ВКР Анализ состояния и динамики автоматизации и диспетчеризации систем электроснабжения Чучковского РЭС


Тема НИР: Анализ состояния и динамика автоматизации и диспетчеризации систем электроснабжения Чучковского РЭС.
Сбор информации, обзор источников литературы. Аналитический обзор систем автоматизации и диспетчеризации систем электроснабжения (семестр 1).
В настоящее время ускорение научно-технического прогресса диктует необходимость совершенствования промышленной электроэнергетики: создания экономичных, надежных систем электроснабжения промышленных предприятий, освещения, автоматизированных систем управления электропри-водами и технологическими процессами, внедрения микропроцессорной техники, элегазового и вакуумного электрооборудования, новых комплектных преобразовательных устройств. Непрерывность технологического процесса, тяжелые условия работы электроустановок и электрооборудования создают особые требования к системе электроснабжения. Это надежность и бесперебойность питания. При наличии современной автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) промышленное предприятие полностью контролирует весь свой процесс энергоснабжения. В этом случае появляется возможность эффективно перераспределять все виды ресурсов внутри предприятия, контролируя эффективность использования рабочего времени работниками предприятия. При этом обеспечение безопасность их работы будет обеспечена на более высоком уровне во время всего рабочего дня. Сегодня вопрос в области диспетчеризации связан с внедрением современных АСДУ, реализованных на основе современных информационных технологий. Многие ведущие фирмы мира предлагают интегрированные решения диспетчерских инженерных служб обеспечения жизнедеятельности предприятия с использованием микропроцессорных систем и средств, сетевых телекоммуникационных устройств и высокопроизводительных рабочих станций.

Телемеханические и диспетчерские системы управления СЭС.
Автоматизированная система управления (АСУ) – это система "человек-машина", обеспечивающая эффективное функционирование объекта, в которой сбор, передача и обработка информации, необходимой для реализации функций управления, осуществляются с применением средств автоматизации и вычислительной техники. В сложных системах полная автоматизация управления предприятием (или его отдельным департаментом) обычно трудно реализовать из-за отсутствия аналитического аппарата управляющих процессов, а также непредсказуемости всех возможных режимов работы. Поэтому наряду с устройствами автоматизации и телемеханики определённые функции выполняет исключительно человек (оператор), при этом система управления превращаются в автоматизированную систему диспетчерского управления (АСДУ). Эти диспетчерские системы управления отличаются от соответствующих систем автоматизации в первую очередь превалирующей ролью человека (диспетчера) в контуре управления. Приёмо-передача сигналов управления осуществляется диспетчером с помощью специально организованных каналов и линий связи. С помощью средств телемеханики диспетчер получает информацию о параметрах режима электропотребления и положения коммутационных аппаратов на понизительных подстанциях своего района. С помощью этих устройств осуществляется передача управляющих команд с диспетчерского пункта на объекты. Режимы работы отдельных элементов в системе электроснабжения (СЭС) взаимосвязаны. Согласованное действие всех этих элементов будет обеспечено лишь в случае, если важнейшие из них обладают устойчивыми операциями контроля и управления, сосредоточенные в одном месте (диспетчерском пункте). В простейшем случае диспетчеризация управления может осуществляться с помощью телефонной связи диспетчера с обслуживающим персоналом удалённых объектов. При телефонной связи диспетчера с контрольными пунктами получается значительный промежуток времени с момента, требующего оперативного вмешательства до момента исполнения. Кроме того, при диспетчеризации только посредством телефонной связи велика вероятность неполучения или недостоверности информации. Работа диспетчера оказывается более эффективной, если информация о режимах работы элементов системы автоматически приходит от приборов, установленных на диспетчерских пунктах. Кроме того, сам диспетчер имеёт возможность изменить режим работы управляемой системы, непосредственно посылая сигналы на контролируемые объекты. Если контрольных пунктов мало, а расстояние между диспетчерскими пунктами значительно, то можно использовать дистанционное управление. Для этого необходимо перенести аппаратуру управления и сигнализации со щитов местного управления на центральный диспетчерский пункт (ЦДП). В случаях большого расстояния между диспетчерскими и контрольными пунктами необходимо использовать устройства телемеханики. Они не требуют постоянного дежурного персонала и позволяют использовать управляющую вычислительную машину.
Отдельной задачей АСУЭ является операция, выполненная с помощью технических средств и программного обеспечения, в результате решения которой формируются либо отчетный документ, либо одно или серия однотипных сообщений обслуживающему персоналу.
Отдельная функция АСУЭ – это совокупность задач, направленных на достижение общей цели управления и объединённых единым критерием управления.

Диспетчерская система управления СЭС
Телеуправление – управление положением или состоянием объектов методами и средствами телемеханики. Телеуправление предприятиями применяется тогда, когда это дает возможность улучшить ведение режима и позволяет ускорить локализацию и ликвидацию аварии, нарушение и отклонение от нормальных режимов работы, если это невозможно сделать с помощью местной автоматики.
Телесигнализация (ТС) – это получение информации о состоянии контролируемых и управляемых объектов, имеющих ряд возможных дискретных состояний. ТС должна обеспечивать передачу на пульт управления предупреждающих и аварийных сигналов, а также обеспечивать отображение состояние основных элементов СЭС на диспетчерском пульте (и на щите), при этом должны предусматриваться следующие показатели:
- положение всех телеуправляемых объектов;
- положение крупных телеприёмников;
- положение не телеуправляемых выключателей ВН на вводах;
- положение секционных шинно-соединительных и обходных выключателей;
- положение силовых трансформаторов, находящихся в цехе.
Телеизмерения (ТИ) – должны обеспечивать возможность измерения основных параметров, отображающих работу системы и позволяющих правильно управлять ситуацией. Для телеизмерений в АСУ рекомендуют выбирать:
- напряжение на головных шинах;
- напряжение на шинах пункта приёма электроэнергии;
- ток на одном из концов линии подстанции;
- суммарную мощность, полученную от отдельных источников и т.д.
Телеизмерения тока и напряжения организуются по вызову, а мощности – по циклическому типу в течение суток. Телеизмерения интегральных параметров (ТИИ) обеспечивают возможность составления энергетических балансов. Кроме того, они используются постоянно для ввода результатов измерений в вычислительную информационную сеть.
Телеизмерения текущих параметров (ТИТ) – должны обеспечивать диспетчеру возможность измерения основных электрических параметров, необходимых для управления системой и восстановления её после аварии.
Телемеханизация (ТМ) должна обеспечивать:
- отображение на диспетчерском пульте состояний и основных элементов;
- передача на диспетчерский пульт предупреждающих и аварийных сигналов;
- управление основными элементами системы и т.п.
В качестве технических средств ТМ используются проводные многоканальные телемеханические устройства заводского изготовления. В качестве первичной измерительной аппаратуры в СЭС используются стандартные измерительные трансформаторы тока, имеющие на выходе ток
1 А или 5 А, и измерительные трансформаторы напряжения с напряжением измерительных обмоток 100 В, а также датчики для сбора различной технической информации. В связи с постоянным удорожанием потреблённой электроэнергии и необходимости модернизации производственных мощностей (и их систем автоматизации) у промышленных предприятий возникла необходимость в построении интегрированных решений, в разработке автоматизированных систем контроля и управления электропотребления (АСКУЭ), построенных с применением персональных ЭВМ.
Задачи оперативного контроля и управления(1 группа) Задачи оперативного управления решаются на базе программно–технических средств оперативно–информационного управляющего комплекса (ОИУК) в рамках двух подсистем: информационно–управляющей (ИУП) и информационно–вычислительной (ИВП). Основным назначением ИУП является сбор, первичная обработка и отображение информации о текущем режиме, а также контроль допустимости режима и состояния элементов энергооборудования. В задачи ИВП входят более сложные вычислительные функции, обеспечивающие помощь оперативному персоналу с расчётом допустимости нормальных и послеаварийных режимов, ремонтных заявок, коммутационных переключений, оценку состояния работы электрических, тепловых сетей и электростанций, определение расстояния до места повреждения, оперативный прогноз нагрузок и контроль за потреблением энергии и мощности, расчёт и оптимизацию электрических и тепловых режимов в реальном времени, диагностику основного оборудования. В части обработки телеинформации должны решаться задачи:
- приёма телеизмерений и телесигналов по каналам связи, контроль достоверности, восстановление недостоверных данных, расчёт интегралов, осреднение, контроль пределов;
- архивирования;
- контроля состояния системы сбора информации и формирование статистических данных о работе отдельных элементов системы сбора;
- управления диспетчерским щитом;
- ретрансляции телеинформации на другие уровни управления.
В части диспетчерской ведомости должны решаться задачи:
- переноса телеизмеряемых данных в архивы и ведомости;
- переноса интегральных и осредняемых значений телеизмерений в архивы и ведомости;
- приёма и передачи данных по каналам межуровневого обмена;
- уточняющего расчёта данных диспетчерской ведомости;
- формирования отчётных документов требуемой структуры.
Технологические задачи (2 группа)Технологические задачи решаются в рамках подсистем:
- технологических задач диспетчерского управления;
- планирования режимов.
В подсистему технологических задач диспетчерского управления входят задачи автоматизации функций диспетчерского персонала:
- формирование и ведение оперативной расчётной схемы электрической сети;
- ведение оперативного журнала диспетчера;
- ведение оперативной документации;
- автоматизированное рассмотрение диспетчерских заявок;
В подсистему планирования режимов входят задачи:
- прогноз нагрузок на характерные периоды;
- оценка режимных последствий ввода в работу новых объектов и подключения их к электрическим и тепловым сетям;
- разработка и корректировка нормальных и ремонтных режимов работы оборудования;
- расчёт потерь энергии в электрических сетях и на электростанциях,
- анализ и прогноз надёжности, качества электроснабжения;
- расчёт удельных расходов топлива и себестоимости выработки энергии на электростанциях.
Режимно–технологические задачи оперативного управления включают:
- отслеживание состояния топологии электрической сети энергосистемы по данным ТИ и ТС;
- контроль правильности работы телеизмерительной системы на основе сравнения фактических и оценённых значений телеизмеряемых режимных параметров;
- оценку надёжности текущих режимов и выдача рекомендаций по её повышению;
- оптимизацию текущих электрических режимов энергосистемы и выдача рекомендаций по снижению потерь активной мощности;
- внутрисуточную коррекцию режимов энергосистемы по активной мощности;
- возможность проведения проверочных расчётов режимов на основе реальных данных с целью оценки допустимости тех или иных решений, принимаемых диспетчером;
- возможность проведения обучения диспетчерского персонала на основе данных реального времени.
В область режимно–технологических задач краткосрочного планирования входят:
- краткосрочный прогноз суммарной нагрузки энергосистемы и её районов на основе фактических нагрузок, хранящихся в диспетчерской ведомости:
- расчёт краткосрочного баланса мощности энергосистемы;
- оптимальное распределение нагрузки между электростанциями энергосисте-мы;
- формирование расчётной схемы и нагрузок узлов для краткосрочного планирования электрических режимов энергосистемы;
- расчёт и оптимизация краткосрочных электрических режимов энергосистемы исходя из минимума потерь и соблюдения заданных ограничений;
- оценка режимной надёжности сформированных краткосрочных режимов энергосистемы;
- определение плановых краткосрочных значений технико–экономических показателей работы энергосистемы;
 обработка и достоверизация контрольных замеров;
 определение статических характеристик нагрузок;
- прогноз нагрузок в узлах электрических сетей на характерные периоды;
- расчёт плавких вставок предохранителей, устанавливаемых на трансформа-торах;
- оценка режимных последствий ввода в работу новых объектов и подключе-ния их к электрическим сетям;
 разработка и корректировка нормальной и ремонтной схем сетей;
- разработка типовых ремонтных схем;
- расчёт, анализ и прогноз надёжности схем электроснабжения;
- расчёт, анализ и прогноз качества электроэнергии в электрических сетях;
- расчёт, анализ, нормирование и прогноз потерь электроэнергии в электрических сетях.
Задачи автоматического управления (3 группа)К таким задачам относятся:
- автоматическое управление энергооборудование;
- автоматическое управление средствами регулирования напряжения и реактивной мощности;
- автоматическое управление средствами первичной коммутации для локализации аварий и восстановления электроснабжения (автоматическое повторное включение (АПВ), автоматическая частотная разгрузка (АЧР), автоматический ввод резерва (АВР), автоматическое секционирование электрических сетей и т.п.);
- автоматическое управление средствами первичной коммутации для оптимизации установившихся режимов электрических сетей;
- релейная защита электрических сетей.
Особенностью этой группы задач является решение их соответствующими устройствами (как локальными, так и АСУ ТП) автоматически, без участия человека.
Задачи АСКУЭ (4 группа).
Подсистема АСДУ должна быть развёрнута на всех уровнях:
- уровень энергосбыта;
- уровень предприятий электрических сетей (ПЭС) – отделение энергосбыта;
-уровень районов электрических сетей (РЭС) – участок энергосбыта;
-уровень энергообъектов (ТЭЦ и подстанции).
Функции и задачи АСКУЭ заключаются в формировании и передаче данных о выработанной и потреблённой электроэнергии, а также потреблении топлива для оперативного диспетчерского управления (ОДУ) энергосистемой и для решения сбытовых задач.
АСКУЭ создаётся для автоматизации расчётного и технического учёта производства и расхода электроэнергии на базе достоверной, метрологически обеспеченной информации, контроля балансов мощности и энергии, контроля и управления режимами электропотребления, а также управления нагрузкой потребителей. Автоматизацией учёта электропотребления решается проблема коммерческих расчётов за электроэнергию и мощность по дифференцированным и многоставочным тарифам, а также проблема получения точных и достоверных балансов электроэнергии по энергообъектам в едином временном срезе.
В основу создаваемых систем АСКУЭ положены следующие базовые принципы:
- исходной информацией для системы служат данные, получаемые от счётчиков расхода электроэнергии (уровень подстанций и станций);
- система создаётся как расчётная, использующая для расчётного и технического учёта одни и те же комплексы технических средств;
- сбор, первичная обработка, хранение и выдача в систему информации об электроэнергии и мощности на объектах осуществляется с помощью специализированных информационно–измерительных систем или устройств сбора и передачи данных (УСПД);
- информация об электроэнергии и мощности, образующаяся на энергообъектах и циркулирующая в АСКУЭ привязана к астрономическому времени или синхронизирована в пределах энергообъекта;
- система сбора и передачи информации АСКУЭ по возможности использует установленные системы связи.
Автоматизированная система диспетчерского управления СЭС Автоматизированная система диспетчерского и технологического управления (АСДУ) представляет собой многоуровневый программно–технический комплекс, включающий средства сбора информации, каналы связи, ПЭВМ и программы обработки. АСДУ позволяет:
- обеспечить диспетчерский и режимный персонал, энергонадзор, руководство энергосистемы и предприятий сетей оперативной информацией о текущих прогнозных и ретроспективных режимах;
- организовать эффективный контроль за ведением текущего режима энергосистемы;
- повысить обоснованность принимаемых диспетчером решений;
- повысить качество и надёжность электроснабжения потребителей;
- осуществлять оперативный и ежесуточный контроль баланса мощности и электроэнергии и улучшить планирование внутрисуточных и текущих режимов;
- получить максимальную прибыль за счет оптимального ведения режимов, экономии топлива и электроэнергии;
- внедрить в кратчайший срок в промышленную эксплуатацию самые современные средства вычислительной техники, а также прикладное программное обеспечение.
Принципы построения АСДУАСДУ разрабатывается на основе следующих принципов:
- функциональная полнота – система должна обеспечивать выполнение всех функций, необходимых для автоматизации объектов управления;
- гибкость структуры – возможность достаточно быстрой настройки при изменяющихся условиях эксплуатации объекта управления;
- открытость – должна обеспечивать возможность присоединения к системе новых функций;
- живучесть – способность сохранять работоспособность системы при отказе её отдельных элементов;
- унификация – максимальное использование стандартного системотехничес-кого программного обеспечения и совместимость системы с международными стандартами с целью его дальнейшего развития и включения в межуровневую региональную вычислительную сеть;
- распределенность обработки информации в неоднородной вычислительной сети;
- отработка типовых решений на "пилотных" проектах с последующим их применением на других объектах;
- преемственность по отношению к эксплуатируемым в настоящее время системам АСДУ энергосистемой, предусматривающая возможность совместной эксплуатации существующих устройств управления на энергообъектах (телемеханики, релейной защиты и автоматики) и внедряемых микропроцессорных систем, с последующей заменой устаревших устройств;
- информационная совместимость на разных уровнях управления.
Требования к аппаратным и программным средствам АСДУ.
АСДУ должна удовлетворять следующим требованиям:
- использования современных микропроцессорных терминалов и контроллеров с требуемой реакцией: электрические процессы – не болеё 1–5 мс, тепломеханические процессы – не болеё 250 мс;
- возможности передачи данных от контроллеров и устройств телемеханики с меткой времени (для расчётов баланса энергии и мощности и регистрации аварийных процессов);
- повышения скорости передачи данных по телемеханическим каналам;
- возможности использования стандартных промышленных контроллерных сетей и применение в этих сетях контроллеров;
- использования стандартов Международной электротехнической комиссии (МЭК) и российских ГОСТов;
- использования стандартных, локальных вычислительных сетей (ЛВС);
- использования стандартных операционных систем, стандартной структуры реляционных баз данных;
- обеспечения требуемой точности и реакции на события в нормальных и аварийных ситуациях.
АСДУ должна иметь открытую сетевую архитектуру, как в отношении конфигурации её оборудования, так и в отношении универсальности функциональных пакетов программ, чем обеспечивается высокая степень гибкости. Она строится на базе многопроцессорных систем управления, объединённых в локальные (ЛВС) и региональные (РВС) вычислительные сети, имеёт в своем составе мощные ЭВМ.
На всех уровнях АСДУ должна быть использована интегрированная база данных (ИБД), включающая SQL–совместимые базы данных и базы данных реального времени (БДРВ), реализующие единое информационное пространство.
ИБД должна обеспечивать необходимую полноту, целостность и надёжность хранения информации.
Организационная и функциональная структуры АСДУ.
АСДУ-это совокупность комплексов АСДУ ЦДП (центрального диспетчерского пункта), АСДУ ПЭС и РЭС, АСУТП электростанций и подстанций, систем АСКУЭ, обменивающихся информацией по каналам телемеханики или через ЦКИ (центр коммутации информации). В соответствии с территориальным принципом обслуживания и управления объектами АСДУ можно реализовать на трёх или четырёх уровнях управления:
- Уровень служб и отделов АО-Энерго и энергосбыта (ЦДП, энергосбыт).
- Уровень предприятий электрических сетей (ДП ПЭС, отделение энерго-сбыта).
- Уровень районов электрических и тепловых сетей (ДП РЭС, участок энергосбыта). Крупные предприятия электрических сетей делятся на районы.
- Уровень энергообъектов (электростанция, подстанция).
Каждый уровень АСДУ функционирует на базе локальных (ЛВС) либо региональных вычислительных сетей, под управлением специализированных ЭВМ.
Задачи АСДУ Задачи АСДУ, в общем, должны быть аналогичными для всех энергопредприятий (за исключением энергосбыта, где есть только задачи АСКУЭ). Это является одним из основных принципов построения единой вертикали АСДУ АО-Энерго. В состав АСДУ входят следующие группы задач:
- задачи оперативного контроля и управления;
- технологические задачи;
- задачи автоматического управления;
- задачи контроля и учёта электрической энергии.
Современные методы автоматизации диспетчерских пунктов промышленных предприятий
Построение систем диспетчерского управления, как открытых систем, аппаратные средства и программное обеспечение которых согласуется с международными стандартами, обеспечивает принятие наилучшего решения, удовлетворяющего как потребителей, так и производителей АСУ. Их отличительной особенностью является жесткая функционально-временная связь с технологическим циклом (оборудованием) производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии, которая и определяет подход к созданию открытых АСКУЭ и АСДУ.
Основу архитектуры (платформы) рассматриваемых систем должны составлять базовое изделие – система диспетчерского управления и сбора данных (СДУСД), а также модули прикладного программного обеспечения. Данный подход обеспечивает многообразие (масштабируемость) и гибкость (наращивание) при построении АСУ на единой платформе – от систем на базе однопользовательского персонального компьютера (РС) и диспетчерского щита с мнемосхемой (на небольших и средних подстанциях) до многопользовательских систем на основе специализированных серверов и рабочих станций. В первом случае говорят об одноуровневой АСУ, во втором двух- и многоуровневой архитектуре АСУ.
Архитектура открытых АСУ должна предусматривать чёткое разделение функций, реализуемых отдельными серверами. При этом критичные ко времени функции можно реализовать на двойном комплекте серверов (основном и резервном), в то время как менее критичные – на одинарных. Эта гибкая и эффективная схема резервирования в полной мере обеспечивает высокую надёжность функционирования АСУ.
Информация в СДУСД должна поступать через серверы сбора данных и серверы связи. Серверы сбора данных сообщаются с локальными блоками управления (ЛБУ), устанавливаемыми на подстанциях, а серверы связи – с другими центрами управления.
Для облегчения создания и изменения (расширения) СДУСД в соответствии с уникальными требованиями заказчика программное обеспечение должно быть выполнено в виде отдельных модулей со стандартными интерфейсами. Современный уровень программирования предусматривает ориентацию на рабочие станции и серверы фирм "Sun" и "IBM" и такие производственные стандарты, как POSIX (для операционной системы UNIX), Х.25 и ТСР/IР (для сетевых коммуникаций), Ethernet (для локальных вычислительных сетей), X Window System и OSF/Motif (для человеко-машинных интерфейсов ), ORACLE RDBMS C SQL2 (для работы с базами данных ), ISO/OSI (для протоколов обмена), С++ и РАSCAL (для языков программирования).
Использование в открытых СДУСД высокопроизводительных рабочих станций и серверов, распределённых компьютерных баз данных, а также разработка человеко-машинных интерфейсов обеспечивают наибольшее удобство работы диспетчеров и наилучшее исполнение ими функциональных обязанностей, касающихся управления технологическим оборудованием.

Масштабируемая архитектура СДУСД
Масштабируемая (расширяемая) архитектура открытых СДУСД предоставляет им возможности не только собственного неограниченного роста (посредством добавления большого количества рабочих станций и серверов для поддержки сотен ЛБУ, сотен тысяч передающих цифровых и аналоговых точек и миллионов распределенных цифровых и аналоговых точек), но и создания (развития) на их основе систем управления генерацией энергии, управления энергией, управления распределением энергии и управления нагрузкой (посредством добавления серверов и модулей программного обеспечения, реализующих соответствующие функции). Чтобы добиться поставленных задач, необходимо использовать для автоматизации систем управления современные технологии и микропроцессорные средства автоматизации.
Основные виды микропроцессорных средств автоматизации
Программно-аппаратная реализация системы автоматизации контроля и управления электроснабжения имеет ряд особенностей, в первую очередь с позиции требуемой распределенности, быстродействия и параметров устройств связи с объектом.
Сложилось так, что сигналы выводились ото всех датчиков на щиты управления – блочные, групповые, местные. Там же размещались контрольно-измерительные приборы, устройства защиты, регуляторы, ключи управления. Соответственно и формировалась структура АСУТП, когда на щитах управления располагались программируемые контроллеры, включая модули ввода – вывода устройств связи с объектом, и велось централизованное управление основным и вспомогательным технологическим оборудованием. В последнее время ситуация несколько меняется. Все чаще применяется установка контроллеров, объединённых в локальную вычислительную сеть (ЛВС).

Контроллеры для систем автоматизации
Устройства релейной защиты и автоматики (РЗА), измерительные приборы и ключи управления максимально приближены к объектам, т.е. находятся в самих распределительных устройствах (РУ). В ряде случаев последние удалены на сотни метров и даже на километры от главных или центральных щитов управления. Для электрической части характерно такая идеология управления и регулирования, когда к централизованным задачам относятся, в основном, лишь автоматическое регулирование частоты и мощности, групповое управление возбуждением генераторов и противоаварийная автоматика, а устройства РЗА выполненные в виде отдельных локальных устройств. Следовательно, микропроцессорное устройство системы контроля и управления электрической части должны иметь не только функциональную, но и территориальную распределенность.
Программно-технические комплексы (ПТК) для тепловой части выпускают в мире десятки производителей. Имеются развёрнутые производства в России, в том числе и отечественные разработки. Для электрической же части выбор ПТК, в составе которых присутствует полная гамма микропроцессорных устройств РЗА для электрических сетей всех классов напряжения, ограничен. Даже на европейских рынках доминируют лишь несколько систем фирм ABB,GEC Alsthom, Merlin Gerin, Siemens.
Микропроцессорные устройства РЗА хотя и являются многофункциональными, однако работают по жёсткой логике. Помимо традиционных функций защиты, автоматических ввода резерва (АВР), повторного включения (АПВ) и частотной разгрузки (АЧР) они осуществляют регистрацию и осциллографирование событий, измерение электрических величин, самодиагностику. В ряде случаев в них встроены блоки схем управления коммутационной аппаратурой. Объём информации снимаемый в цифровом коде с рассматриваемых устройств, представителен.
Другие задачи реализуются на базе иных программно-аппаратных средств с использованием технологии открытых систем. Под понятием "открытая система" понимается совокупность таких свойств, как высокий уровень стандартизации, отсутствие патентного права, наличие значительного числа независимых поставщиков, процессорная независимость, масштабируемая производительность, широкий спектр приложений.
В структуре любой микропроцессорной системы контроля и управления присутствуют следующие основные составляющие: программируемые контроллеры; операционные системы реального времени; средства программирования контроллеров; локальные вычислительные сети; средства человеко-машинного интерфейса. Глобальная тенденция такова, что перечисленные элементы системы разрабатываются различными, независимыми, специализированными производителями. В этом случае каждый элемент полностью унифицируется. Целью данной научно-исследовательской работы является анализ существующих автоматизированных и диспетчерских систем управления СЭС, а также моделирование новых интегрированных решений.

Приложенные файлы

  • docx 1782786
    Размер файла: 67 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий