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. 7.34. Экранный кадр мониторинга состояния распределительных щитов СБЭ

(источник: ЭкоПрог)

Диспетчеризация СГЭ предусматривает (рис. 7.35):

- контроль напряжения, токов и частоты на вводе АВР ДГ;

- контроль частоты вращения ДГУ;

- контроль нагрузки на генераторе;

- сигнализацию низкого давления масла;

- сигнализацию перегрева охлаждающей жидкости;

- сигнализацию нормальной работы;

- выявление неисправностей при пуске ДГУ;

- сигнализацию аварийного останова;

- контроль напряжения на стартерной аккумуляторной батарее;

- регистрацию уровня топлива в дополнительном баке;

- запуск ДГ в ручном режиме.

С АРМ диспетчера СДЭ осуществляется доступ к электронному журналу пане­ли управления ДГУ. Запись файлов событий и параметров режима ДГУ произво­дится аналогично этим действиям для ИБП.

Рис. 7.35. Экранный кадр мониторинга СГЭ (источник: ЭкоПрог)