Рис.7.30. Система диспетчеризации электроснабжения
Система диспетчеризации электроснабжения, изображенная на рис. 7.30, состоит из различных устройств и оборудования, объединенного в систему. Некоторые составляющие (системы учета, мониторинга ИБП и ДГУ) способны действовать автономно, прочие функционируют только в составе СДЭ.
СДЭ имеет иерархическую многоуровневую структуру;
Уровень 1: первичные датчики и исполнительные устройства (3), измерители ПКЭ (4), счетчики электроэнергии (5), а также устройства согласования сигналов первичных датчиков с входами контроллеров сбора информации (на рисунке не показаны).
Уровень 2: контроллеры сбора информации (удалённые модули ввода/вывода) (2), интеллектуальные пульты и панели управления оборудованием (ИБП (9), ДГУ (10) и т.д.), станции мониторинга ИБП, ДГУ (на рисунке не показаны), устройства сбора и передачи данных (6), АРМ АСКУЭ (8). Обмен данными между этим уровнем и уровнем 3 осуществляется по интерфейсам RS-232 (422, 485) и открытым стандартным протоколам.
Уровень 3: сервер (серверы) ввода/вывода СДЭ. Сервер СДЭ (1) содержит средства организации обмена информацией с АРМ диспетчеров (7) (на базе локальной вычислительной сети) и контроллерами сбора информации (по объектовым шинам), а также специализированное программное обеспечение для сбора и архивирования информации, поступающей от инженерных систем. Сервер СДЭ передает оперативные данные персоналу объекта через другие информационные сети (УАТС, система голосового оповещения).
Уровень 4: АРМ диспетчеров (7). На этом уровне иерархии на рабочих станциях функционирует специализированное программное обеспечение для мониторинга и управления электрооборудованием. Связь на этом уровне осуществляется по ЛВС объекта.
СДЭ выполняет следующие общесистемные функции:
- обеспечивает получение оперативной информации о состоянии системы электроснабжения;
- обрабатывает текущую информацию и управляет системой электроснабжения здания и электрооборудованием в соответствии с заданными режимами работы;
- проводит документирование и регистрацию параметров процессов, происходящих в системе, а также действий диспетчеров энергослужбы;
- проводит автоматизированный учёт эксплуатационных ресурсов оборудования;
- обеспечивает возможность подключения к системе дополнительного оборудования, увеличения точек контроля и расширения функций управления без нарушения работы СДЭ.
Более подробно состав и содержание функций, выполняемых СДЭ, приводятся ниже.
В СДЭ предусматривается контроль параметров потребляемой электроэнергии. Диспетчеризация системы учета электроэнергии отдельно не выделяется и входит в диспетчеризацию СОЭ. Микропроцессорные счетчики электроэнергии позволяют получить в комплексе параметры, представленные на рис. 7.31:
- значения фазных токов и напряжений;
- значения активной и реактивной мощностей по фазам;
- cos φ по фазам;
- частоты сети;
- расход электроэнергии.
Рис. 7.31. Экранный кадр отображения параметров электроэнергии
(источник: ЭкоПрог)
Показатели качества электроэнергии контролируются микропроцессорными счетчиками с функциями контроля ПКЭ или специализированными приборами. Контролю подлежат ПКЭ, предусматриваемые ГОСТ 13109-97.
Перечисленные параметры относятся к параметрам режима. В системе диспетчеризации мониторингу подлежат также параметры схемы (рис. 7.32). Под термином «параметры схемы» понимается положение защитно-коммутационных аппаратов и состояние источников электроснабжения.
На мнемосхеме осуществляется индикация состояния устройства АВР, вводных выключателей, общая сигнализация состояния секций ГРЩ. Для более детального ознакомления с состоянием секций или в случае возникновения неисправностей сигнализация состояний автоматических выключателей секций ГРЩ доступна для диспетчера при переходе к соответствующим экранным окнам (рис. 7.33). Интерфейс с пользователем в СДЭ организован по типу «всплывающих» окон, позволяя переходить от ГРЩ в целом к отдельным секциям и далее к распределительным щитам.
Рис. 7.32. Экранный кадр мониторинга состояния ГРЩ (источник: ЭкоПрог)
Состояние защитно-коммутационных аппаратов индицируется положением условных обозначений и дублируется цветовой заливкой. Аварийное отключение выключателя отходящей линии или потеря секцией питания сопровождаются аварийной сигнализацией. Оперативные переключения, производимые персоналом непосредственно на ГРЩ, отображаются без подачи аварийной сигнализации. Дистанционное управление нагрузками предусматривается как в автоматическом режиме по программе контроллера СДЭ, так и по командам с АРМ диспетчера. Автоматическое управление реализует так называемый «виртуальный» щит (секцию) гарантированного электроснабжения. Алгоритм управления закладывается в энергонезависимую память контроллера сбора информации (1 на рис. 7.30). Программирование управления отходящими линиями, подлежащими отключению при переходе системы электроснабжения в автономный режим (питание от ДГУ), осуществляется с АРМ диспетчера СДЭ.
Диспетчеризация СБЭ предусматривает контроль параметров ИБП и состояния распределительных устройств аналогично диспетчеризации СОЭ. Дистанционное управление ИБП осуществляется в ранее оговоренных случаях с соблюдением правил авторизации.
Рис. 7.33. Экранные кадры мониторинга состояния секций ГРЩ (источник: ЭкоПрог)