CC BY
83
УДК 681. 335
РАЗРАБОТКА АРХИТЕКТУРЫ ИНФОРМАЦИОННОИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ РЕГИОНАЛЬНОЙ СЕТЕВОЙ КОМПАНИИ «ТАМБОВЭНЕРГО»
С.И. Чичёв1, В.Ф. Калинин2
Филиал ОАО «МРСКЦентра» - «Тамбовэнерго», г. Тамбов (1);
Кафедра «Электрооборудование и автоматизация», ГОУ ВПО «ТГТУ» (2);
сИісИєу_і'і @епе^о.ШЬ.ги
Ключевые слова и фразы: автоматизированная система диспетчерско-технологического управления; информационно-измерительная система.
Аннотация: Разработана архитектура двухуровневой информационно-измерительной системы центра управления сетей региональной сетевой компании «Тамбовэнерго» с трехступенчатой иерархией уровней в радиальной системе координат для централизованной автоматизации диспетчерско-технологического управления.
Аббревиатуры
АСДТУ - автоматизированная система диспетчерско-технологического управле-
ния;
АСДУ - автоматизированная система диспетчерского управления;
АСКУЭ - автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии; АСТУ - автоматизированная система технологического управления;
БС - базисная структура;
ВЛ - воздушные линии;
ВОЛС - волоконно-оптическая линия связи; ДП - диспетчерский пункт;
ДЩ - диспетчерский щит;
ЕТССЭ - единая технологическая сеть связи электроэнергетики;
ИВК - информационно-вычислительный комплекс;
ИИС ЦУС - информационно-измерительная система центра управления сетей;
ОИК - операционно-информационный комплекс;
ПОЭС - производственное отделение электрических сетей;
ПС - подстанция;
ПТС - программно-технические средства; РАС - регистратор аварийных событий; РЗА - релейная защита и автоматика;
РСК - региональная сетевая компания;
РЭС - районы электрических сетей;
СДУ - система диспетчерского управления; СКУЭТО - система контроля и управления электротехническим оборудованием;
СПИ - сеть передачи информации;
ССД - система сбора данных;
ТИС - телеинформационная сеть;
ТП - технологический процесс;
УСО/УСД - устройство связи с объектом/устройство сбора данных;
УСПД - устройство сбора и передачи данных;
ЦППС - центральная приемо-передающая станция;
ЦУС - центр контроля и управления.
Проводимая в настоящее время реформа управления электроэнергетической отраслью России не возможна без сохранения вертикали диспетчерского управления по иерархическому принципу и классу напряжения электросетевого комплекса. Вместе с тем, сложность эксплуатации и согласования различных в принципах работы устройств и систем по контролю и управлению сетевыми комплексами неизбежно приводит к снижению эффективности технологического процесса распределения и потребления электроэнергии в каждой РСК [1].
Структурно и функционально задачи оперативно-диспетчерского управления электросетевого комплекса напряжением 110 кВ и ниже РСК в наибольшей сте-
пени подготовлены к постановке на ЭВМ, но имеют много специфических черт, связанных с особенностями электроэнергетики, например, - совпадение во времени производства и потребления электроэнергии; невозможность ее складирования; взаимосвязь режимов большого количества работающих ПС, размещенных на большой территории и связанных линиями электропередачи.
Это не позволяет объединить в ИИС ЦУС (далее ИИС) различные подсистемы контроля и управления, функционирование которых обеспечивается сетями связи РСК, формируемых на данном этапе как составная часть ЕТССЭ.
Поэтому в настоящее время разработка ИИС на основе способов и методов комплексной автоматизации, повышающая в целом эффективность функционирования электросетевого комплекса, является первоочередной задачей для каждой РСК [2, 3].
Главной конечной целью создания ИИС в РСК является повышение степени автоматизации и эффективности процессов выполнения операционных и неоперационных функций управления электросетевым комплексом за счет создания единого информационного поля ДП ПОЭС и ЦУС РСК.
В современных условиях для обеспечения функций контроля и диспетчерского управления электросетевым комплексом первоначально необходимо определить задачи и структуру ЦУС РСК.
Задачи:
- на верхнем уровне РСК необходимо реализовать перспективное планирование, оперативное и автоматическое управление на базе решения задач сбора, обработки и оценки текущей информации, а также контроля параметров режима схемы основной сети и состояния оборудования напряжением 110 кВ;
- на нижнем уровне каждого ДП ПОЭС необходимо осуществлять краткосрочное планирование, оперативное управление на основе проведения расчетов нормальных и аварийных режимов распределительных сетей напряжением 6, 10 и 35 кВ, а также плановый и аварийный вывод в ремонт оборудования включительно напряжением до 110 кВ.
Структура:
- для организации сквозной наблюдаемости функционирования электросетевого комплекса необходимо создание согласованной в едином адресном пространстве сетевой структуры ИИС на базе современных микропроцессорных СДУ с программируемыми функциями. Централизация диспетчерского управления позволит реструктуризировать имеющуюся систему оперативно-технологического и административного управления за счет построения единого информационного пространства РСК;
- основой телекоммуникационной инфраструктуры в регионе должны стать сети связи с единым центром управления сетей, организованные на основе цифрового оборудования, каналов ВОЛС и узлов связи и доступа для подключения каждого ПОЭС к ЕТССЭ в рамках РСК.
В результате общая структура АСДТУ в составе ИИС для ЦУС РСК и ДП каждого ПОЭС должна создаваться на основе ЦППС, ОИК и средств коллективного отображения информации или ДЩ.
В настоящее время, особую роль в РСК приобретают задачи контроля и учета электроэнергии, диспетчерского управления сетей и технологических процессов на ПС. Поэтому, в АСДТУ верхнего уровня ЦУС РСК необходима интеграция трех автоматизированных подсистем:
- АСКУЭ с централизованным управлением на базе ИВК;
- АСТУ с обеспечением функций приема контроля РЗА и аварийных событий с подстанций;
- АСДУ и диагностики оборудования подстанций.
Соответственно данной интеграции АСДТУ нижнего уровня СКУЭТО подстанций ПОЭС должна объединять:
- АСКУЭ с распределенной функцией выполнения измерений на базе ИВК электроустановки;
- АСУ ТП подстанций с обеспечением функций релейной защиты и автоматики, регистрации и передачи аварийных событий;
- ССД для мониторинга оборудования в режиме реального времени с подсистемой диагностики силовых трансформаторов СТ-110.
В связи с этим техника построения архитектуры ИИС в РСК определяется основными принципами автоматизации систем диспетчерского, технологического контроля и учета электроэнергии с применением информационных технологий, отвечающих международным стандартам и интерфейсной совместимости, имеющих развитые графические возможности и современные вычислительные средства.
Для иерархической ИИС необходима организация базовой структуры в два уровня: интегрированной АСДТУ верхнего РСК и АСДТУ нижнего каждого ПОЭС уровней (рис. 1).
Такой подход к построению ИИС позволяет более рационально обеспечить стандартными протоколами сбор и обработку, хранение и архивирование первичной информации, передачу управляющих воздействий на сетевое оборудование и системы автоматики, а также организацию взаимодействия с системами верхнего ранга.
Важное место в организации ЦУС занимает исследование ИИС (табл. 1) с позиций концепции структурной интеграции АСДТУ [4]. Например, предложенный авторами метод техники проектирования, основанный на классификации БС: СДУ и ПТС верхнего уровня; СПИ верхнего и нижнего уровней; СКУЭТО на ПС нижнего уровня позволяет создать полномасштабную архитектуру ИИС РСК «Тамбовэнерго».
Опираясь на результаты исследования, архитектура ИИС определена как совокупность информационных процессов (ИП): сбора, передачи, преобразования и предоставления данных и форм представления (ФП): функциональных уровней (ФУ), адресного пространства (АП), программных модулей (ПМ) и информационного обеспечения (ИО) базисных структур интегрированной АСДТУ.
Разработанный метод построения интегрированной АСДТУ представлен морфологической матрицей (см. табл. 1), который позволил произвести выбор аппаратных, микропроцессорных средств и компоновку сети передачи информации на иерархическом и структурном, функциональном и принципиальном уровнях для создания архитектуры ИИС.
ПС-110кВ 1.Уро- вень ИИО ТТУО РОК "Тамбоя.чнерго" [.Уро- вень ПС-35кВ (k = 151 шт;.)/
k = 54 штЛ/^ (верхний уровень - интегрированная АСДТУ )
= 1,n) сопря- жения ОИК цппс дш (видео- стена) сопря- жения (k = 1,n)
Каналы
ТМ
J'2.Уровень
- / Микро- ОИК
дщ ОИК цппс / ПУ ДЩ
ДППОЭС i=5 (нижний уровень АСДТУ ) 3.Уровень, представления ДПРЭСу-17
Рис. 1. Структура двухуровневой информационно-измерительной системы центра управления сетей региональной сетевой компании «Тамбовэнерго»
Морфологическая матрица
Таблица 1
ИП
КС
БС
СКУ
СПИ
ПТС
СДУ
СДУ верхнего уровня РСК (предоставление)
АСДТУ
АСТУ
АСКУЭ
ПТС верхнего уровня РСК (преобразование)
ОИК
Серверы
1/2 ЦППС
СПИ нижнего и верхнего уровней ПС (передача)
1/2 ЦППС
Модемы
Оборудование связи
СКУ нижнего уровня ПС (сбора)
Подсистемы
Микропроцессорные средства
Преобразователи и приборы
ИП
КС
ФП
ФУ
АП
ПМ
ИО
На основе классификации базисных компонент структур (КС) разработана ИИС с иерархией подчинения: интегрированная АСДТУ - ОИК - серверы -ЦППС - модемы - оборудование связи - подсистемы - микропроцессорные средства - приборы и первичные измерительные преобразователи, обеспечивающая оптимальный контроль электросетевого комплекса РСК «Тамбовэнерго».
Полномасштабная архитектура ИИС (см. рис. 1, 2), включающая в себя критерии системности и адаптивности, стандартизации и совместимости, построена в
радиальной системе /, у, к координат (/' = 1,5 по количеству ПОЭС; у = 1, п число
РЭС; к = 1, п ряд ПС) как двухуровневая АСДТУ РСК «Тамбовэнерго».
Разработана также структура АСДТУ нижнего уровня каждого ПОЭС, включающая три функциональные ступени: сопряжения - 1, сбора данных - 2, предоставления данных - 3 (см. рис. 1, 2).
Низшая ступень сопряжения - 1 контролируемых пунктов (КП(1,п)) к-х ПС в СКУЭТО обеспечивает соединение технологического оборудования ПС с сетью сбора данных. Представлена микропроцессорными УСПД и УСО/УСД, РАС и РЗА, базирующимися на принципах декомпозиции и модульности, сетевых решений и открытости.
На данной ступени информация от УСПД по сети ЕШете1, а также аналоговая и дискретная информация от датчиков устройств телемеханики (ТМ), РЗА и РАС, поступает в УСО/УСД, преобразуется в цифровую информацию и после обработки поступает по каналам связи на ступень РЭС или ПОЭС.
С этих же ступеней в цифровой форме передаются команды управления оборудованием на ПС-110 или ПС-35. СКУ на основе микропроцессорных устройств РЗА, УСО/УСД и УСПД для каждого присоединения одного функционального назначения 6, 10, 35 и 110 кВ решает задачи РЗА и диагностики, дистанционного управления и учета электроэнергии.
Электротехническое оборудование подстанций охватывает трансформаторы силовые и собственных нужд, распределительные устройства, воздушные и кабельные линии, системы оперативного тока подстанций с выполнением функций двустороннего обмена с АСДТУ нижнего уровня ПОЭС и верхнего РСК.
750 ISSN 0136-5835. Вестник ТГТУ. 2009. Том 15. № 4. Transactions TSTU
h
ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ СИСТЕМА ЦУС РСК "ТАМБОВЭНЕРГО"
Д07у1 I
'ЛВС С ТЕХНОЛОГИЕЙ
ВЕРХНИЙ УГОВЕНЬ
Ll
УСПП
(пвом-
КЭНТ-р)
і
ПТС
(ИВК)
АСКУЭ~1 I
II
АСДТУ
fyi
СЕРВЕР
(АРМ)
і
III I
LL
Подс-мь:: рза;диаг. об., per. ав-х соб.
ПТС
стьд
СЕРВЕРЫ
(АРМ)
е:
і
дщ
(видео-
стена)
EHTERNET'
I ЦУС РСК
I I I
ПТС
(СИК)
СЕРВЕРЫ
(АРМ)
НИЖНИИ УРОВЕНЬ ПС поэс
цппах^
^МО-
/ демы|
Н-1— спи—
I , I(сеть I I I передачи I инфовм-и | | 2-х уровней)
Кана-
сборуд-е -
связи лы те-
- — — . — ..
Оконеч-е пеме-
оборуд-е - меха-
связи ники
г—ПРОМЫШЛЕННЫЕ СЕТИ ТИПА 11 MODBUS, SPABUS, FILDBUS и др. \(АЛЬТЕРНАТИВА ПРОМСЕТЯМ I I ВЫСОКОСКОРОСТНАЯ ЛВС
НА ОСНОВЕ EHTERNET)
+Ь
1/2
УСО/
УСД1
УСПД 1-п
(Пр ОМ-р
сбора
даннъШ
ИВКЭ I -------h
I-----------АСКУЭ
ЦС 1-11 (цифр-е счётчики)
ТТ/ТН 'тр-рытока и нал-я)
икк
Измери-
тельные
цепи
нг
II
JL
МПТ 1-П (терминалы РЗА)
-I-
1/2 УСО/ УСД 1
РАС 1-п (рег. ав.-х событий)
АСУ ТП
ТТЯН ^тр-ры тоха и нал-я)
Измери-
тельные
цепи
-I-
1/2
УСО/
УСДп
1/2
УСО/
УСДп
1
ПИП 1-п (ТС.ТИ и др .)
ссд
СТМ1-п
(системы
Тепем-Ен)
ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ПОДСТАНЦИИ (силовые трансформаторы; выключатели, системы оперативного тока и др.)
---------------------------п------------------------------п--------------------------
СИСТЕМА КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИМ ОБОРУДОВАНИЕМ ПОДСТАНЦИИ .
1_ _ ___ __ ______ ___ ________II- __ ____ __ __ _ ____ __ _и_ _ _ _______ ___ ___ __ ___ ___I
Рис. 2. Архитектура информационно-измерительной системы центра управления сетей региональной сетевой компании «Тамбовэнерго»
Средняя ступень сбора данных - 2 представляет собой оборудование микропроцессорных средств пунктов управления (ПУ) на основе микроОИК и каналы ТМ сети передачи информации СПИ j-х РЭС и k-х ПС. Содержит микропроцессорные устройства связи с объектом и РЗА базовых ПС-110 и удаленных ПС-35, которые выполняют функции ввода аналоговых и импульсных сигналов, телеуправление двухпозиционными объектами, формирование архива событий с передачей на верхнюю ступень - 3 ДП ПОЭС.
Реализация управляющих команд, передача и прием данных в СПИ происходит по последовательным каналам связи, обеспечивающим передачу информации с ПС-35 (несколько километров) и в пределах одной базовой ПС-110 (управление диспетчера РЭС) при необходимости с дальнейшей передачей информации по каналам ТМ на уровни управления диспетчеров ПОЭС и РСК.
Диалоговая система ступени - 2, решая задачи, в основном оперативного и автоматического управления ПС РЭС, позволяет осуществлять сбор, преобразование и передачу, переработку и отображение информации с выводом ее на ДЩ РЭС.
Верхняя ступень предоставления данных - 3 организована на основе ЦППС, ОИК на базе ПК рабочих станций, АРМ и технологической ЛВС i-х ПОЭС. Осуществляет с подстанций и ДП РЭС сбор и преобразование, передачу, переработку и отображение информации с выводом ее в структурном и детальном уровнях на диспетчерский щит ПОЭС и при необходимости на верхний уровень ЦУС РСК.
Данная трехступенчатая структура АСДТУ выполняет функции диалоговой автоматизированной системы контроля и управления территориально-распределенными подстанциями с решением следующих основных задач уровня ПОЭС:
- обеспечение сбора и регистрации информации об аварийных и установившихся процессах в реальном масштабе времени с привязкой к астрономическому времени с точностью до 1 мс;
- комплексная обработка информации;
- архивирование информации;
- отображение информации в графических и табличных формах;
- управление электросетевым комплексом напряжением 6, 10 и 35 кВ.
Таким образом, выполнено важное требование, предъявляемое к диалоговой
иерархической СДУ обоих уровней - обеспечение сбора, преобразования и передачи, переработки и отображения информации, а также формирование на основе собранной информации передачи и реализации управляющих команд с целью выполнения системой (за счет располагаемых средств) функций надежного и экономичного снабжения электроэнергией требуемого качества всех ее потребителей.
Вместе с этим, с целью выбора программно-технических средств ИИС была проведена классификация СДУ для ЦУС РСК «Тамбовэнерго» [5, с. 154-162; 6-9]. Обзор СДУ показал их вектор развития от жесткой структуры системы ТМ-800 к жесткой архитектуре комплекса ГРАНИТ и повышение гибкости архитектуры от интеллектуальной телеинформационной системы АИСТ и телеуправляемого комплекса КОМПАС к локальным интеллектуальным программно-техническим комплексам SMART, ABB SCADA и далее к системе СИСТЕЛ.
Предложенный для ИИС комплекс СИСТЕЛ имеет интуитивно понятный графический интерфейс, а также гибкую и универсальную структуру, построенную по модульно-блочному принципу, серверная и клиентская части которой являются функционально законченными и могут использоваться независимо друг от друга в составе различных систем диспетчерского контроля и управления.
«Внутреннее» информационное обеспечение СИСТЕЛ характеризуется средствами, способами обработки и хранения информации в ЭВМ (базы данных и системы управления ими), а также информационным взаимодействием пользова-
теля с ЭВМ (диалоговые системы, способы и средства представления информации).
«Внешнее» ИО для комплекса СИСТЕЛ определено как: оперативно-технологическая, производственно-техническая и статическая информация от микропроцессорных ПУ РЭС и ЦППС ПОЭС, технических средств ТМ и интеллектуальных КП подстанций с распределенной модульной структурой; теле- и периодическая информация о состоянии оборудования и нагрузках с большим циклом времени, передаваемая дежурным персоналом ПС.
Таким образом, для организации СДУ на уровне подстанций ПОЭС по минимальному соотношению цены и качества предложены программно-технические средства отечественного комплекса СИСТЕЛ, реализующие систему сбора данных и диспетчерского управления SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition).
Для организации ИИС верхнего уровня РСК также предлагаются ПТС СИСТЕЛ в составе дублированной центральной приемо-передающей станции и оперативно-информационного комплекса.
Открытая архитектура комплекса СИСТЕЛ позволяет произвести распределенный выбор систем, подсистем, серверов и обеспечивающей части ИИС, а также эргономический расчет ДЩ (видеостены) ЦУС на основе проекционных кубов с отображением состояния оборудования электрической сети РСК в системе обеспечения единого времени по ситуационно-динамической технологии, включающей три уровня: структурный, объектный и детально-информационный.
Вместе с тем, постоянный контроль технологического процесса в электросетевом комплексе напряжением 110 кВ и ниже требует построения ТИС РСК, проходящей по географически разнесенным трассам. Анализ информации по пути ее развития показывает возможность организации структуры ТИС на основе ВОЛС с подвесом оптического кабеля на опорах ВЛ напряжением 110 и 35 кВ в направлениях от ЦУС РСК до диспетчерских пунктов ПОЭС и РЭС по комбинированному и радиально-узловому принципу с рациональной длиной линий электро- и теле-информационных передач.
Анализ технического состояния сети передачи информации СПИ в РСК «Тамбовэнерго» показал, что для ее полноценной организации необходимо создание концепции развития первичных сетей на базе цифровых АТС, а также вторичных сетей: ТИС на основе современных микропроцессорных СДУ с программируемыми функциями и каналов ТМ; диспетчерских телефонных переговоров и технологических телефонных переговоров на базе современных электронных телефонных коммутаторов; передачи оперативно-технологической информации на основе выделения некоммутируемых цифровых телефонных каналов с резервированием [10].
Первоначальная структура ВЛ напряжением 110 и 35 кВ для организации ТИС на основе ВОЛС в РСК «Тамбовэнерго» при неравномерном размещении КП ПС не являлась рациональной и требовала решения задачи ее структурной оптимизации. Авторами предложен способ оптимизации структуры ВЛ методом постепенной замены радиальных каналов исходной структуры по разработанному алгоритму структурной оптимизации (рис. 3) в соответствии с экономическим критерием полных потерь:
Wx = С + TW3, (1)
где С - капитальные единовременные затраты; Т - срок службы структуры; W^, -эксплутационные потери в единицу времени.
Рис. 3. Алгоритм для метода замены радиальных линий (начало)
В качестве критерия полных потерь Wx структуры каналов ВОЛС РСК выбрана полная исходная длина Ьисх радиальных ВЛ как основная переменная, пропорциональная экономическим потерям. По результатам данных расчета исходной структуры ВЛ проведена структурная оптимизации и синтезирована комбинированная ТИС РСК (рис. 4) с оптимальной длиной £опт, состоящая из пяти кустовых с резервированием структур ПОЭС с рациональной длиной электро- и те-леинформационных передач и 205 подстанций различного класса напряжения следующим образом:
Lопт = Lопт 1 + -^опт 2 + -^опт 3+ -^опт 4+ -^опт 5 =
= С^расч 1 + -^туп 1) + С^расч 2 + -^туп 2) + С^расч 3 + -^туп 3) +
+ С^расч 4 + Lтуп 4) + С^расч 5 + -^туп 5), (2)
где С^расч 1 + -^туп 1Х С^расч 2 + -^туп 2Х С^расч 3 + -^туп зХ С^расч 4 + -^туп 4Х С^расч 5 + + ^п 5) - оптимальные длины линий пяти ПО (Тамбовские - ТЭС, Мичуринские -МЭС, Моршанские - МоЭС, Жердевские - ЖЭС и Кирсановские - КЭС электрические сети) РСК, рассчитанные методом постепенных замен плюс тупиковые
линии.
Экономия длины линий А ТИС РСК после оптимизации структуры определена по формуле
А1 = 100 - (Хисх 1 - ^опт 1)'100 / ^исх 1. (3)
Рис. 4. Структура оптимальной телеинформационной сети на основе волоконно-оптических линий связи по линиям электропередач РСК «Тамбовэнерго»:
Ф - ПС-Тамбов-500; О - ПС-220; © - ПС-110; О - ПС-35;
«_» - ВЛ-35; «=» - ВЛ-110; «=» - ВЛ-220;
«_» - структура; «__» - кольцевание (цифрами обозначено напряжение, кВ)
Выводы
1. Предложен комплексный подход к организации ИИС центра управления сетей РСК «Тамбовэнерго», структура которой базируется на развитии ЕТССЭ и применении современных микропроцессорных СДУ в РСК.
2. Предложен структурный состав микропроцессорных СДУ для обеспечения функций сквозной наблюдаемости и управления электрооборудованием сетевого комплекса в режиме реального времени;
3. Сформулированы принципы автоматизации и технические требования к организации структуры ИИС ЦУС РСК «Тамбовэнерго».
4. Предложен метод техники построения архитектуры ИИС ЦУС РСК как совокупности: интегрированной автоматизированной системы диспетчерско-технологического управления и программно-технических средств верхнего уровня; сети передачи информации двух уровней и системы контроля и управления оборудованием подстанций нижнего уровня.
5. Разработана архитектура иерархической двухуровневой ИИС ЦУС РСК «Тамбовэнерго».
6. Предложена классификация микропроцессорных систем, и произведен выбор состава программно-технических средств ООО «Систел» для реализации поставленных задач диспетчерско-технологического управления нижнего ПОЭС и верхнего ЦУС РСК уровней.
7. Показаны способ и алгоритм рационализации структуры ТИС, с помощью которой построена оптимальная схема ТИС на основе ВОЛС по линиям электропередач напряжением 110 и 35 кВ РСК «Тамбовэнерго».
Список литературы
1. Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике / Ю.Н. Руденко [и др.] ; под ред. Ю.Н. Руденко, В. А. Семенова. - М. : Изд-во Моск. энергет. ин-та, 2000. - 648 с.
2. Чичёв, С.И. Автоматизация оперативно-диспетчерского управления подстанциями на предприятии электрических сетей / С.И. Чичёв, Е.И. Глинкин // Тр. ТГТУ : сб. науч. ст. / Тамб. гос. техн. ун-т. - Тамбов, 2003. - Вып. 13. -С. 173-177.
3. Чичёв, С. И. Комплекс систем управления на подстанциях предприятия электрических сетей / С.И. Чичев, С.П. Нестеренко // Электрика. - 2004. - № 11. -С. 26 - 29.
4. Глинкин, Е.И. Схемотехника микропроцессорных систем. Измерительновычислительные системы : учеб. пособие / Е.И. Глинкин. - Тамбов : Изд-во Тамб. гос. техн. ун-та, 1998. - 158 с.
5. Тутевич, В.Н. Телемеханика : учеб. пособие для вузов / В.Н. Тутевич. -М. : Высшая школа, 1985. - 424 с.
6. Комплект программно-аппаратных средств телемеханики КОМПАС ТМ 2.0 / ЮГ-СИСТЕМА. - Краснодар, 1999. - 34 с.
7. Промышленный логический контроллер серии SMART / ЗАО «РТСофт». -М., 2003. - 81 с.
8. Автоматизированная система управления энергосистемы на базе программно-технических средств MicroSCADA/Open++/RTU 211 разработки концерна АВВ / АББ Реле-Чебоксары (Автоматизация). - Чебоксары, 1999. - 81 с.
9. Программно-технический комплекс для построения систем сбора данных и диспетчерского управления / ЗАО «СИСТЕЛ А». - М., 1999. - 12 с.
10. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации : утв. Минэнерго 19.06.03 : ввод. в действие с 01.10.03. -СПб. : ООО «Барс», 2003. - 276 с.
Architecture Designing of Data Measuring System of Regional Distribution
Company “Tambovenergo”
S.I. Chichov1, V.F. Kalinin2
Branch of Joint Stock Company “MRSK Center " - “Tambovenergo ", Tambov (1); Department “Electrical Equipment and Automation", TSTU (2); chichev_si@energo.tmb.ru
Key words and phrases: automated system of dispatch process management; data-measuring system.
Abstract: The paper presents the designed architecture of two-level data-measuring system of control over regional distribution company “Tambovenergo” network with three-stage layer hierarchy in radial system of coordinates for centralized automation of dispatch process management.
Erarbeitung der Architektur des InformationsmeBsystems der regionalen Netzgesellschaft “Tambowenergo”
Zusammenfassung: Es ist die Architektur des zweiebenen InformationsmeBsystems des Zentrums der Netzesteuerung der regionalen Netzgesellschaft “Tambowenergo” mit der Dreistufenhierarchie der Ebenen im radialen Koordinatensystem fur die zentralisierten Automatisierung der dispatchertechnologischen Steuerung erarbeitet.
Elaboration de l’architecture du systeme de mesure et d’information de la compagnie regionale de reseau
Resume: Est elaboree l’architecture du systeme de mesure et d’information a deux niveaux de la compagnie regionale de reseau “Tambovenergo” avec une hierarchie des niveaux a trois etages dans un systeme radial des coordonnees pour une automatisation centralisee de la commande de dispatching et de technologie.
Авторы: Чичёв Сергей Иванович - кандидат технических наук, ведущий инженер службы эксплуатации филиала ОАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго»; Калинин Вячеслав Федорович - доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой «Электрооборудование и автоматизация», первый проректор, ГОУ ВПО «ТГТУ».
Рецензент: Муромцев Дмитрий Юрьевич - доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой «Конструирование радиоэлектронных и микропроцессорных систем», ГОУ ВПО «ТГТУ».
