обеспечение «ES-Режим» предназначено для контроля в реальном масштабе времени выработки (потребления) электроэнергии в соответствии с заданным диспетчерским графиком, поступающим от Системного оператора. При этом для контроля диспетчерского графика можно использовать не только телемеханическую информацию, но и информацию, хранимую в базе данных АИИС КУЭ.
  Комплекс «ES-Энергия» обеспечивает решение задачи взаимного резервирования основных измерений АСДУ и АИИС КУЭ как на уровне системы сбора информации, так и посредством информационного обмена между ОИУК АСДУ и ИВК АИИС КУЭ. Это достигается за счет использования цифровых измерительных преобразователей телемеханики ПЦ6806 и ЭНИП-2, выполняющих функции приборов учета электроэнергии, и многофункциональных счетчиков электроэнергии (СЭТ-4 и Меркурий 230), позволяющих выполнять измерения в режиме, близком к режиму реального времени.

  ПТК «ES-Энергия» сертифицирован и внесен в Государственный реестр средств измерений (регистрационный № 22466-08). Комплекс внедрен на более чем 100 промышленных предприятиях, электростанциях и объектах энергосистем «Архэнерго», «Комиэнерго», «Карелэнерго», в «Архангельских магистральных электрических сетях», на «Северо-Западной ТЭЦ» (С.-Петербург), «Киришской ГРЭС», «Череповецкой ГРЭС», электростанциях ТГК-2, «Красноярском заводе цветных металлов», «ПО Воркутауголь», газотурбинных ТЭЦ корпорации «Энергомаш» и других предприятиях [2, 4].

  3.3 ПТК «ОИК Диспетчер»

  

  Рисунок 4 – Пример визуализации системы «ОИК Диспетчер»

  Комплекс предназначен для диспетчерского управления энергообьектами в нормальном и аварийном режимах, организационно-технологического обслуживания, для связи с верхними уровнями иерархии в энергосистеме, а также для обработки, документирования и архивирования режимных параметров и данных технологического процесса. Комплекс позволяет осуществлять дистанционное управление всей сетью, исключая постоянный обслуживающий персонал непосредственно на подстанциях или сводя его к минимуму, за счет передачи выполняемых функций на верхние уровни управления.

  Общие свойства комплекса «ОИК Диспетчер»

  Комплекс «ОИК Диспетчер» представляет собой сложную многоуровневую иерархическую систему, нижний уровень которого составляют автоматизированные системы диспетчерского управления технологическими процессами на подстанциях (АСДУ ПС) и в электрической части электростанций (АСУ ТП ЭЧС). Эти системы управления обеспечивают ввод и обработку всей информации, необходимой для диспетчерского и организационно-технологического управления подстанцией, включают в свой состав устройства автоматического и автоматизированного управления технологическими процессами, средства коммуникации для передачи информации на верхние уровни диспетчерского управления и приема от них управляющих команд.

  КТС может устанавливаться как на вновь строящихся объектах, так и на действующих объектах путем замены и реконструкции существующих средств контроля и управления.

  Комплекс технических средств позволяет:

  • производить сбор и регистрацию в реальном масштабе времени информации об аварийных и установившихся процессах с привязкой к астрономическому времени с точностью до 10 мс;
  • производить комплексную обработку информации; 
  • архивировать информацию; 
  • отображать информацию в графических и табличных формах; 
  • управлять энергетическим объектом.

  Основные характеристики комплекса:

  • количество обслуживаемых точек телеметрии - до 64000;
  • количество обслуживаемых каналов связи с устройствами сбора телеметрии - до 1000;
  • количество одновременно поддерживаемых сеансов связи с рабочими станциями системы - до 100.

  Типы обслуживаемой телеметрии:

  • телесигнализация (дискретные сигналы); 
  • телеизмерения текущие (аналоговые сигналы); 
  • телеизмерения интегральные (числоимпульсные сигналы); 
  • телеуправление.

  Возможные форматы телеметрии:

  • Телесигналы: 
  • с меткой времени (до 0,01 сек);
  • без метки времени;
  • однобитный;
  • двухбитный (с контрольным);
  • трехбитный (пофазный);
  • шестибитный (пофазный с контролем).

   Телеизмерения текущие: 

  • с меткой времени (до 0,01 сек);
  • без времени;
  • значение от 7 бит до 32 бит;
  • со знаком;
  • без знака;
  • значение в именованных единицах от -3,4*10-38 до +3,4*10+38.

   Телеизмерения интегральные: 

  • с меткой времени;
  • без времени;
  • значение от 8 бит до 32 бит;
  • значение в именованных единицах от -3,4*10-38 до +3,4*10+38.

  Поддерживаемые устройства телемеханики (источники телеметрии):
  Гранит (Гранит М); Компас ТМ 1; ТМ512; ТМ120; ТМ800А; ТМ800В; УТМ7; МКТ1; МКТ2; МКТ3;РПТ (АИСТ); РПТ ЭВМ.

  Поддерживаемые устройства цифровых защит:
  АББ SPAC801 ;АББ REL511 ;АББ RET316; Блоки микропроцессорной релейной защиты БМРЗ.

  Поддерживаемые устройства цифрового учета электрической энергии:
  АББ «Альфа»; Шлюмберже «Мегадата».

  Поддерживаемые устройства вывода телеинформации на диспетчерские мнемощиты:
  ТМ512; Гранит; Компас ТМ1; S2000.

  Поддерживаемые по обмену данными SCADA системы:
  КИО-3; ABB MicroScada; Систел - по протоколу TCP/IP.

  Поддерживаемые протоколы обмена с другими системами:
  РПТ-80 - совместимый обмен телеметрии; OPC (Ole for Process control) v2.0; SQL - совместимый экспорт телеметрии; Макеты КИО - по электронной почте* (в стадии разработки).

  Основные подсистемы комплекса.

  В состав комплекса входят следующие подсистемы:
  программное обеспечение сервера; программное обеспечение рабочих мест диспетчера; аппаратура вычислительной техники; аппаратура для коммуникаций и связи; аппаратура телемеханики; аппаратура диспетчерского мозаичного щита [2].

  3.4 Оперативный информационный комплекс «Систел»

  Назначение

  Оперативный информационный комплекс (ОИК) «СИСТЕЛ» – это аппаратно-программный комплекс для решения задач диспетчерского управления энергообъектами различного уровня сложности – от подстанций до центров управления сетями.

  Область применения

  Применяемые информационные технологии - многопоточность, объектная архитектура - делают возможным применение ОИК «Систел» в любых отраслях энергетики и промышленности:

  • электро-, тепло-, гидроэнергетика;
  • добывающая промышленность;
  • химическая промышленность;
  • водоканал;
  • коммунальное хозяйство.

  Отличительными особенностями комплекса являются открытость, модульный принцип построения и масштабируемость, что обеспечивает построения распределенных систем различной сложности на всех уровнях управления сетевых компаний и возможность интеграции с другими автоматизированными системами управления.

  Состав

  Варианты построения комплекса и состав программно-аппаратных средств зависят от структуры АСДУ, уровня ее иерархии и выполняемых функций. Подсистемы ОИК являются функционально-законченными и могут использоваться независимо в составе различных систем диспетчерского управления. Каждый вариант ОИК предусматривает возможность дальнейшего наращивания и расширения решаемых задач и выполняемых функций.

  Полная конфигурация ОИК включает:
   1. Подсистему приема и обработки информации:

  • основной и резервный серверы телемеханики (промышленные компьютеры, ПО Windows Server 2003);
  • средства синхронизации времени серверов;
  • коммуникационное оборудование локальных и технологических вычислительных сетей;
  • резервное питание;
  • программный комплекс «Сервер сбора и обработки телеинформации для систем диспетчерского управления».
  2.Подсистему хранения информации:
  • основной и резервный серверы БД (промышленные компьютеры, ПО Windows Server 2003, СУБД MS SQL Sever, PostgreSQL);
  • устройство хранения данных – внешний дисковый накопитель;
  • резервное питание.
  3. Подсистему отображения информации:
  • рабочие станции ОИК (персональные компьютеры рабочих мест оперативного и технического персонала, ПО ОС Windows XP Professional);
  • «Программный комплекс для построения автоматизированных рабочих мест диспетчерского персонала со встроенным графическим редактором «Gred» - АРМ Диспетчера, АРМ Администратора, АРМ Руководителя;
  • резервное питание рабочих станций АРМ.

  Функции

  • обмен информацией в различных телемеханических протоколах и по TCP/IP
  • прием и передача телеметрических данных, команд управления;
  • ретрансляция телемеханической, технологической и релейной информации по каналам телемеханики или непосредственно из сервера ТМ по нескольким направлениям, в том числе с использованием индивидуальных для каждого направления протоколов;
  • совместимость с различными средствами сбора данных на уровне протоколов стандарта МЭК 870-5-101/104;
  • обработка данных – контроль качества, дорасчет, достоверизация данных, работа с дублерами, блокировками;
  • человеко-машинный интерфейс:
  • преобразование и вывод данных на АРМ оперативного и диспетчерского персонала;
  • оповещение о событиях, визуальная и звуковая сигнализация событий, фиксируемых системой;
  • телеуправление с АРМ;
  • представление информации в виде мнемосхем, таблиц, графиков, списков в экранных формах и в виде твердых копий; 
  • формирование отчетной информации с помощью системы генерации отчетных форм, интегрированной с электронными таблицами MS Excel;
  • средства отображения коллективного пользования – диспетчерские щиты, видеостены и пр.
  • синхронизация времени от источников точного времени (NTP-протокол, GPS, ГЛОНАСС); 
  • развитая система WWW и WAP АРМов, позволяющая осуществлять удаленный мониторинг состояния объекта управления; 
  • создание архивов заданной глубины, прореживание и удаление информации в архивах по мере ее старения, обеспечение доступа к архивным данным со стороны клиентских приложений;
  • полноценное «горячее» резервирование программно-аппаратных средств с целью повышения надежности комплекса при эксплуатации [2].

  3.5 Оперативно-информационный управляющий комплекс «КОТМИ-NT»

  Оперативный информационный управляющий комплекс «КОТМИ-NT» - это SCADA система ( Supervisory Control And Data Acquisition - диспетчерское управление и сбор данных), которая обеспечивает: 
  1. Создание АРМ диспетчера, телемеханика, операторов. 
  2. Прием данных и управление технологическими режимами. 
  3. Межуровневый обмен информацией в системе управления. 
  4. Создание активных отчетов и итоговых документов для руководства различного уровня. 
  При разработке комплекса «КОТМИ-NT» были поставлены следующие основные задачи:
  1. независимость от используемой реляционной СУБД (SQL-базы); 
  2. реализация современного интерфейса пользователя; 
  3. неограниченное количество обрабатываемых параметров (определяется только используемыми техническими средствами); 
  4. простота настройки и администрирования комплекса; 
  5. серверная часть комплекса должна функционировать в ОС WINDOWS 2000 (WINDOWS XP) на платформе INTEL.

  Комплекс «КОТМИ-NT» разрабатывался с использованием:
  1. Visual C++ 6.0; 
  2. Delphi 6.0.                   

  Архитектура комплекса «КОТМИ-NT» - клиент-сервер реализована изначально на уровне функциональных модулей (подсистем). Каждый модуль работает как отдельный клиент и/или сервер и взаимодействует с остальными на уровне отношений клиент-сервер через стандартный внутренний интерфейс «КОТМИ-NT». Протокол обмена - MDE API, внутренний протокол «КОТМИ-NT» - реализован поверх сетевого протокола Windows TCP/IP.

  Это дает все преимущества архитектуры клиент-сервер: гибкость, возможность организации как централизованной, так и распределенной, многоуровневой системы, возможность наращивания системы.

  Комплекс состоит из двух глобальных частей:
  - Серверной части.
  - Клиентской части.

  Серверная часть в свою очередь состоит из подсистем:
  1. подсистема обмена информацией с ЦППС; 
  2. подсистема обработки запросов клиентов - выполняет функцию диспетчера запросов клиентов на чтение - запись информации, в том числе и запросов к SQL-базе, подключение клиентов к подсистеме оповещения о событиях; 
  3. подсистема работы с архивной информацией; 
  4. подсистема базы данных реального времени; 
  5. подсистема оповещения о событиях; 
  6. подсистема организации расчетов; 
  7. подсистема работы с макетами формата ЦДУ; 
  8. серверные программы; 
  9. СУБД. SQL - сервер, выполняющий функции физического хранения части архивов, схем, форм, документов и другой нормативно-справочной информации ОИК; 
  10. подсистема организации работы многомашинного комплекса.

  Клиентская часть включает:
  1. библиотеку модулей ядра (ScdSys.ocx), которая осуществляет взаимодействие с сервером по протоколу TCP/IP и предоставляет базовые интерфейсы для организации работы функциональных модулей системы; 
  2. библиотеки функциональных модулей (ScdAdm.ocx, ScdStd.ocx), обеспечивающие администрирование серверной части и решение основных задач ОИК; 
  3. программу АРМ-пользователя, представляющую собой оболочку, интегрирующую запуск и выполнение функциональных модулей клиентской части [2].

  4. Анализ

  Был применен структурно-лингвистический метод [3, 6] для целенаправленного синтеза устойчиво работающей системы (рассмотрены выше)  с требуемыми характеристиками. Сеть Smart grid можно представить в виде множества связанных объектов управления защитой (МСОУЗ) [5]. Все потоки смысловой информации расположены на общей структурной схеме на рис. 1. Потоки представлены в виде следящей системы с обратной связью по информационным составляющим. Согласно структурно-лингвистическому методу   общий смысловой поток информации, касающийся МСОУЗ, раскладывается на реально возможное практически реализуемое количество информационных  датчиков ТС и   структурных элементов НТС.
  На каждом иерархическом уровне обработки информации применяется унифицированный алгоритм обработки информационных составляющих под общим названием «За-против» [3, 6, 7].

  

  Рисунок 5 – Структурно-логическая схема информационных составляющих системы МСОУЗ

  Смысловые сигналы S(t) отдельных устройств или иерархической цепочки нескольких объединенных устройств преобразуется многопороговыми элементами ρ в дополнительные НТС. Такие НТС являются входной информацией для СемА более высокого иерархического уровня, которые могут находиться в других устройствах. Совокупность СемА общего информационного поля образуют единый смысловой сигнал S_СЕМ(t). По отношению к смысловому сигналу S(t) строится система автоматической стабилизации нормального режима (АСНОР) [3, 5 - 7]. Систему АСНОР управления по смыслу можно представить (рис. 3).

  

  Рисунок 6 – Система АСНОР сети smart grid работы по информационным составляющим

  На рис.2 приведем структурную схему смарт анализатора системы АСУ ТП «ГЩУ».

  

  Рисунок 7 – Структурная схема смарт-анализатора системы АСУ ТП «ГЩУ»

  Известное описание анализируемых устройств (структурная или принципиальная схема) приводятся к элементарным структурным элементам ТС, НТС обобщенного дерева структурных взаимосвязей [3]. С дерева списывается перечень определенных правил РN. Далее принимается вес k каждого правила РN, исходя из его вклада в общий результат S. Расставляются в таблице иерархической систематизации все устройства следующим образом. По горизонтальной оси располагаются устройства в направление совершенствования правил селективности Р_CЕЛ. По вертикальной оси таблицы располагаются устройства в направление совершенствования правил Р_БЛ блокировки (от неустойчивой работы устройств, правил подтверждения наличия повреждения, разблокировки и защиты от помеховых смысловых ситуаций). Полученные перечни правил РN расположены в таблице по мере задействования все большего суммарного весового коэффициента K_Σ каждого из устройств. Значения K_Σ для каждого РN приведены на обобщенном дереве. Для строгого сравнения устройств между собой можно подсчитать коэффициент эффективности К_ЭФ устройства по формуле К_ЭФ=K_Σ устройства/K_Σ обобщенного. Каждое РN отнесено либо к селективности «С», либо к блокировке «Б» [6]. Результат приведен в таблице 1.

  Таблица 1 - Иерархическая систематизация устройств АСУ

  Блокировка	Селективность
  	300	310	360	375	490	605
  385	[A]
  395		[Б]
  415			[В]
  415				[Г]
  520					[Д]
  635						[Я]

  Примечание
  [А] – «ОИК Диспетчер» PN=10, K_Σ=685, К_ЭФ=0,5524.
  [Б] – «КОТМИ-NT», PN=11, K_Σ=705, К_ЭФ=0,5685.
  [В] – «Систел», PN=13, K_Σ=735, К_ЭФ=0,5927.
  [Г] – «ES-Энергия», PN=12, K_Σ=790, К_ЭФ=0,637.
  [Д] – MicroSCADA Pro, PN=15, K_Σ=1010, К_ЭФ=0,8145.
  [Я] – «Обобщенный», PN=18, K_Σ=1240, К_ЭФ=1

  Выводы

  Переход к интеллектуальным системам управления электроэнергетической сетью является наиболее актуальным вопросом в Украине на данный момент Разработка средств управления и контроля, основанных на новых технологиях дает возможность получить более стабильную и безопасную энергосистему, а также уменьшить потери электроэнергии в сети, за счет лучшего контроля потребления.

  Исходя из сопоставления опубликованных описаний АСУ, выясняется, что их авторы ставят перед собой решение задачи о построении так называемого «простого» устройства. Дополнительно следует отметить, что авторы часто связывают совершенствование «простых» устройств АСУ с изменением их чувствительности к сигналам входных координат. Также таблица иерархической систематизации устройств АСУ указывает направление для дальнейших разработок в сфере контроля и мониторинга энергосистем.

  Магистерская работа посвящена актуальной научной задаче перехода украинских электроэнергетических сетей к концепции smart grid. В рамках проведенных исследований выполнен анализ существующих, используемых средств и стандартов релейной защиты и автоматики, средств мониторинга и контроля за работой энергетической сети структурно-лингвистическим методом;

  Дальнейшие исследования направлены на следующие аспекты:

  1. Разработку и создание автоматизированного устройства, ориентированного на выполнение функций РЗиА, мониторинга и контроля энергосистемы;
  2. Создание программного обеспечения для разрабатываемого устройства АСУ ТП «ГЩУ».

  При написании данного реферата магистерская работа еще не завершена. Окончательное завершение: декабрь 2013 года. Полный текст работы и материалы по теме могут быть получены у автора или его руководителя после указанной даты.

  Список источников

  1. Smart Grid - Энергетика будущего [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.smartgrid.ru....
  2. «Энергобаланс» [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.energybalance.ru....
  3. Никифоров А. П. «Выбор между «простыми» и «совершенными» конструктивными решениями, формирующими объект управления и защиты, структурно-лингвистическим методом».// Научные труды Кременчугского национального технического университета. Серия: «Електроэнергетика и электротехника», выпуск 8 (140).- Кременчуг , 2009.- С. 236-240.
  4. Инженерный центр «Энергосервис» [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.ens.ru....
  5. Дж Ту, Р. Гонсалес. Принципы распознавания образов, М: «Мир», 1978. - 411 с
  6. Никифоров А. П. «Диспетчер смарт-грид в каждом устройстве потребителя. Технические и экономические задачи.» / А. П. Никифоров // Научные труды Донецкого национального технического университета. Серия: № 12(200);.- 2012.- С. 236-240.
  7. Никифоров А. П. «Анализ и синтез устройств защиты на основе построения иерархической линии «от простого к совершенному» структурно-лингвистическим методом.» / А. П. Никифоров // Научные труды Кременчугского национального технического университета, выпуск 9(158). - Донецк , 2009.- С.169-174.
  Резюме Биография Библиотека Ссылки Отчет о поиске Индивидуальный раздел