Определение сечений проводов ВЛ-10кВ по условию экономичности

⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 5Следующая ⇒

Находим в нормальном режиме предварительное потокораспределение предполагая магистраль сети с двухсторонним питанием, однородной и работающей в замкнутом состоянии. Рис.13 Сеть с двухсторонним питанием, однородная и работающей в замкнутом состоянии.

Разрезаем замкнутую сеть по источнику питания и разворачиваем:

Выполним проверку:

Баланс активных и реактивных мощностей соблюдается.

Определяем значение мощностей на участках линии и находим точку токораздела, используя первый закон Киргофа:

Рис.14 Предварительное потокораспределение в нормальном режиме

Для сети 10кВ выбираем марку проводов

Согласно ПУЭ сечение проводов должно быть не ниже 35мм²

Полная мощность наиболее загруженного участка B-11

Определим ток на этом же участке;

Выбираем провод типа АС-70.

Выбираем провод типа АС-35.

Выбираем провод типа АС-70.

Проверим провода на нагрев:

Участок В-11, провод АС-70

Участок 11-12, провод АС-35

Участок 11-13, провод АС-35

Участок 10-13, провод АС-35

Участок 9-10, провод АС-35

Участок 9-8, провод АС-35

Участок А-8, провод АС-70

Провода проходят по нагреву.

Рассмотрим послеаварийный режим.

Авария №1, повреждение линии 11-В

Рис.15 Повреждение линии 11-В

Авария №2, повреждение линии А-8

Рис.16 Повреждение линии А-8

Проверим провода на нагрев из двух аварийных режимов.

Линия В-11;

Провод подходит по нагреву.

Линия А-8:

Провод подходит по нагреву.

Технические характеристики проводов:

Линия	Длина линии Км	Тип провода	r.Ом/Км	x.Ом/Км
B-11	5	AC-70	0, 42	0,392
11-12	6	AC-35	0,773	0,403
11-13	4	AC-3 5	0,56	0,401
13-10	2	AC-35	0,773	0,403
9-10	4	AC-35	0,773	0,403
8-9	6	AC-3 5	0,56	0,401
A-8	5	AC-35	0, 42	0,392

Таблица№3: Технические характеристики проводов

Проверим выбранные провода по потерям напряжения в нормальном режиме работы.

Линия В-11;

Напряжение в узлах;

Рис.17 Схема напряжений в разных точках сети

8 Технико-экономическая часть для распределительной сети 10кВ

8.1Определим основные капитальные затраты на сооружение воздушных линий 10кВ по укрупнённым показателям

Где: - капитальные затраты на сооружение 1Км ВЛ j-тового участка , руб/Км

- длина j-тового участка, Км

8.2Определяем ежедневные эксплуатационные издержки

Определим потери электроэнергии в Вл10кВ

8.3Определим себестоимость передачи 1кВт/ч электроэнергии по распределительной сети

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной курсовом проекте была составлена эквивалентная схема замещения районной сети 110 или 35кВ, произведено определение параметров эквивалентной схемы замещения районной сети.

Были произведены расчёты по нахождению потокораспределения в районной сети в нормальном режиме, определение расчётных нагрузок подстанций на сеть, произведено нахождение потокораспределения в районной сети, потерь напряжения в различных звеньях и напряжений в различных точках сети.

Произведено регулирование напряжения. Подбор регулировочных ответвлений на трансформаторах с РПН, расчёт послеаварийных режимов районной сети.

Определено сечение проводов ВЛ-10кВ по условию экономичности и выполнена технико-экономическая часть для распределительной сети 10кВ.

Выполнена автоматизация подстанции и произведена оценка гагазовой защиты трасформатора.

ЛИТЕРАТУРА

1 Правила устройства электроустановок. –М.: Энергоатомиздат, 2012. –648с.

2 Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л.Файбисовича. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: ЭНАС, 2012. – 376 с.

3 Электротехнический справочник: В 4 т. Т.2. Электротехнические изделия и устройства / Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. (гл. ред. И.Н. Орлов) – 8-е изд., испр. и доп. – М.: Издательство МЭИ, 2001. – 518 с.

4 Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрический станций и подстанций: Учебник для сред. проф. образования /Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова. – М.: Издательский центр «Академия», 2004 – 448с.

5 Мелешин В. И. Управление транзисторными преобразователями электроэнергии/ Мелешин, В.И., Овчинников, Д.А.; под редакцией В.И. Мелешина. – М.: Изд. Транспорт, 2011. – 584 с.

6 Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. Под редакцией И.А. Баумштейна, С.А. Бажанова. –М.: Энергоатомиздат, 2015. –768 с.

АСУ ТП на базе микропроцессорных устройств РЗА, АСКУЭ и телемеханики.

Опыт разработки и проблемы внедрения.

Т.Г. Горелик, С.В.Лобанов, В.Л.Окунев (ОАО «НИИПТ»).

1. Одной из наиболее актуальных задач в энергетике России в настоящее время является повышение бизнес-эффективности энергообъектов и всей энергетической системы в целом. Современным решением данной проблемы является внедрение многоуровневой иерархической автоматизированной системы технологического управления (АСТУ) на уровне ПМЭС, МЭС и ФСК и автоматизированных систем управления технологическими процессами подстанциями (АСУ ТП ПС) магистральных и распределительных сетей. Информация, получаемая в АСУ ТП ПС непосредственно от объекта, является источником технологического управления для всех уровней ЕНЭС и распределительных сетей. Реализация команд управления, выработанных на любых уровнях управления, производится также на подстанциях. Таким образом, АСУ ТП ПС играют ключевую роль во всей проблеме автоматизации управления ЕНЭС.

Отличительной чертой систем управления электросетевыми объектами является комплексный подход к решению всех задач оперативного и технологического характера. Это подразумевает интеграцию в пределах единого программно-технического комплекса всех задач защиты, регулирования, автоматического управления, сбора информации, оперативного управления и сбора данных для производственно-хозяйственной деятельности. Анализ зарубежных систем показывает, что в настоящее время общемировой тенденцией развития АСУ ТП ПС является:

- Переход от дистанционного телеуправления подстанцией (RTU – Remote Terminal Unit) к интегрированным системам управления, основанных на использовании программируемых микроконтроллеров (Programmable Logic Controller - PLC) или персональных компьютеров (РС);

- Использование интегрированных интеллектуальных электронных устройств (ИЭУ) (Intelligent Electronic Device – IED) для выполнения функций защиты, автоматики, измерений и оперативного управления;

- Использование различных SCADA-систем (Supervisor Control and Data Acquisition) для оперативного диспетчерского управления;

- Широкое использование на подстанциях локальных сетей (Local Area Network – LAN);

- Широкое использование принципов открытых систем, позволяющих полностью исключить зависимость будущего развития системы от поставки технических средств или программных продуктов определенных фирм – изготовителей;

- Широкое использование стандартных протоколов для связи с IED-устройствами, человеко-машинного интерфейса (Human Machine Interface – HMI);

- Интеграция в АСУ ТП ПС подстанционных защит и автоматики;

- Широкое использование испытаний системы у изготовителя (Factory Acceptance Testing – FAT).

Появление на рынке вычислительной техники интеллектуальных устройств оказало наиболее сильное влияние в мировой энергетике на устройства релейной защиты и автоматики. Интегрирование защиты, регулирования, мониторинга совместно с организацией локальных сетей и современными телекоммуникационными технологиями в настоящее время широко распространено на подстанциях за рубежом и приобрело статус обычного положения вещей. Интеграция позволяет полностью решить задачи удаленного контроля режима (мониторинга), контроля правильности работы защит и автоматики, оперативной настройки уставок, корректировки нагрузки, получения аварийных данных, оперативной диагностики состояния оборудования. Повышение оперативности и точности управления при новых технологиях достигается при относительном снижении затрат. Считается, что дальнейшее развитие технологического управления получит в ближайшие годы новый импульс после введения нового стандарта МЭК IEC 61850на открытые коммуникации.

2. Общая концепция построения АСУ ТП ПС. В основу общей концепции построения АСУ ТП ПС в НИИ Постоянного тока (ОАО НИИПТ) были положены следующие принципы, отработанные на различных энергетических объектах РАО "ЕЭС России" в условиях многолетней эксплуатации:

Использование системы единого времени,которая должна позволять синхронизировать все процессы ввода информации с точностью до 1мс. Использование сигналов систем "GPS" или "Глонас" позволяет синхронизировать процессы опроса по отношению к абсолютному времени. Это дает возможность синхронизации и одновременного просмотра данных, полученных не только от разных модулей устройств связи с объектом и подсистем, но и синхронизации данных от разных электроэнергетических объектов для анализа на более высоком уровне управления всей сетью.

Буферирование информации на всех уровнях системы должно производиться на уровне модулей УСО, на функциональном контроллере, сервере и рабочей станции. Такая структура существенно повышает надежность системы и позволяет сохранить информацию в аварийных ситуациях.

Обмен информацией с внешними подсистемамидолжен обеспечивать возможность приема и передачи информации от цифровых микропроцессорных защит и систем АСКУЭ по основным протоколам связи (MODBUS, PROFIBUS, МЭК 870-5-10Х и т.д.), через OPC-сервера и через базы данных;

Обмен информацией по локальной сети АСУ ТП, модемным и радио каналам связи должен обеспечивать возможность обмена информацией по стандартным протоколам с пунктами диспетчерского управления более высокого уровня. На этих уровнях должна быть обеспечена возможность объединения данных, полученных в разных точках энергосистемы, по признаку единого времени.

Открытость и масштабируемость архитектуры комплекса технических средств (КТС) и программного обеспечения (ПО) с использованием общепризнанных и широко используемыхмеждународных стандартов.

Функциональная и территориальная распределенность компонентов системы должны обеспечивать, выполнение функций контроля и управления отдельной единицей оборудования ПС так, чтобы они не зависели от состояния других компонентов системы, что существенно повышает надежность и живучесть системы.

АСУТП ПС должна строится на основе взаимосвязи функций автоматизации технологических процессов основного и вспомогательного оборудования, как единая интегрированная система.

АСУТП ПС должна обеспечивать согласованное функционирование и информационную интеграцию с системами релейной защиты и противоаварийной автоматики и другими системами автоматического управления (при сохранении автономности функционирования этих систем).

Комплекс задач и функций АСУТП ПС должен быть открыт для расширения в связи с необходимостью:

· модернизации оборудования подстанции;

· внедрения новых и перспективных информационных технологий, а также технологий управления и регулирования;

· наращивания состава и объемов обрабатываемой информации.

Архитектурные решения АСУТП ПС должны быть согласованы с архитектурой АСТУ ФСК, которая является её верхним управленческим уровнем, в части:

· форматов информационного обмена и взаимодействия;

· нормативно-справочной информации;

· процедур информационной защиты и безопасности.

Управление технологическими процессами в АСУ ТП ПС должно быть выполнено так, чтобы обеспечивался распределенный, децентрализованный принцип организации управления с регионального куста подстанций, предусматривающий:

· обеспечение гарантированного времени реакции системы на внешние события;

· оперативное оповещение верхних уровней с минимальной задержкой в режиме «тревожного сообщения» о выходе технологических режимов за нормальные пределы и об аварийных событиях;

· регистрация значений параметров протекания аварийных процессов (построение трендов);

· обеспечение самодиагностики и режимов восстановления элементов и подсистем АСУТП на всех уровнях иерархии и во всех контурах управления;

· обеспечение информацией (по значениям параметров и событиям технологических процессов) верхних уровней управления по запросам и инициативно, по установленным расписаниям.

Исходя из вышесказанного, в НИИПТ разработан комплекс технических и программных средств, предназначенный для атомных, тепловых и гидроэлектростанций; подстанций переменного и постоянного тока и систем электроснабжения промышленных предприятий, который позволяет выполнять следующие функции:

· Сбор и регистрацию в реальном масштабе времени информации об аварийных и установившихся процессах с привязкой к астрономическому времени с точностью до 1 мс;

· управление энергетическим объектом;

· комплексную обработку информации;

· архивирование и хранение информации;

· отображение информации в различных графических формах;

· анализ установившихся режимов и аварийных процессов;

· создание различных отчетных документов и ведомостей по состоянию энергообъекта.

Количество контролируемых каналов в данной системе находится в пределах:

· Аналоговые сигналы нормального режима - 16 - 5000;

· аналоговые сигналы аварийного режима - 16 - 5000;

· дискретные сигналы типа сухой контакт - 16 - 10000;

· дискретные сигналы управления - 16 – 1000.

3. Структура комплекса АСУ ТП ПС. АСУТП должна строиться как иерархическая, распределенная система, работающая в темпе протекания технологического процесса, оснащенная средствами управления, сбора, обработки, отображения, регистрации, хранения и передачи информации. Комплекс технических средств АСУ ТП ПС имеет трехуровневую структуру, состоящую из нижнего (полевого), среднего и верхнего уровней.

К нижнему (полевому) уровню относятся все устройства, которые непосредственно связаны с объектом управления. С их помощью должны обеспечиваться сбор информации и выдача команд управления, необходимые для функционирования системы в целом. Устройства нижнего уровня размещаются в помещениях, соответствующих РЩ.

Нижний уровень представляет собой комплекс следующих технических средств:

· микропроцессорные устройства - микропроцессорные контроллеры (МПК), цифровые преобразователи (ПЦ), микропроцессорные устройства релейной защиты (МПРЗА),микропроцессорные устройства определения места повреждения линии (ОМП), регистраторы аварийных сигналов (РАС) и др.

· нормирующие преобразователи (тока, напряжения, температуры, давления и т.д.) в сочетании с устройствами сбора и обработки информации (УСО) – устройствами подсистемы телемеханики, САУ, АСКУЭ, подсистем мониторинга электрооборудования.

· стандартные полевые (промышленные) сети - для коммуникации устройств нижнего уровня с оборудованием среднего уровня.

Компоновка технических средств нижнего уровня АСУТП ПС реализует в полной мере возможности интеграции подсистем телемеханики, МПРЗА и учета электроэнергии.

Средний уровень образуют устройства концентрации, обработки и передачи информации от устройств нижнего уровня на верхний уровень и от верхнего уровня на нижний. Устройства среднего уровня размещаются в помещениях, соответствующих РЩ по возможности ближе к техническим средствам нижнего уровня. Средний уровень представляет собой комплекс технических средств:

· концентраторы (шлюзы) – программно-аппаратные средства, обеспечивающие связь c устройствами и подсистемами нижнего уровня, предварительную обработку, промежуточное архивирование и передачу информации на верхний уровень. Связь с нижним уровнем должна производится по стандартным интерфейсам (RS-485/232, Ethernet и т.д.) с использованием «витой» пары или по оптоканалам (число устройств в информационном канале определяется на основе динамических характеристик каналов связи и особенностей самих устройств). Для обеспечения повышенной надежности устройства среднего уровня должны представлять собой контроллеры промышленного исполнения.

· система единого времени (СЕВ) - система единого времени должна быть построена в виде отдельного комплекса технических средств, где в качестве внешнего источника синхронизации используется GPS система, включающая в себя: спутниковую антенну, приемник и кабель связи. Под синхронизацией понимается подстройка локальных таймеров, имеющихся в микропроцессорных компонентах ПТК (контроллерах, терминалах РЗА и ПА, серверах, аварийных осциллографах, шлюзах и т.п.), в соответствии с общесистемным временем ПТК. Синхронизация должна реализовываться как по выделенным каналам связи, так и по общеинформационным.

К верхнему уровню относятся средства передачи, централизованного хранения и представления информации, а также средства локальной вычислительной сети, объединяющей рабочие станции системы; сюда же входят АРМ оперативного и инженерно – технического персонала. Технические средства верхнего уровня распределены по службам подстанции.

Верхний уровень представляет собой комплекс технических средств:

· Сервер ВУ – представлен дублированным Сервером базы данных, на котором концентрируется вся информация от шлюзов среднего уровня, контроллеров УСО, охватывая все параметры нормального режима, поступающие от подсистем телемеханики или УСО, устройств технического учета электрической энергии, микропроцессорных защит. На Сервер ВУ должны направляться все потоки аварийной информации от микропроцессорных защит, регистраторов аварийных сигналов и т.д..

· Локальная сеть верхнего уровня - локальная сеть выполняется резервированной c использованием международных протоколов информационного обмена (TCP/IP, Ethernet, 10/100 Мбит/с). В качестве сетевых магистралей в пределах помещений ОПУ может быть использована витая пара (возможен вариант исполнения связи на оптоволокне). Связь между зданиями и помещениями ОПУ производится по оптоволокну.

· Автоматизированные рабочие места персонала (АРМ). Месторасположение автоматизированных рабочих мест определяется потребностями подстанции в зависимости от топологии ЛВС энергообъекта. На подстанции (или на верхних уровнях управления ЕНЭС) в отдельном виде или совмещенно с другими могут быть предусмотрены следующие виды АРМ:

- АРМ оперативного персонала;

- АРМ инженера службы РЗА;

- АРМ инженера службы АСУ;

- АРМ службы эксплуатации основного оборудования;

- АРМ начальника ПС.

Прикладное программное обеспечение верхнего уровня управления на базе программных средств СКАДА-НИИПТ, обеспечивает прием и передачу информации по каналам связи и выдачу команд управления, обработку и визуализацию информации, обеспечивая требуемый объем параметров, расчетных задач, алгоритмов управления и организацию человеко-машинного интерфейса.

В состав комплекса входят следующие программные средства:

4. Комплекс программ для отображения информации (рис.1). Программный комплекс предоставляет возможность отображать получаемую информацию в виде таблиц, графиков (трендов), панелей сигнализации, панелей управления, ведомостей событий, мнемосхем и т.д.. На дисплей может быть выведена аналоговая и дискретная информация, необходимая для адекватной оценки ситуации и управления объектом. В рамках системы предусмотрена возможность настройки отображения под конкретного пользователя, возможность гибкого перепрограммирования функциональных клавиш, панелей управления и меню.

5. Программный комплекс осциллографирования. Централизованная система обеспечивает сбор и передачу аварийной информации от цифровых осциллографов, размещенных на энергобъекте, на диспетчерский пункт. Программное обеспечение позволяет произвести отображение аварийного процесса, зарегистрированного различными осциллографами на рабочих местах, включенных в локальную сеть диспетчерского пункта. Предусмотрены рабочие места для диспетчерского персонала, персонала релейной защиты и других служб. При разработке системы особое внимание уделялось созданию удобного интерфейса для каждого пользователя. Программное обеспечение позволяет использовать для отображения аварийной информации различные современные графические и аудио средства. В системе предусмотрены фильтры отстройки от малоинформативных сигналов. Настройка фильтров может производиться непосредственно эксплуатационным персоналом.

6. Программный комплекс регистрации аварийных процессов (срабатывания защит и блинкеров.) Комплекс позволяет регистрировать срабатывание дискретных сигналов от защит, устройств автоматики и коммутационной аппаратуры с точностью до 1мс. В состав комплекса входит задача «Авария», отображающая последовательность срабатывания защит и блинкеров и являющаяся удобным инструментом для работы инженера – релейщика.

7. Программный комплекс архивирования информации. Комплекс предусматривает удобный интерфейс в виде временной оси для просмотра архивов и программные средства доступа как к долговременным, так и к динамическим архивам.

8. Программный комплекс дистанционного управления коммутационным оборудованием. В рамках данного программного комплекса осуществляется не только управление коммутационной аппаратурой и контроль за прохождением команд управления на всех трех уровнях, но и контроль за правильностью действий персонала, что позволяет снизить число аварий, вызванных неправильными действиями диспетчера. С помощью системы оценки ситуаций и принятия решенийк задаче управления подключены блокировки и в случае неверных действий персонала на экран может быть выдано предупреждающее сообщение и потребовано дополнительное подтверждение на коммутацию. В рамках комплекса установлена система паролей, контролирующая доступ к программе и система архивирования действий персонала.

9. Комплекс логической обработки данных по критериям, заданным пользователем. Комплекс является одной из ключевых задач АСУ ТП ПС среднего и верхнего уровня обработки информации. Принимая первичную информацию от функциональных контроллеров, комплекс осуществляет логическую обработку данных по произвольным, определяемым пользователем, критериям на базе экспертных систем и логического анализа. Критериями могут служить как элементарные условия, как-то выход сигналов за уставки, коммутационные операции, срабатывания защит и т.д., так и более сложные комплексные выражения, охватывающие одновременно несколько подсистем АСУ ТП. Основной целью при включении задачи в состав АСУ ТП подстанции является получение некоторых обобщённых сообщений (системных и пользовательских), заранее определенных администратором системы, представляющих особый интерес для различных служб подстанции

10. Ресурс оборудования. Технический контроль ресурса основного оборудования подстанции осуществляется в системе следующим образом. Экспертная система в базе данных учитывает количество включений и отключений выключателей, состояние защит и мгновенных величин токов в нормальном или в аварийном режиме, время и объем ремонтов, уровни перегрузки оборудования. В базе знаний на основе опыта инженеров по эксплуатации собираются условия изменения ресурса оборудования и в зависимости от конкретных данных вырабатываются рекомендации по дальнейшей эксплуатации.

11. Программный комплекс для расчета режима и оценивания состояния. Комплекс разработан для повышения надёжности и качества исходной информации. Согласно теории оценивания состояния наиболее близких к истинным значений параметров установившегося режима можно достигнуть минимизацией разницы между расчетными и измеренными значениями параметров. Комплекс осуществляет минимизацию ошибок измерений, диагностику исправности измерительного оборудования и расчет неизмеряемых параметров установившегося режима.

12. Программный комплекс для усреднения и расчета режимных параметров- задача «Логические датчики». Задача «Логические датчики» разработана для проведения дополнительных расчетов по аналоговым сигналам без применения программирования. С помощью данной задачи можно производить расчет полной мощности, суммарной активной и реактивной мощностей, производить усреднение фазных значений токов и напряжений, вычислять баланс мощностей, легко менять размерность выводимых в таблицы сигналов, организовывать учет потребляемой и выдаваемой энергии ( за час, за сутки, за произвольный интервал времени) и многое другое.

13. Программный комплекс для метрологической аттестации измерительных каналов - задача «Метрология». Задача “МЕТРОЛОГИЯ” разработана в целях оптимизации процедуры метрологической аттестации измерительных каналов АСУ ТП энергосистем, электрических и тепловых станций и подстанций. Основные функции, выполняемые задачей: опрос измерительных каналов во время проведения метрологической аттестации: обработка результатов опроса измерительных каналов, создание архивов метрологической аттестации, формирование результирующего протокола метрологической аттестации за весь период времени по группам однотипных измерительных каналов с определением границ доверительного интервала погрешности, распечатка протоколов метрологической аттестации. Таким образом, задача ” МЕТРОЛОГИЯ ” реализует автоматизированное рабочее место инженера – метролога при проведении метрологической аттестации измерительных каналов.

14. АРМ диспетчера и работников служб эксплуатации. В состав АРМ диспетчера входят такие комплексы программ, как программа «Генератор отчетов» (ведомости событий, ресурс оборудования, статистика срабатываний РЗА, технический учет электроэнергии), «Суточная ведомость», программа ведения документооборота «Бланки переключений». Эти комплексы программ позволяют существенно облегчить работу диспетчеров и работников служб эксплуатации, так как позволяют создавать отчеты и формы различных видов, (таких, например, как суточная ведомость, ведомость событий, бланки переключений, должностные инструкции и т.д.).

15. Программный комплекс для управления цифровыми защитами позволяет обмениваться информацией с цифровыми микропроцессорными защитами (фирм ABB, «ЭКРА», «Механотроника», «Радиус», «Элтехника» и т.д.) и системами АСКУЭ по основным протоколам связи. В состав программного комплекса входит как общая мнемосхема расположения и состояния всех цифровых защит, с привязкой к объекту, так и диалоговые окна, создающие удобный интерфейс для настройки параметров защит (уставки, маски, ключи и т.д.) и для просмотра аналоговой и дискретной информации, получаемой от защит. Доступ к системе управления цифровыми защитами организован через систему паролей.

16. В качестве примера практического применения разработанного КТС можно привести АСУ ТП подстанции 110 кВ Выборгских электросетей (ВЭС) ОАО Ленэнерго (ПС №159). В данной АСУ ТП задействованы 40 блоков защит типа БМРЗ (изготовитель НТЦ «Механотроника») в ЗРУ 10 кВ, 11 блоков БМРЗ в ОПУ 35 кВ, 2 функциональных контроллера, сервер, два АРМ (диспетчер подстанции и релейная служба), канал передачи информации на диспетчерский пункт ВЭС, удаленное рабочее место на ДП ВЭС и др. В комплексе реализованы все основные перечисленные выше функции. Основной объем комплекса эксплуатируется уже 2 года. Опыт эксплуатации показал, что по функционально-техническим характеристикам данный комплекс не уступает зарубежным аналогам, имеющимся в Ленэнерго, а по экономическим превосходит их.

Разработка и внедрение АСУ ТП для магистральных подстанций электрических сетей ФСК 220 – 500 кВ и электрической части гидростанций ОГК проводилась на конкурсной основе по принципу поставки «под ключ». НИИПТ выступал в конкурсах совместно с другими отечественными организациями ЗАО «РТСофт», ЗАО «СоюзЭлектроАвтоматика», НПП «ЭКРА» и др. По этому направлению внедрена система СКАДА-НИИПТ на Конаковской ГРЭС. Сдана в опытную эксплуатацию АСУ ТП РП 220кВ «Волгодонск». В настоящее время ведутся работы по внедрению на Жигулевской ГЭС САУ ОРУ110-220 кВ и САУ ОРУ 500(110/35) кВ на Саратовской ГЭС, работы по внедрению АСУ ТП на магистральных подстанциях ФСК ЕЭС 500 кВ «Вешкайма», «Ключики», «Чугуевка», «Звезда» и ПС 220кВ «Благовещенск».

Основными особенностями и преимуществами данного программно-технического комплекса являются:

Дата добавления: 2019-02-22; просмотров: 183; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 1 2 345 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!