Автоматизированные системы диспетчерского управления реферат

Содержание

Введение…………………………………………..…………………………..2
1. Энергосистемы для надежного элетроснабжения потребителей…………………………………………………………..……3
2. ПОНЯТИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ……………………………………………..5
3. Оперативное управление энергосистемой………….……….6
4. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМОМ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ……………………………11
5. СИСТЕМА SCADA/EMS…………………………………………….………18
6. Компьютерное конструирование единой графической электронной модели электрических сетей энергосистемы на базе Киевоблэнерго…………………………………………….……22
заключение…………………………………………………………….……31
литература……………………………………………………………………32

Введение

Энергетические системы предназначены для обеспечения потребностей в тепловой и электрической энергии разнообразных потребителей и с позиций управления относятся к большим технико-экономическим системам.
Информационные технологии (ИТ, от англ. information technology, IT) — широкий класс дисциплин и областей деятельности, относящихся к технологиям управления и обработки данных, в том числе, с применением вычислительной техники.
В широком понимании информационные технологии охватывают все аспекты деятельности управления эенргосистем. ИТ обслуживает организационные и технические потребности пользователей посредством выбора, создания, применения, интеграции и администрирования компьютерных технологий.

1. Энергосистемы для надежного элетроснабжения потребителей

В нашей стране снабжение потребителей электроэнергией осуществляется преимущественно от электрических сетей, объединяющих несколько электростанций.
Необходимость такого объединения вызвана тем, что электрические станции, находящиеся даже на территории одной области, работают с неодинаковой нагрузкой, т. е. одни электростанции могут быть перегружены, а в то же время другие могут работать в основном с недогрузкой. Разница в степени загрузки электростанций становится более ощутимой при значительном отдалении районов потребления электроэнергии друг от друга в направлении с востока на запад, что объясняется разновременностью утренних и вечерних максимумов нагрузки.
Чтобы обеспечить надежность электроснабжения потребителей и возможно полнее использовать мощности электростанций, работающих в разных режимах, их объединяют в электроэнергетические системы.
Представление о системе производства, передачи и распределения электрической энергии дает схема электроснабжения потребителей. Электрическая энергия, вырабатываемая на электрической станции генераторами, передается при напряжении более высоком, чем генераторное по линии электропередачи высокого напряжения на подстанцию промышленного предприятия. Для изменения напряжения в энергетической системе применяются трансформаторы.
Со сборных шин подстанции электроэнергия распределяется по различным электроприемникам: электродвигателям, источникам света, нагревательным приборам и т.д.
Производство электрической энергии и ее потребление — процессы непрерывные и единые во времени. Электрическую энергию нельзя накапливать в больших количествах, не передавая потребителям, т.е. в каждый момент времени ее выработка должна соответствовать потреблению. Отдельные электростанции не могут обеспечить бесперебойную подачу электроэнергии потребителям, поэтому по мере развития энергетики их объединяют в системы, в которых они работают параллельно на общую нагрузку.
Объединение электростанций в энергосистемы имеет большое значение для обеспечения согласованной работы станций различных типов, особенно тепловых и гидростанций.
Мощность гидроагрегатов ГЭС в период паводка и в зимнее время различна, поэтому весной основную нагрузку в энергосистеме несут гидростанции, на тепловых же станциях в это время часть агрегатов основного назначения останавливают, что обеспечивает экономию топлива и проведение плановых ремонтных работ. В зимнее время роли тепловых и гидростанций меняются.
Таким образом, появляется возможность создания экономически мы годных режимов работы разных типов электростанций. Создание энергосистем повышает надежность электроснабжения и улучшает качество электроэнергии, обеспечивает постоянство напряжения и частоты вырабатываемого тока, поскольку колебания потребления воспринимаются одновременно многими электрическими станциями.

2. ПОНЯТИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

Энергетическая система (энергосистема) представляет собой совокупность электростанций, линий электропередачи, подстанций и тепловых сетей, связанных в одно целое общностью режима и непрерывностью процессов производства и распределения электрической и тепловой энергии.
Электрическая система является частью энергосистемы и состоит из
генераторов,
распределительных устройств,
электрических сетей (подстанций и линий электропередачи различных напряжений)
электроприемников.
В состав энергосистем (электросистем) входят также:
производственные предприятия и мастерские,
лаборатории и подъемно-транспортные средства, необходимые для выполнения работ, связанных с эксплуатацией всех элементов этих систем.
Эксплуатация энергосистемы осуществляется инженерами, техниками, мастерами и рабочими соответствующих квалификаций.

3. Оперативное управление энергосистемой

Оперативное управление энергосистемой (электросистемой) обеспечивают диспетчеры, обслуживают оборудование электростанций и подстанций — дежурным персонал, а линии электропередачи — линейный персонал.
Ежедневно на сутки вперед планируется работа всей энергетики страны.
Прогнозы электропотребления. Для этого прогнозируется предстоящее электропотребление. Прогнозирование потребления в условиях, когда работают тысячи и десятки тысяч независимых и зависимых друг от друга потребителей энергии и тепла, представляет сложную задачу. Для ее решения применяются современные и очень быстродействующие вычислительные машины. При прогнозе учитывается много влияющих факторов. Учитывается день недели (потребление в разные дни недели разное, больше в рабочие дни и меньше в субботу и воскресенье), учитывается для какого числа составляется прогноз — потребление в рабочие дни в начале месяца обычно меньше, чем в конце месяца, еще сказывается неритмичность работы, раскачка в начале, «авралы» для выполнения плана в конце месяца. По этой же причине потребление в рабочий день первого месяца квартала оказывается меньше, чем в аналогичных условиях для последнего месяца квартала. Особенно растет электропотребление в конце года.
Но при прогнозировании приходится учитывать и ряд других факторов, таких, как предполагаемые (а значит, тоже прогнозируемые) погодные условия на завтра, некоторые сезонные факторы и др. Схема прогнозирования довольно сложна. Само прогнозирование, хотя и основывается на современных приемах математической статистики, в значительной мере сводится к тому, что в основу прогноза кладется некоторый реальный или наблюденный график нагрузки, который был «в похожих условиях». Этот прототип корректируется по основным влияющим факторам.
Нужен архив данных о графиках за прошлые дни. Для того чтобы выбрать подходящий прототип графика нагрузки энергосистемы, у инженера-режимщика, планирующего режим потребления, должен быть достаточный по объему архив наблюденных графиков нагрузки. Создание архива графиков нагрузки обычно возлагается на ЭВМ. Она готовит графики для хранения, уплотняет информацию по мере старения графиков и хранит информацию или во внешней памяти ЭВМ, или вне ЭВМ на машинных носителях информации.
Современные методы краткосрочного прогнозирования графиков нагрузки достигли высокого качества. Ошибка прогноза редко превышает 1,5—2%.
Регулирование и лимитирование нагрузки потребите-лей. Итак, нагрузка на предстоящие сутки запрогнозиро-вана. Но прогноз по ряду причин восторга у энергетиков не вызывает. Например, предстоящее энергопотребление или будет слишком велико, или очень неравномерно с большим пиком нагрузки к вечеру и с большим провалом нагрузки ночью.
Производится корректировка графика потребления или, как это называлось выше, регулирование графика потребления. Составляются рекомендации по предстоящему режиму электропотребления и вводятся необходимые коррективы. Скорректированный график и будет планом электропотребления на предстоящие сутки.
Подведем теперь некоторые итоги. Итак, чтобы управлять режимом энергосистемы и чтобы этот режим был максимально экономичным (например, давать самую низкую себестоимость энергии), у нас есть два способа: 1) перераспределять нагрузку между работающими агрегатами, нагружая наиболее экономичные в данный момент агрегаты и разгружая менее экономичные;
2) изменять состав включенных и остановленных агрегатов, отключая при снижении нагрузки наименее экономичные в данный момент агрегаты и включая их (например, в обратной последовательности) при росте нагрузки энергосистемы. Кроме агрегатов, можно менять состав включенных линий электропередачи, включать (или отключать) трансформаторы.
Первый способ — перераспределение нагрузки, второй способ — управление составом агрегатов. Эти два способа находятся в руках у диспетчера, управляющего энергосистемой. Первый способ сегодня хорошо отработан и теоретически, и в прикладном плане. А вот строгого решения задача о выборе оптимального состава работающих агрегатов еще не найдено. Но сегодня в распоряжении диспетчера есть способы, дающие достаточно качественные приближенные решения. Для нормальной и эффективной работы диспетчера необходим план работы на предстоящие сутки. Такой план разрабатывается для каждого объединения энергосистемы, для каждой районной энергосистемы и для каждой крупной электростанции. План должен быть наиболее выгодным или оптимальным.
Диспетчер должен следить за выполнением этого плана. Но при его существенном отклонении от реального хода электропотребления в этот план на оставшиеся часы должны быть внесены необходимые коррективы.
В управлении энергосистемами различают управление нормальными и аварийными режимами энергосистем. Управление нормальными режимами включает реализацию заранее запланированных режимов работы (запланированных графиков нагрузки каждой электростанции). Кроме этого, в управление нормальными режимами входит регулирование частоты с одновременным выполнением баланса мощности в системе, регулирование напряжения и поддержание качества электроэнергии.
Управляет нормальными режимами диспетчер с помощью специальных автоматических устройств.
Управление аварийными режимами включает мероприятия по скорейшей ликвидации аварий. Пораженный участок должен быть как можно быстрее отключен от сети. Должны быть приняты меры по восстановлению питания отключенных потребителей (например, организовано энергоснабжение потребителей от резервного источника или от резервной линии), диспетчер должен организовать восстановительные работы.
Послеаварийный режим — тяжелый режим работы энергосистемы. После аварии в энергосистеме, как правило, нарушается баланс мощности и наступает послеаварийный режим. Этот режим характеризуется понижением частоты и напряжения, т. е. снижением качества энергии и значительным возрастанием нагрузок в отдельных элементах системы энергоснабжения. Задача диспетчера — как можно скорее перейти от послеаварийного режима снова к нормальному режиму работы.
При управлении аварийными режимами широко используются разнообразные устройства. Аварийные режимы протекают часто очень быстро. Человек не может прореагировать на них. Без автоматики управлять нормальными и аварийными режимами было бы крайне сложно.
Но и этого количества ЭВМ недостаточно для надежного управления энергосистемой. Дело в том, что при оперативном управлении нужно прогнозировать и планировать, нужно решать отдельные инженерные задачи, требующие больших затрат времени. Для решения плановых задач требуются ЭВМ достаточно высокой производительности. Поэтому на диспетчерских пунктах устанавливают еще две ЭВМ средней или большой мощности. Они образуют так называемый вычислительный комплекс.
Для повышения надежности и облегчения работы персонала все ЭВМ соединяются между собой через специальные устройства. Это позволяет передавать из одной машины в другую информацию (чисЛа) и коМанды управления.
Образуется связанный четырехмашинный (микро ЭВМ не считают) комплекс технических средств, находящийся в распоряжении диспетчера.
К этому комплексу подключается большое количество дисплеев, позволяющих руководству и технологам различных служб и отделов проверять качество работы энергосистемы и принимать участие в планировании работы.
Такая четырехмашинная схема считается сегодня типовой для управления энергосистемой.
Диспетчер оснащен вычислительными машинами. Это уже упомянутые микро-ЭВМ, собирающие информацию и проводящие ее в предварительную обработку. Кроме них, на диспетчерской пункте используются машины средней мощности или мини-ЭВМ. Они проводят Вторичную обработку информации, собирая и обобщая информацию по всему объекту. Они решают (по запросу диспетчера) отдельные нужные ему задачи и выдают обработанную информацию на главный щит управления или, как говорят, управляют главным щитом, выдают информацию на дисплеи диспетчеру и его помощнику.
Совокупность машин и сбора и представления информации диспетчеру получила название оперативно-информационный комплекс технических средств диспетчерского управления. В нашем случае это две микро-ЭВМ, дисплеи и вспомогательное оборудование плюс система телемеханики.

4. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМОМ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

Общие сведения
Технологический процесс производства, передачи и распределения энергии определяется большим числом независимых и регулируемых параметров, значения которых зависят от внешних возмущений.
Для обеспечения нормального функционирования энергосистема оснащается разнообразными устройствами релейной защиты и автоматики. Действие этих устройств приводит к изменению структуры энергосистемы и к переходу от нормальных режимов к послеаварийным.
Задачей диспетчерского управления является координация работы всех элементов системы, в том числе и автоматики, для обеспечения экономичности режимов, качества и надежности электроснабжения в условиях изменения нагрузок и структуры системы. Диспетчерское управление требует оперативной переработки больших объемов информации и должно быть максимально автоматизированным. С этой целью в энергосистемах и объединениях созданы службы автоматизированных систем диспетчерского управления ( АСДУ), основные задачи которых:

1. Прогнозирование графиков нагрузки на ближайшую перспективу;

2. Планирование суточных графиков работы энергосистемы, т.е. определение

выработки на электростанциях и перетоков, которые обеспечивают потребности при минимальных затратах;

3. Оперативная корректировка режимов при отклонении фактических нагрузок от прогнозируемых и изменениях состава включенного оборудования.
Основой АСДУ является оперативно-информационный комплекс (ОИК), включающий мощный набор технических средств, предназначенных для сбора и передачи на диспетчерский пункт информации о состоянии основного оборудования системы и параметрах режима ее, переработки информации, отображения и документирования информации.
В комплекс технических средств входят первичные датчики, измерительные преобразователи, устройства телемеханики, каналы связи, ЭВМ и разнообразные средства отображения, включающие дисплеи, телеэкраны, щиты управления, сигнальные табло и т.п.
ОИК работает в реальном времени, с определенной цикличностью опрашивая датчики телесигнализации (ТС) и телеизмерений (ТИ) с помощью устройств контролируемых пунктов (КП) телемеханики и передачи сигналов по линиям связи в приемные устройства (ПУ) телемеханики, установленные на диспетчерских пунктах. Здесь сигналы вводятся в ЭВМ, обрабатываются и используются при решении различных диспетчерских задач.
Важное место в системе телеизмерений отводится измерительным преобразователям типа Е, которые используются для измерения переменного тока (Е-842), переменного напряжения (Е-855), активной и реактивной мощности (Е-848) и частоты (Е-854).
Эти датчики подключаются к первичным преобразователям и имеют согласованный с ними уровень входных сигналов, по току равный 1А и 5А, по напряжению – 100 В. Выходной сигнал унифицирован на уровне 0…5 мА постоянного тока и строго пропорционален замеряемому параметру.
Преобразователи напряжения могут иметь линейную или усеченную шкалу (рис.4.1). Для усеченной шкалы диапазон изменения выходного сигнала гораздо шире, что позволяет повысить точность измерения напряжения.

Рис. 4.1

В современных устройствах телемеханики типа «Гранит» все вводимые аналоговые сигналы 0…5 мА преобразуются в цифровой код с помощью 8-разрядных АЦП. Наибольшее целое десятичное число, соответствующее такому коду равно 256. Максимальное количество десятичных единиц в коде, называемых квантами, позволяет оценить погрешность измерений. Она определяется масштабом кванта, т.е. величиной измеряемого параметра, приходящейся на один квант.
Номинальное значение измеряемого параметра, которому соответствует номинальный ток 5 мА на выходе преобразователя тока или мощности, определяется номинальными коэффициентами трансформации первичных преобразователей (ТТ и ТН). Если, например, на присоединении установлен ТТ 600/5 и на шинах ТН 110000/100, то масштаб по току будет равен

М= 600/256= 2.4 А/квант,

а при измерении мощности

М= v3*110*0.6/ 256=0.42 МВА/квант.

В линиях 500 кВ масштаб кванта по мощности может составлять более 10 МВА, что и определяет точность измерения.
Использование в устройствах телемеханики 8-разрядных кодов является одной из причин заметных погрешностей в оценке текущего режима. Другой причиной погрешностей является неодновременность телеизмерений из-за больших периодов опроса и несвоевременность передачи их в пункты управления по каналам связи, в качестве которых используются в основном ВЧ каналы по ЛЭП, имеющие ограниченную пропускную способность и недостаточную надежность.
Низкая наблюдаемость режима энергосистемы из-за неполноты охвата параметров режима системой телеизмерений вызывает необходимость иметь в составе программного обеспечения АСДУ задачи формирования “псевдоизмерений“ и оценки состояния системы.
Для получения “псевдоизмерений“ могут использоваться различные методы, основанные на обработке статистики с учетом достоверных ТИ и ТС, а также расчетные методы, основанные на использовании уравнений, описывающих режимы отдельных объектов системы или всей сети.
Одной из задач оценки состояния системы является определение узловых нагрузок, не имеющих телеметрии, по результатам ТИ и ТС. Для решения ее может использоваться метод взвешенных наименьших квадратов

F(X)=? ?i *(yтi – y EN-US”>i (X))2=min,

где ?i – весовые коэффициенты, yтi – телеизмеряемый параметр режима, y i – расчетное значение его, X – вектор оцениваемых параметров режима, Y(Х) – неявная зависимость, определяемая расчетом режима.

АСДУ энергосистемой строится на базе объединения устройств телемеханики, ЭВМ и средств отображения информации. Сегодня в энергосистемах России широко применяется комплекс информационного обеспечения КИО-3, в состав которого входят:

– мостовой персональный компьютер (МПК), осуществляющий прием, первичную обработку телеметрии, проверку исправности каналов, обслуживание сигнальной системы и ряд других функций;

– файл-сервер (ФС), предназначенный для хранения информации о параметрах системы и ее режима, а также программного обеспечения диспетчерских задач;

– циклический компьютер (ЦК), используемый для проведения громоздких расчетов, связанных с анализом режимов, оптимизацией, оценкой состояния и т.п.;

– рабочие станции (РС), установленные в службах энергосистемы, на диспетчерском пункте, у руководителей предприятия.

Отдельные рабочие станции оборудованы сигнальной системой, которая действует по факту свершения некоторых событий и выводит на соответствующую РС сигнал, прерывающий выполнение работающей программы. Так например, при срабатывании определенной защиты соответствующий сигнал появится на РС, установленной в службе РЗиА, что позволит персоналу службы оперативно подключиться к анализу аварии.

Все компьютеры КИО-3 объединяются в локальную сеть NetWare.

На диспетчерском пункте для целей АСДУ используется КИО-3, часть информации о параметрах режима отображается на мнемоническом щите.

Рис. 4.2

Для сбора диспетчерской информации используется комплект телемеханики типа «Гранит». На ЭС устанавливается КП1, включающее 2 ТС и 3 ТИ (активная и реактивная мощность и напряжение на шинах). Для первичных преобразователей известны коэффициенты трансформации ТТ и ТН, равные, соответственно, 1000/5 и 110000/100. В качестве вторичных преобразователей напряжения могут использоваться преобразователи Е-855/1 или Е-855/2. В нагрузочном узле, где установлен КП2, замеряются активная мощность в Л-2 и напряжение на шинах. С помощью КП3 контролируется переток активной и реактивной мощности от системы и напряжение.
Исследование проводится с помощью программы ASYLB10
После активизации файла на экране изображается фронтальная панель виртуального устройства (рис.4.3). В левой части панели расположена схема энергосистемы с виртуальными выключателями на ЛЭП-1 и индикаторами реальных параметров режима. Здесь же показаны все три КП и линии связи с ПУ «Гранит». Возле линий размещены индикаторы содержимого информационных байтов ТС и ТИ. Для системы ТИ результаты измерений представлены целым числом квантов. Для КП1 они выведены в двоичном и десятичном виде.

Рис. 4.3

Ниже схемы располагаются цифровые задатчики параметров ЛЭП и нагрузок в узлах. Здесь же расположены индикаторы потерь мощности в сети, переключатель модификации измерительного преобразователя Е-855 и задатчик периода опроса.
В правой части экрана показано размещение некоторого оборудования диспетчерского щита управления энергосистемой. Здесь показана структура КИО-3, мнемонический щит и рабочая станция, на которой отображены результаты телеизмерений, «псевдоизмерения» и оцениваемые нагрузки узлов. Ниже расположены задатчики , определяющие напряжение на шинах системы и мощность, вырабатываемую электростанцией.

5. СИСТЕМА SCADA/EMS

ОАО «СО ЕЭС» — Открытое акционерное общество «Системный оператор Единой энергетической системы». Осуществляет централизованное оперативно-технологическое управление Единой энергетической системой России. Имеет региональные отделения практически во всех регионах России.

Задачи:
управление режимами работы Единой энергетической системы Российской Федерации, обеспечение её надежного функционирования и устойчивого развития;
создание условий для эффективного функционирования рынка электроэнергии (мощности);
обеспечение соблюдения установленных технологических параметров функционирования электроэнергетики и стандартных показателей качества электрической энергии при условии экономической эффективности процесса оперативно-диспетчерского управления и принятия мер для обеспечения исполнения обязательств субъектов электроэнергетики по договорам, заключаемым на оптовом рынке электрической энергии и розничных рынках;
обеспечение централизованного оперативно-технологического управления Единой энергетической системой России.
Система SCADA/EMS – основной инструмент в работе диспетчерского управления, включающий компьютерное оборудование (серверы, рабочие станции, устройства передачи данных и др.) и комплекс программ, предназначенных для поддержания рынка электроэнергии в режиме реального времени (формирование суточных и долгосрочных диспетчерских планов-графиков, оценка состояния сети, управление частотой, генерацией и др.).

Основная цель проекта – повышение эффективности управления режимами Единой энергетической системы России.
Систему планируется установить в Центральном и Объединенных диспетчерских управлениях Системного оператора (ЦДУ, г. Москва, и ОДУ Востока, Сибири, Урала, Средней Волги, Юга, Северо-Запада, Центра).
В систему войдут 242 рабочие станции. Математическая модель, используемая SCADA/EMS, содержит около 20 тысяч расчетных узлов. В качестве поставщика системы ОАО «СОЕЭС» выбрало концерн Siemens, с которым заключен контракт на поставку и установку нового комплекса SCADA. Стоимость контракта 79 млн евро.
Помимо технических предпосылок к замене старого комплекса, есть и системные, в частности, реформированная российская энергетика по своей структуре и развитию приблизилась к энергетике европейских стран. В дальнейшем планируется синхронизация систем Европы, России и стран СНГ. В этом случае необходима унификация программного обеспечения методов диспетчирования. На первом этапе планируются поставка, установка и ввод в эксплуатацию систем SCADA/EMS в главном диспетчерском центре Системного оператора в Москве и диспетчерских центрах в филиалах Системного оператора, в том числе – в ОДУ Средней Волги. Для реализации столь масштабного проекта собственных средств у Системного оператора недостаточно, поэтому совет директоров ОАО “СО-ЦДУ ЕЭС” принял решение о привлечении кредитных средств. Контракт с поставщиком SCADA/ EMS, большинство расходов по которому осуществляется за рубежом, заключен на сдачу системы “под ключ’! Самые выгодные условия финансирования были предложены Европейским банком реконструкции и развития, поэтому было принято решение о финансировании им контракта с поставщиком с помощью кредита сроком на 10 лет. По подсчетам экономистов, срок окупаемости проекта должен составить 3-4 года. Эффект от внедрения должен сказаться на отрасли в целом. Оптимальная загрузка генерирующего оборудования позволяет более эффективно использовать как пропускную способность линий, так и рабочую мощность электростанций. Автоматизированная работа по оперативно-диспетчерскому управлению ЕЭС на базе оптимальных алгоритмов загрузки линий и генерации существенно снижает влияние субъективного фактора на положение поставщиков и потребителей. Предполагается, что сбои, связанные с работой дежурного диспетчерского персонала, уменьшатся на 5-7 процентов. В масштабе страны это даст большой экономический эффект. В ОДУ Средней Волги обучение персонала и тестирование системы должно начаться в следующем году, внедрить же ее повсеместно планируется к 2012 году.
SCADA/EMS будет применяться в качестве рабочего инструмента в режиме реального времени, функционирующего в условиях развития рыночных отношений в электроэнергетике. Кроме этого SCADA/EMS послужит центром сбора оперативных данных от существующих устройств телемеханики и систем SCADA РДУ, а также связующим звеном между внутренними и внешними компьютерными системами.
Спецификация на систему отличается от обычного технического задания: это документ объемом более 800 страниц текста. Значительная часть его может быть использована в качестве уже готового проекта. К тому же в спецификации заключено детальное описание части SCADA (сбор и обработка данных) и EMS.
Основные функции системы SCADA/EMS:
– планирование, ведение и управление режимом;
– прогнозирование состояния сети, ее пропускной способности и потребления, а также объемов поставок и резервов системных генераторов;
– прогнозирование гидроресурсов и объемов поставок генераторов, работающих по вынужденному графику, а также мощности всех объектов генерации;
– координация ремонтных компаний сетевого и генерирующего оборудования;
– выбор способов взаимодействия, типов и устройств противоаварийной автоматики (ПА) и мест их установки в сети;
– подключение нагрузки потребления и генераторов под действие ПА;
– обслуживание рынка “на сутки вперед”;
– планирование диспетчерского графика;
– регулирование напряжения;
– обслуживание балансирующего рынка (рынка “на час вперед”);
– обслуживание рынка резервов;
– рассмотрение оперативных заявок на вывод оборудования в ремонт;
– выполнение переключений в сети;
– регулирование частоты;
– управление режимами ЕЭС в критических и аварийных ситуациях;
– мониторинг режима, включая оценку состояния, контроль параметров, контроль ремонтных схем;
– ведение оперативного журнала;
– автоматическое регулирование частоты и перетоков мощности;
– оперативная оценка надежности режима;
– анализ режима работы субъектов диспетчерского управления в условиях рынка;
– тренажерная подготовка оперативного персонала;
– функции администрирования и управления, в том числе управление конфигурацией EMS, предоставление различных видов отчетности;
– другие.

6. Компьютерное конструирование единой графической электронной модели электрических сетей энергосистемы на базе Киевоблэнерго

Вопросам моделирования электрических сетей энергосистемы уделяется пристальное внимание, начиная с момента появления первых автоматизированных систем проектирования (САПР) и автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) на основе ЭВМ. Модели дают возможность проверять реальность и оптимальность проектных разработок по отдельным энергетическим объектам и энергосистеме в целом, а также надежность функционирования работающей энергосистемы путем решения конкретных технологических задач и сравнительного анализа разных стратегий проектирования и оперативного управления для принятия решений на основании состояния и параметров режима её электрической сети [1].
Из множества моделей электрической сети энергосистемы в общем случае можно выделить два основных типа моделей, используемых при решении задач проектирования и оперативного управления режимами её работы.
Первый тип это общепринятая графическая модель электрической схемы энергосистемы, описывающая в требуемом объёме и степени детализации оборудования электрическую сеть и отдельные объекты. Такой моделью, например, является электрическая схема сети энергосистемы или её фрагменты, представленные упрощенными или полными схемами первичных соединений электростанций и подстанций с элементами оборудования, на бумажных носителях, мозаичном диспетчерском щите или в электронном виде в ПЭВМ.
Второй тип это специализированные модели расчетных схем, описывающие максимально упрощено схему электрической сети энергосистемы без элементов оборудования на уровне требований применяемых математических методов и конкретных технологических задач. Например, узловая расчетная схема электрической сети энергосистемы для решения задачи установившегося режима или токов короткого замыкания.
В электронном виде принято модель первого типа описывать информацией локальных баз данных в форме таблиц стандартного унифицированного формата, связанных с электросетевыми объектами энергосистемы, и достаточной для решения любых технологических задач. Модель второго типа описывается информацией специализированного алфавитно-цифрового или бинарного формата в унифицированных файлах данных и рассчитана на решение одной-двух задач.
С момента начала внедрения ЭВМ в электроэнергетику и до настоящего времени при решении технологических задач, в частности расчетов нормальных и аварийных режимов энергосистемы, применяются упрощенные расчетные модели второго типа, так называемые узловые модели, описываемые примитивами “узлы” и “ветви”. За этими моделями при решении инженерных задач, как в проектировании, так и в эксплуатации энергосистем, сохраняется приоритет и по настоящее время. Такое положение объясняется требованиями формализации и алгоритмизации используемых математических методов, существующей технологией расчетов, возможностями эксплуатируемой в проектировании и производстве, особенно в первые десятилетия, вычислительной техники, исторически сложившимися традициями и условиями развития АСУ электроэнергетикой.
Программная реализация связи моделей разных типов с автоматическим переходом от модели в виде полной принципиальной электрической схемы к адекватной упрощенной расчетной поузловой модели и обратно была реальна только для схем небольшого объёма, требовала значительных ресурсов памяти ЭВМ, затрат машинного времени и представлялась до настоящего времени нецелесообразной.

Современный уровень технических и программных средств уже позволяет реализовать задачу автоматического преобразования модели первого типа в расчетную модель второго типа для выполнения расчета, сохраняя при этом исходные параметры, состояние оборудования и коммутационных аппаратов рассматриваемого режима работы энергосистемы. Такая универсальная модель обеспечивает быстрое решение всего состава технологических задач, анализ полученных результатов и своевременную выработку последующей стратегии проектирования или оперативного управления.
В этом случае решать технологические задачи и анализировать результаты расчетов целесообразнее всего на ЕДИНОЙ общедоступной и понятной проектировщикам и эксплуатационному персоналу различного уровня и разных производственных служб модели первого типа, полностью исключив из рассмотрения модель второго уровня (Рис.1).

Рис.6.1 Электронная графическая модель электрической сети 110-750кВ ОЭС

Разработка ЕДИНОЙ графической электронной модели (ЕГЭМ) энергосистемы, в первую очередь, была ориентирована на задачи подсистем SCADA и EMS в АСДУ, а в САПР`е на проектирование перспективных схем развития энергосистем [2]. Однако можно указать и ряд других важных направлений применения ЕДИНОЙ графической электронной модели в процессе проектирования и эксплуатации энергосистемы. Модель может использоваться при технико-экономическом обосновании выбора места размещения и последующего проектирования новых электростанций, подстанций и линий электропередачи.
Модель может применяться в эксплуатационной практике как электронный диспетчерский щит, а также в качестве тренажера-советчика диспетчера. Она позволяет выполнить оценку неверных и отсутствующих данных при достоверизации телеизмерений, и эффективно обнаруживать ошибочные результаты телеметрии. ЕГЭМ может служить основой оперативного управления процессами коммутации, регулирования режима по напряжению и реактивной мощности, выбора экономического распределения нагрузок и учета потребления электроэнергии в условиях рыночных отношений. Может использоваться как графическая информационная база персоналом, осуществляющим изыскательские работы, проектирование и эксплуатацию линий электропередачи, подстанций и др.
Мониторинг состояния текущих параметров режима и топологии электрической сети с последующей алгоритмической и программной реализацией их в виде адекватной математической модели, которая обеспечивает анализ поведения энергосистемы большого объема, стал реально возможен в эксплуатационной практике на современном этапе развития вычислительной техники, телемеханики и связи.
Для идентификации элементов модели и определения текущей топологии электрической сети большого объема, описываемой многообразными схемами отдельных объектов сложной конфигурации и линиями электропередачи различного напряжения, разработаны алгоритмы и решён ряд задач. Наиболее сложными являются формализация и алгоритмизация автоматического анализа состояния топологии электрической сети, моделируемой в ЭВМ примитивами в терминах: генератор, трансформатор, коммутационный аппарат, шина, линия и последующее автоматическое преобразование с переходом к примитивам расчетной схемы, моделируемой в терминах “узел” – “ветвь”, и обратно. Из множества известных методов преобразования модели электрической сети, описанной в стандартных терминах в расчетную поузловую модель, использующих матрицы инцидентности, логические таблицы и поиск по дереву сети [3] в данной разработке реализован последний.
Следует отметить, что в ЕДИНОЙ модели допускается симбиоз моделей первого и второго типа. Такое объединение необходимо при конструировании графической модели энергосистемы, собственные основные объекты и элементы которой представляются в виде достаточно подробных принципиальных электрических схем, а часть собственных менее важных объектов и объекты прилегающих энергосистем вычерчиваются в виде эквивалентных узлов-ветвей расчетной схемы.
Алгоритмическая и программная реализация автоматического учета состояния топологии электрической сети с автоматическим переходом между моделями разных типов – один из главных инструментов, обеспечивающих решение на ЕДИНОЙ графической модели электрической сети энергосистемы всех технологических задач подсистемы SCADA и EMS, анализ полученных результатов и разработку стратегии управляющих воздействий.
В качестве инструмента при конструировании ЕДИНОЙ графической электронной модели применён программный пакет AutoCAD компании AutoDesk, зарекомендовавшей себя как интеллектуальная САПР для платформы PC. Немаловажно то, что AutoCAD – развивающаяся открытая и надежная система с встроенным интерпретирующим языком AutoLISP, позволяющая манипулировать графическими примитивами (объектами) в неограниченном количестве слоев, хранить в примитивах дополнительные (расширенные) данные, разрабатывать меню, инструментальные панели, кнопки и диалоговые формы, связывать объекты чертежа с внешними SQL-базами данных, программировать на языках VBA, С++, а также обмениваться с другими широко используемыми программными пакетами и графическими файлами.
ЕДИНАЯ графическая электронная модель энергосистемы конструируется в среде графического редактора AutoCAD специальными программными средствами, разработанными для энергетики:
интерфейс пользователя в виде меню, инструментальных панелей, диалоговых форм данных по типу элемента или объекта, диалоговых форм настройки условий работы с моделью и технологическими задачами, таблиц результатов расчетов и т.п., выполненных в дизайне AutoCAD;
автоматизированное формирование конфигурации и топологии модели электрической сети;
автоматизированный ввод-вывод данных по оборудованию и параметрам электрической сети и решаемых технологических задач;
синтаксический и семантический контроль исходных данных и результатов расчета, контроль топологии сети.
Графическая схема электрической сети в виде блоков AutoCAD описывается в стандартных терминах: генератор, трансформатор, линия электропередачи, нагрузочный фидер, реактор, конденсатор и т.п. Электрическое соединение указанных элементов описывается стандартными терминами: секция системных шин, выключатель, разъединитель, отделитель, линия соединения и т.п.
Параметры оборудования и характеристики режима моделируемой электрической сети описываются в виде алфавитно-цифровой информации, принятой и используемой в настоящее время в электроэнергетике, в диалоговых формах и таблицах.
Положения выключателей и разъединителей, а также параметры режима фиксируются в модели первого уровня для нормального состояния электрической сети, автоматически изменяясь телесигналами и телеизмерениями (ТС/ТИ) по каналам телеметрии при условии подключения модели к оперативно-информационному комплексу (ОИК АСДУ). При каждом изменении данных о текущем положении коммутационной аппаратуры автоматически формируется конфигурация и топология модели второго уровня (расчетной схемы) описываемой, как уже отмечалось выше в терминах узлы и ветви. Таким образом, положение выключателей и разъединителей на модели первого уровня (см. Рис.2) формирует в памяти ПЭВМ соответствующую конфигурацию узлов и ветвей расчетной модели второго уровня (Рис.3).

Рис.6.2 Фрагмент модели первого типа в стандартных терминах

Рис.6.3 Фрагмент модели второго типа в терминах узлы-ветви

Разработанная система графического автоматизированного конструирования модели электрической схемы (ГрафАКМЭС) применяется в Национальной энергетической компании “Укрэнерго” для моделирования электрических сетей и объектов 220-750кВ объединенной энергосистемы (ОЭС) Украины (Рис.1), сетей и объектов 35-330кВ её отдельных энергосистем. Работоспособность сконструированных моделей проверена путем подключения телеметрии ОИК (SCADA) и отдельных технологических задач EMS для выполнения расчетов нормальных и аварийных режимов.
Графические модели схем электрических сетей построены с учетом иерархической структуры цепочки управления ОЭС Украины по принципу:
Объединённая энергосистема в составе 8-ми ЭС (ОЭС) – Центральная энергосистема в составе 4-х облэнерго и г. Киева (ЦЭС) – Областная энергосистема в составе 28-ми РЭС (AES Киевоблэнерго) – Городская энергосистема в составе 4-х ПЭС (АК Киевэнерго).

В настоящее время авторами ведутся работы по подключению очередных задач подсистем SCADA и EMS.

По результатам опытно-промышленной эксплуатации разработанной графической электронной модели на примере ОЭС Украины можно сделать следующие выводы:
1. Разработана ЕДИНАЯ графическая электронная модель (ЕГЭМ), обеспечивающая решение основных задач подсистем SCADA и EMS.
2. ЕГЭМ может использоваться как аналог электронного диспетчерского щита и как тренажер-советчик, обеспечивающий оперативное вмешательство в процессы управления коммутациями, регулированием режима по напряжению и реактивной мощности, выбора экономического распределения нагрузок и учета потребления электроэнергии в условиях рыночных отношений.
3. ЕГЭМ может служить электронно-графической информационной базой для персонала, обеспечивающего эксплуатацию линий электропередачи и оборудования электросетевых объектов.
4. На основе ЕГЭМ целесообразно разработать новую технологию взаимодействия производственного персонала служб различных иерархических уровней в процессе оперативного управления режимами путем автоматического слияния (без эквивалентирования электрических сетей) отдельных моделей энергосистем в ЕДИНУЮ объединенную модель.
5. Система ГрафАКМЭС позволяет организовать безбумажную технологию расчетов нормальных и аварийных режимов работы электрических сетей, анализа результатов и выработки стратегии управления, а также создать ретроспективный графический электронный архив режимов энергосистемы.

Дальнейшее развитие ЕДИНАЯ графическая электронная модель должна получить при слиянии её с ядром геоинформационной системы (ГИС) (Рис.4), являющейся универсальным хранилищем для пространственных и атрибутивных данных. Описанный подход позволит создать интегрированную систему оперативного компьютерного моделирования инженерных коммуникаций в части анализа режимов работы электроэнергетических систем [4].

Рис.6.4 Электронная графическая модель сети 35-330кВ AES Киевоблэнерго

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Необходимость замены существующей сегодня автоматизированной системы обуславливается тем, что она поддерживает функциональность SCADA (сбор, обработка и отображение информации). В то же время набор прикладных программ для оперативного управления ограничен. Отсутствуют современные программные средства и системы, необходимые для повышения качества работы Системного оператора в условиях функционирования рынков электроэнергии. Использующаяся система иногда приводит к несвоевременной передаче информации, что повышает показатели аварийности.
Особое значение в рыночных условиях имеет оптимальная и правильная загрузка генерирующего оборудования с учетом пропускных способностей линий электропередач. Неоптимальные действия системного оператора могут привести, например, к недопоставке электроэнергии потребителям и повлиять на ценообразование на рынке. К тому же, старая автоматизированная система морально устарела, имеет недостаточную производительность, как это ни странно, недостаточную автоматизированность и ряд других недостатков.

ЛИТЕРАТУРА

1. Гамм А.З., Гришин Ю.А., Окин А.А. Развитие АСДУ ЕЭС с учетом новых условий и механизмов управления. – В кн. Энергетика России в переходный период: проблемы и научные основы развития и управления. – Новосибирск, Наука, 1996.
2.Ришкевич А.И., Задерей А.В., Семенюк А.В., Клипков С.И. Оперативное моделирование электрических сетей Объединенной энергосистемы Украины. – Новини енергетики ,N8,стр.44,2002.
3. A.M. Sasson, S.T.Ehrmann, P.Lynch, L.S. Van Slyck, “Automatic power system network topology determination”, IEEE Trans.Power App.Syst., vol.PAS-92, pp.610-618,Mar./Apr.1973.
4.Интегрированное ГИС-решение для электроэнергетики.-Еженедельник “Компьютерное обозрение”, N48, стр.37, декабрь, 2007.

Источник

Текст работы размещён без изображений и формул.
Полная версия работы доступна во вкладке “Файлы работы” в формате PDF

Введение

Автоматизированная система диспетчерского управления представляет собой компьютерную технологию, упрощающую и ускоряющую всю работу диспетчерской службы. Такую автоматизированную систему разрабатывают компании, создающие программное обеспечение, в том случае, если они занимаются созданием частных программных продуктов для логистической сферы деятельности. Одной из таких компаний является Универсальная Система Учёта.

УСУ спроектировала ряд программ специально для использования при автоматизации логистических процессов. Все они нацелены на формирование единой и оптимальной для перевозчиков системы оказания услуг информативного характера, создание единого автоматизированного механизма осуществления логистических операций, формирование понятных для участников логистического процесса финансовых отношений, сокращение доли участия клиентов в ходе реализации непосредственных процессов документооборота и перевозок.

Диспетчерское управление, по мнению специалистов и в сфере логистики, и в сфере информатики, является как раз той областью логистики, которая нуждается в автоматизации больше всего. Связано это со множеством специфических аспектов деятельности, встречающихся в диспетчерском управлении и делающим его проблематичным для осуществления вручную.

Автоматизированная система диспетчерского управления от УСУ является синтезом средств аппаратного, технического и ого характера, служащих для систематизации (благодаря компьютеризации) работы оборудования и персонала, в сфере общего процесса функционирования диспетчерского управления.

Автоматизированная система от УСУ проектируется индивидуально, поэтому может реализовывать весьма разные функции, зависящие от конкретных нужд заказчика. Однако, можно выделить некоторые основные задачи, которые чаще всего решает автоматизированная система диспетчерского управления: настраивает оперативный контроль над всем диспетчерским оборудованием, хранит, анализирует и распределяет различные данные на пульт диспетчера, оптимизирует связь между сотрудниками, задействованными в диспетчерском управлении, контролирует возникновение аварийных ситуаций, работает с документами.

Таким образом, каждая современная компания, работающая в области логистики, не может функционировать эффективно и рационально без использования различных автоматизированных систем. В частности, автоматизированная система диспетчерского управления повысила прибыль и качество работы большого числа предприятий. Внедрение любых программ от УСУ в работу компаний всегда сказывается крайне позитивно на продуктивности работы организации. Если Вы работаете в логистической сфере и задумались об автоматизации своей деятельности, то установка автоматизированной системы диспетчерского управления от УСУ может стать первым весомым вкладом в дело общей автоматизации.

1 Автоматизированная система диспетчерского управления

АСДУ — система управления технологическим процессом, предназначенная для контроля и управления режимами работы оборудования объекта автоматизации.

АСДУ обеспечивает оптимизацию работы инженерных систем объекта благодаря оригинальной технологии управления проектом.

АСДУ выполняет следующие функции:

получение своевременной и достоверной информации с технологических объектов;

обеспечение оперативного взаимодействия служб объекта при профилактических и ремонтных работах, ведение протокола текущих и аварийных событий;

автоматизированный учет тепло- и энергоресурсов, обеспечение активного режима их экономии;

снижение трудоемкости управления технологическими процессами;

оптимизация режимов работы технологических объектов;

контроль работоспособности каналов связи;

повышение точности и оперативности измерения текущих значений технологических параметров.

Преимущества объединенной АСДУ перед локальными системами:

взаимосвязь всех систем объекта, что существенно повышает их стабильное функционирование;

экономия на кабельных сетях, пультах контроля, сетевом оборудовании за счет интеграции функций и, как следствие, повышение надежности всей системы;

оперативность управления всей системой благодаря ее удобству и простоте. Снижается вероятность принятия ошибочных решений заметно повышается комфортность, как для диспетчерских служб, так пользователей их услуг. [1,2]

2 Назначение АСДУ

АСДУ предназначена для организации контроля режимов работы инженерных систем и оборудования, своевременного предупреждения о возникновении аварийных ситуаций или нештатных режимов работы инженерного оборудования, предотвращения и минимизации ущерба в случае подобных ситуаций.

АСДУ необходима для решения следующих задач:

– непрерывный контроль состояния и режимов работы инженерных систем и оборудования;

– своевременное оповещение персонала о возникновении аварийной ситуации или чрезвычайного происшествия;

– ведение архива контролируемых параметров и действий операторов.

Перечень возможностей программы Универсальная Система Учета. В зависимости от конфигурации разработанного программного обеспечения список функций может меняться.

Благодаря автоматизированной работе снижается влияние человека на процесс деятельности, что положительно сказывается на проценте ошибок в диспетчерском управлении;

Обеспечивается постоянный контроль над всеми инженерными операциями и процессами, реализуемых вместе с автоматизированным диспетчерским управлением;

Упрощается документооборот и отчётность в автоматизированном диспетчерском деле;

Автоматизированная система быстро реагирует в случае аварийных ситуаций;

Автоматизированная технология от УСУ даёт своим клиентам возможность учесть и высказать все личные особенности организации диспетчерского управления на стадии проектирования авторматизированной системы;

Автоматизированная система формирует единый и оптимальный для перевозчиков механизм оказания услуг информативного характера;

Автоматизированная технология от УСУ способствует созданию единого автоматизированного механизма осуществления логистических операций;

Происходит формирование понятных для участников логистического процесса финансовых отношений;

Сокращается доля участия клиентов в ходе реализации непосредственных процессов документооборота и перевозок;

Автоматизированная система настраивает оперативный контроль над всем диспетчерским оборудованием;

Автоматизированная технология от УСУ хранит, анализирует и распределяет различные данные на пульт диспетчера;

УСУ автоматизирует и оптимизирует связь между сотрудниками, задействованными в диспетчерском управлении;

Автоматизированная система следит за профилактикой аварийных ситуаций;

Автоматизированная технология от УСУ сама формирует документы и отчёты, необходимые для качественного ведения дел;

Производится автоматизированный учёт затраченных средств и ресурсов;

Работа диспетчерской службы станет более системной;

Программа будет быстро выявлять и исправлять недостатки, имеющиеся в механизме диспетчерского управления;

Автоматизированная система диспетчерского управления от УСУ будет логично и качественно интегрирована в уже используемое вами программное обеспечение;

Автоматизация положительно скажется на отношениях и с перевозчиками, и с отправителями грузов;

Повышается эффективность работы логистической службы.

АСДУ не предназначается для использования в качестве локальной автоматики для управления инженерными системами и оборудованием, не выполняет функции по регулированию параметров и поддержанию их на заданном уровне, не выполняет функции по защите оборудования при протекании технологического процесса.[3]

3 Техническое описание системы АСДУ

Для централизованного контроля и управления инженерным оборудованием на объекте закладывается автоматизированная система диспетчерского управления «DESIGO INSIGHT» на базе современного оборудования фирмы «Сименс» SBT.

«DESIGO INSIGHT» – это новое поколение систем диспетчеризации, благодаря модульной, компактной и масштабируемой структуре, она охватывает широкий спектр областей применения любого уровня сложности и может быть расширена в любое время. Возможность расширения особенно актуальна при поэтапном вводе объекта в эксплуатацию. Каждый уровень системы работает автономно и независимо от следующего, более высокого уровня. Это увеличивает надежность системы в целом, упрощает наладку и уменьшает затраты времени на диагностику. Одно из главных преимуществ «DESIGO INSIGHT» – это широкое применение стандартов в построении структуры системы и ее компонентов. Поэтому программное обеспечение было разработано для Windows, что позволяет полностью использовать функции этой операционной системы.

Система диспетчеризации предусматривает вывод на центральный компьютер, расположенный в помещении диспетчерской, всех данных о состоянии оборудования и текущих параметрах инженерных систем. Система диспетчеризации осуществляет визуализацию всех процессов, контроль и управление оборудованием в автоматическом режиме.

«DESIGO INSIGHT» позволяет:

создавать различные таймерные (временные) программы по управлению оборудованием,

просмотр на экране монитора и вывод на принтер состояния всех систем и оборудования (вкл./выкл., работа/авария),

просмотр заданных и текущих значений параметров системы,

создавать архивы событий,

вести наблюдение в динамическом режиме (построение графиков),

администрировать пользователей путем создания нескольких уровней доступа.

Оператор имеет возможность с монитора компьютера вести наблюдение за работой установок, изменять значения установок, производить включение и выключение, как отдельного оборудования, так и различных частей системы.

Кроме программного обеспечения «DESIGO INSIGHT», фирма «Сименс» выпускает все необходимое оборудование для устройства данной системы автоматики (датчики, регулирующие клапаны, приводы клапанов и воздушных заслонок и т.д.). В системе диспетчерского управления приняты свободно-программируемые контроллеры и комнатные контроллеры со стандартными приложениями (для фанкойлов):

компактные контроллеры: PXC22.D, PXC36.D;

модульные контроллеры: PXC100-D, PXC200-D;

комнатные контроллеры со стандартными приложениями (для фанкойлов): RXC21.1;

системный контроллер: PXG80-N [4]

4 АСДУ Э

Автоматизированная система диспетчерского управления энергообъектами (АСДУ Э) является территориально распределенной многоуровневой информационно-измерительной централизованной системой реального времени и предназначена для контроля и управления технологическими процессами и оборудованием на объектах электроснабжения промышленных предприятий и городских электрических сетей. Система может выполнять функции технического учета электроэнергии.

АСДУ – являются высшей ступенью диспетчеризации газового хозяйства. Это достигается за счет оснащения диспетчерских служб электронно-вычислительной техникой, позволяющей принимать быстрые решения в процессе управления газоснабжением. В сложной комплексной системе управления народным хозяйством страны АСДУ занимает место на стыке между Единой автоматизированной системой газоснабжения страны и территориальной АСУ городского газового хозяйства. Четкое взаимодействие этих систем обеспечивается при их полной совместимости, едином порядке получения, переработки и хранения информации, унификации документации, идентичности их шифров и кодов. Основной целью внедрения АСДУ газовым хозяйством является повышение эффективности работы систем газоснабжения на основе совершенствования их организационной структуры и методов управления.

Функции системы:

определение текущих состояний коммутационных элементов, функция ТС;

измерение текущих значений технологических параметров (токов, напряжений, активной и реактивной мощностей и др.), функция ТИТ;

измерение интегральных значений технологических параметров, функция ТИИ;

включение и отключение контролируемых объектов, функция ТУ;

контроль оперативного напряжения цепей ТУ;

сбор информации с цифровых измерительных преобразователей;

сбор информации с устройств МП РЗА;

сбор информации с интеллектуальных счетчиков электроэнергии;

ретрансляция информации от других источников и систем;

предварительная обработка информации в контроллерах с целью масштабирования, фильтрации, подавления помех и искажений измерительных сигналов;

выявление изменений контролируемых параметров (выход за уставки или резкие изменения измеряемых параметров, срабатывание коммутационных элементов и т.п.) и оповещение об этом диспетчера;

представление информации по измеряемым параметрам в табличной и графической формах, формирование и печать отчетов;

ведение протокола текущих и аварийных событий, происходящих как на контролируемом пункте (КП), так и в пункте управления (ПУ);

архивирование всех событий и измерений, ведение базы данных;

контроль работоспособности каналов связи;

технический и коммерческий учет электроэнергии. [5,6]

Заключение

Внедрение автоматизированной системы контроля и учета позволят: повысить точность, оперативность и достоверность учета расхода электроэнергии и мощности; выполнять оперативный контроль за режимами электропотребления; оперативно предъявлять санкции предприятиям за превышение договорных и разрешенных величин мощности; сэкономить на обслуживании и эксплуатации. Использование АСКУЭ позволит энергосистеме осуществлять целенаправленное регулирование режимов электропотребления, существенно снижая при этом дефицит мощности в энергосистеме и более полно обеспечивая электроснабжение потребителей.

Будущее промышленного производства связано с необходимостью жесткого контроля над энергоресурсами, ограничением и снижением их доли в себестоимости продукции. Решение этих задач необходимо связывать с энергосбережением и внедрением новых технологий управления предприятиями. Решительный шаг в этом направлении – это разработка и внедрение интегрированных автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ), которые включают в себя обеспечение жизнеобеспечения всего промышленного предприятия.

Для организации эффективного диспетчерского контроля можно рекомендовать к установке интегрированные системы управления промышленными объектами, что приведет к большей оперативности диспетчерских служб и более качественному обслуживанию систем жизнеобеспечения предприятия.

Список литературы

“Автоматизированная система диспетчерского управления”. URL: http://usu.kz/5/avtomatizirovannaya_sistema_dispetcherskogo_upravleniya.php (дата обращения: 30.12.20)

“АСДУ”. URL: http://www.norvix.ru/glossary/asdu__avtomatizirovannaya_sistema_dispetcherskogo_upravleniya (дата обращения: 30.12.20)

“Автоматика, АСУ, АСДУ”. URL: https://www.fcontrols.ru/index.php/ru/avtomatika/652-avtomatizirovannaya-sistema-dispetcherskogo-upravleniya (дата обращения: 30.12.20)

“Автоматизация систем”. URL: http://www.sintegris.ru/services/avtomatizatsiya–sistem/avtomatizirovannye–sistemy–dispetcherskogo–upravleniya/ (дата обращения: 30.12.20)

“Учет Электрической энергии”. URL: http://www.energosovet.ru/entech.php?idd=138 (дата обращения: 30.12.20)

Ямуров Н.Р. “Промышленная безопасность газопроводов и газовых сетей”. URL: https://www.ngpedia.ru/pg2806645vZUYIhD0008428280/ (дата обращения: 30.12.20)

Источник

Обновлено: 27.04.2023

Требования к автоматизированной системе диспетчерского управления для объектов добычи нефти и газа

сбор производственной информации реального времени, включая

обработка, структуризация и хранение данных реального времени;
представление производственно-технологической информации в едином

администрирование, конфигурирование и мониторинг работы

Прикладные функции автоматизации задач управления производством

должны реализовываться подсистемами автоматизированного анализа

производственной информации с использованием специализированных

2. Требования к структуре АСДУ

подсистема сбора производственно-технологических данных;
подсистема хранения и обработки информации;
подсистема прикладных задач;
подсистема отображения информации.

осуществляться специализированными программными интерфейсами.

3. Требования к надежности

надежностью работы технических средств АСДУ. что определяется их

надежностью работы программного обеспечения, что определяется

надежностью хранения данных, обеспечиваемой выбором

сохранностью технической, программной и информационной

квалификацией эксплуатационного персонала АСУ ТП, обеспечиваемой

квалификацией пользователей АСДУ. обеспечиваемой общей

высоким качеством технической и ЭД.

выполняемых функций должно быть не более 30 минут.

Срок службы АСДУ – не менее 10 лет.

4. Требования к безопасности

Требования безопасности ко всем техническим средствам АСДУ должны

соответствовать предъявляемым к системам АСУ ТП требованиям

безопасности, приведенным в подразделе 6.1.3. настоящего Положения.

5. Требования к защите информации от несанкционированного доступа.

Автоматизированные системы управления позволяют в едином информационном пространстве оперативно решать главные технологические, экономические и управленческие задачи, обеспечить менеджеров различного уровня управления необходимой и достоверной информацией для принятия оптимальных решений.

Системы диспетчерского контроля. Автоматизированная система контроля и управления.

Современные здания, независимо от их типов – будь это жилое строение, торговый или офисный центр, спортивные сооружения или промышленные объекты – содержат большие объемы различного по своему устройству и предназначению инженерного оборудования. Используемое оборудование, как правило, работает автономно, и контролировать большое количество аппаратов и систем достаточно проблематично, тем более, если мы говорим о современном оборудовании, которое отличается солидным набором сигналов управления, контролируемых технологических параметров и алгоритмов работы. Автоматизированная система контроля и управления (сокращенно АСКиУ), а также системы диспетчерского контроля призваны свести к минимуму участие человека в процессе контроля и управления имеющимися инженерными системами. Использование подобных автоматизированных систем, которые бы осуществляли контроль и управление над системой, которая объединяет собранное воедино все имеющееся инженерное оборудование, дает возможность организации слаженной работы всего комплекса.

Автоматизированная система диспетчерского контроля предназначена для контроля режимов работы технологического оборудования объекта, в первую очередь — котла и турбины.

Автоматизированная система диспетчерского контроля (АСДК) предназначена для контроля режимов работы технологического оборудования объекта, в первую очередь котла и турбины. В данной системе реализованы диспетчерские функции в части автоматизации контроля технологических процессов и оптимизации производства.

Система диспетчеризации — одна из составляющих энергосбережения при производстве электроэнергии; её внедрение позволяет производителю электроэнергии сокращать расход топлива и проводить непрерывную диагностику оборудования станции.

Созданные системы автоматизации и диспетчеризации выполняют:

– осуществление автоматического контроля состояния всех механизмов в контролируемом инженерном оборудовании (клапанов, насосов, заслонок, задвижек и т.д.), при этом данные об их фактическом положении и состоянии отображаются на диспетчерском пункте;

– групповое и индивидуальное телеуправление отдельными устройствами и агрегатами различных систем контролируемого инженерного оборудования (вентиляторы вытяжных и приточных установок, кондиционеры, воздушные заслонки, насосы, задвижки и т.п.) согласно командам диспетчера или же в автоматическом режиме согласно заданному расписанию;

– задание необходимых режимов работы для инженерного оборудования, а также устанавливаются регулируемые параметры;

– обнаружение аварийных ситуаций автоматически, с последующим принятием действий для сохранения инженерного оборудования в создавшихся ситуациях, а также для выхода из аварийной ситуации;

– автоматическая передача предупреждающих и аварийных сигналов с их регистрацией на диспетчерском пункте. Также передается требование диспетчерам по обязательному квитированию;

– телеизмерение заданных параметров, которые необходимы диспетчерам для оперативности осуществляемого контроля, управления рабочими процессами в инженерном оборудовании, а также для предупреждения предаварийных и аварийных ситуаций;

– диагностику работоспособности модулей ввода-вывода, контроллеров, каналов связи, а также оперативную индикацию, передаваемую на диспетчерский пункт с автоматическим занесением в соответствующий журнал.

АСДК предназначена для решения трех основных задач:

1. Снижение стоимости производства электроэнергии за счет оптимизации выработки и потребления электроэнергии;

2. Повышение надежности и безопасности работы оборудования;

3. Повышение достоверности данных и оперативности работы персонала ТЭЦ.

АСДК построена по принципу иерархической модели. В ее состав ходят модули ввода/вывода сигналов, контроллеры ввода/вывода, управляющие контроллеры, АРМы персонала, серверы технологических и производственных баз данных.

Система охватывает территориально распределенные объекты. Обмен данными осуществляется посредством промышленных протоколов передачи данных на основе полевых шин. Оборудование сбора и выдачи сигналов располагается вблизи объектов в производственной зоне, что позволяет упростить монтаж и обслуживание системы передачи данных.

Управляющий контроллер находится в зоне диспетчерских помещений, что позволяет упростить процесс его обслуживания.

Все контроллерное и компьютерное оборудование имеет источники бесперебойного питания, предназначенные для осуществления безаварийной работы системы в случае проблем с питанием.

Все контроллерное оборудование монтируется в шкафах класса защиты соответствующего требованиям зоны расположения шкафа.

В настоящее время для обеспечения успешного будущего предприятий энергетического комплекса перед топ-менеджментом одной из основных стоит задача достижения стратегической цели — обеспечение эффективности производства.

Под эффективностью производства подразумевается:

· минимизация издержек производства;

· выполнение плановых производственных показателей;

· повышение надежности производственной системы;

· реализация гибких механизмов управления производством.

Для повышения эффективности производства необходимо принятие мер по организации оперативного управления производственной деятельностью, которое предполагает обеспечение следующих составляющих:

· оперативный учет и хранение ключевых производственных показателей;

· оперативный обмен технологической и производственной информацией;

· оперативное принятие управленческих решений на основе анализа производственной информации.

Внедрение АСДК позволяет снизить стоимость производства электроэнергии за счет идентификации потерь, оптимизации работы оборудования и приближению рабочих характеристик к нормативным, что дает экономию топлива до 5%, что в денежном выражении составляет 30 млн. руб. в год на один блок. Данные по эффекту внедрения являются примерными и на каждой конкретной станции должны быть скорректированы.

Вопрос экономического эффекта внедрения наших решений на конкретных производствах является для нас приоритетным, и мы уделяем ему пристальное внимание. На этапе предпроектного обследования мы проводим анкетирование сотрудников ПТО, Диспетчерских пунктов, ЦТАИ на основании чего делаем выводы о необходимости и экономической эффективности применения АСДК.

· многотарифный учет вырабатываемой и потребляемой энергии;

· учет возникающих потерь;

· расчет баланса мощности;

· контроль показателей качества электроэнергии;

· контроль состояния объектов, средств измерений, технических и программных средств системы;

· прогнозирование и регулирование потребления и выработки электроэнергии;

· формирование учетных показателей для ОРЭ и предоставление их в Финансово-расчетную систему Администратора Торговой Системы, а также для собственных внутренних расчетов.

АИИС КУЭ (АСКУЭ) – автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электроэнергии, решающие задачи учета полученной / выработанной предприятием и отпущенной субабонентам электроэнергии и автоматизации расчетов с поставщиками и потребителями;

АИИС ТУЭ (АСТУЭ) – автоматизированные информационно-измерительные системы технического учета электроэнергии, рашеющие задачи контроля внутренних потребителей, расчета баланса мощности и энергии, выявления перерасхода электроэнергии;

АИИС КЭ (АИИС ККЭ) – автоматизированные информационно-измерительные системы качества электрической энергии, обеспечивающие контроль за соблюдением норм качества электроэнергии системы электроснабжения общего назначения и электросетей предприятия, потребителя, и пр.

Отличительной чертой предлагаемых решений является возможность организации на базе созданной АИИС комплексной автоматизированной системы оперативного диспетчерского управления и энергоучета (АСОДУЭ).

· при решении задач коммерческого учета электроэнергии – АИИС КУЭ (АСКУЭ), обеспечивающая субъекту выход на ОРЭ;

· при решении задач технического учета электроэнергии – АИИС ТУЭ (АСТУЭ), обеспечивающая контроль потребления электроэнергии подразделениями (цехами) предприятия и субабонентами;

· при решении задач контроля качества электроэнергии – АИИС КЭ (АИИС ККЭ), осуществляющая контроль за соблюдением норм качества электрической энергии в системе электроснабжения и в электрических сетях предприятия или потребителя.

АСДУ / АИИС КУЭ — эффективное решение для автоматизации распределительных подстанций 6-10 кВ

Интегрированная система АСДУ / АИИС КУЭ распределительной подстанции 6-10 кВ обеспечивает полную наблюдаемость и управляемость объектом, ретрансляцию данных на верхние и смежные уровни сетевых компаний (решение задач АСДУ), сбор и передачу данных технического и коммерческого учета электроэнергии в сбытовые компании (решение задач АИИС КУЭ).

Система полностью удовлетворяет ТУ (техническим условиям) сбытовой и сетевых компаний. В то же время практически вдвое сокращаются затраты на внедрение и дальнейшее сопровождение системы в сравнении с традиционным подходом к построению систем телемеханики и АИИС КУЭ на ТП 6-10 кВ, поскольку чаще всего внедрение систем АСДУ и АИИС КУЭ происходит по разным проектам и в разное время. Каждая из систем строится на своем измерительном оборудовании и средствах связи. Ограниченное пространство подстанций затрудняет размещение оборудования и проведение монтажа, значительно увеличиваются стоимость и сроки внедрения подстанций.

Система предназначена для организации непрерывного автоматизированного сбора данных о параметрах электрической сети и учета электроэнергии подстанции и их передачи на верхний уровень управления и обеспечивает решение следующего комплекса задач:

· непрерывное измерение и расчет действующих значений электрических параметров присоединений: напряжения, тока, частоты, мощности и т.д.;

· сбор данных измерений;

· сбор данных телесигнализации и телеуправления ячейками КРУ;

· мониторинг состояния коммутационных аппаратов;

· сбор и передачу данных коммерческого учета электроэнергии;

· измерение показателей качества электрической энергии;

· передачу данных на вышестоящие уровни управления (в ДП РЭС) и в энергосбытовую компанию.

Достоинства данного решения:

· решение всего комплекса задач по коммерческому учету и диспетчерскому управлению на подстанции;

· единство измерений в подсистемах диспетчерского управления и энергоучета подстанции;

· значительное сокращение стоимости используемого оборудования, монтажных и наладочных работ, а также технического обслуживания и ремонта;

· полная заводская готовность БКРТПБ и системы управления, быстрый монтаж и ввод в эксплуатацию.

Файлы: 1 файл

Автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ).docx

Автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ)

Автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ) ЕЭС представляет собой иерархически построенную человеко-машинную систему, обеспечивающую по всей территории, охватываемой электрическими сетями, сбор, преобразование, передачу, переработку и отображение информации о состоянии и режиме энергосистемы, формирование на основе собранной информации, передачу и реализацию управляющих команд с целью выполнения системой функций надежного и экономичного снабжения электрической и тепловой энергией требуемого качества всех ее потребителей.
АСДУ включает в себя:
• управляющие вычислительные центры (УВЦ) в ЦДУ ЕЭС, ОДУ ОЭС, ЦДС ЭЭС, диспетчерские пункты (ДП) предприятий электрических сетей (ПЭС);
• автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП) электростанций, энергоблоков электростанций и подстанций;
• централизованные и локальные системы автоматического регулирования и управления.
Все элементы АСДУ ЕЭС объединяет единая первичная сеть сбора и передачи оперативной информации и управляющих команд.
Основной составляющей АСДУ в УВЦ являются оперативные информационно-управляющие комплексы (ОИУК), с помощью которых диспетчерский персонал ЦДУ, ОДУ и ЦДС осуществляет: контроль за текущим состоянием управляемой энергосистемы (схемой, режимами и средствами управления), анализ происшедших событий, оценку перспективных режимов. Используя информацию о текущем и перспективном состоянии ЭЭС, графиках нагрузки, планах проведения ремонтных работ по оперативным заявкам с учетом указаний и рекомендаций диспетчерских инструкций и директивных материалов, диспетчерский персонал обеспечивает надежную работу ЭЭС.
Управляющие воздействия передаются диспетчерским персоналом ЦДУ, ОДУ, ЦДС на оперативно подчиненные объекты через диспетчерский персонал этих объектов или непосредственно на АСУТП и системы автоматического регулирования и управления энергообъектами с помощью устройств телеуправления.
Основной задачей управления ЕЭС является надежное снабжение электрической и тепловой энергией требуемого качества при минимальных затратах на ее производство, преобразование, передачу и распределение, поэтому основным критерием при выработке управляющих решений на всех уровнях иерархии управления ЕЭС, когда это возможно, используется минимум затрат в течение рассматриваемого периода времени. Хозяйственная самостоятельность отдельных территорий, охватываемых сетями ЕЭС, может приводить к тому, что критерии управления для различных частей ЕЭС (ОЭС, ЭЭС) окажутся разными и потребуется их взаимное согласование с использованием специальных алгоритмов. При формировании и решении задач в АСДУ необходимо обеспечить требования по качеству электрической и тепловой энергии и по надежности электроснабжения и теплоснабжения потребителей.
Необходимая информация поступает извне или вырабатывается внутри ЕЭС в процессе управления. Информация, которая обеспечивается средствами телемеханики, называется телемеханической.

АСДУ обеспечивает весь процесс планирования и управления производством, передачей и распределением электрической энергии и тепла: долгосрочное и краткосрочное планирование, оперативное и автоматическое управление.

Долгосрочное планирование – на длительные периоды времени: месяц – квартал – год. Структурная схема, отражающая взаимодействие этих задач:

В качестве исходной информации для большинства задач долгосрочного планирования используются результаты прогнозов электрических и тепловых нагрузок. Эти прогнозы выполняются для отдельных интервалов рассматриваемого года длительностью обычно от одной недели до месяца. Для каждого интервала времени прогнозируется потребление э/энергии и характерные суточные графики нагрузки – среднего рабочего дня, понедельника, субботнего и воскресного дней. Прогноз выполняется как для э/объединения в целом, так и для отдельных э/систем. Прогнозирование осуществляется на основании статистических данных, накопленных за ряд лет эксплуатации, с использованием математических методов, учитывающих разнообразные факторы, также как частота в энергосистеме, tº воздуха, облачность и т.д. Месячное потребление э/энергии определяется как сумма потреблений отдельных дней: средних рабочих, понедельников, суббот, воскресений, праздничных и предпраздничных дней.

К числу наиболее часто используемых в диспетчерском управлении относятся расчеты установившихся режимов. Результаты расчеты используются как непосредственно для анализа возможных нормальных, утяжеленных и послеаварийных режимов, так и в качестве исходных данных для более сложных расчетов, например, устойчивости параллельной работы, оптимизации режима по напряжению и реактивной мощности.

Расчеты токов коротких замыканий (к.з.) выполняются главным образом для выбора уставок релейной защиты и автоматики; проверки работы электрических аппаратов и проводников; определения исходных данных для расчетов электродинамической стойкости. Результаты расчетов токов к.з. используются в большом числе программ, с помощью которых выбираются уставки устройств релейной защиты и автоматики, например, дифференциальных защит трансформаторов, шин, реле – избирателей в схемах однофазных АПВ, делительных устройств автоматики при асинхронном режиме и др.

Важное значение для обеспечения надежности энергосистем имеет комплекс расчетов устойчивости; в составе которого используются программы: анализа статической устойчивости режима; выбора коэффициентов усиления автоматических регуляторов возбуждения (АРВ) сильного действия; расчета переходных процессов при заданных коэффициентах усиления АРВ сильного действия и настройке регуляторов частоты вращения.

Результаты расчетов устойчивости используются также при выборе уставок устройств противоаварийной автоматики.

Одной из важных задач долгосрочного планирования является оптимизация распределения во времени гидроресурсов ГЭС и каскадов ГЭС. В результате решения этой задачи определяется график сработки – наполнения водохранилищ ГЭС, который обеспечивает выполнение условий оптимальности при соблюдении ограничений, налагаемых на изменение уровней воды в конкретных водохранилищах и расходов воды на определенных участках реки.

В качестве условия оптимальности принимается обычно минимум суммарного расхода топлива в энергосистеме за определенный отрезок времени или максимум суммарной выработки электрической энергии на ГЭС.

В результате расчета долгосрочных режимов ГЭС определяется выработка электрической энергии каждой ГЭС или объем расходуемой на каждой ГЭС воды на ближайший отрезок времени. По мере уточнения исходной информации производится 10 – 20 корректированных расчетов в течении года.

Годовое планирование графика капитальных ремонтов основного электрооборудования ТЭС и ГЭС производится исходя из условия минимизации расхода топлива по электрической системе при соблюдении требований надежности электроснабжения потребителей в отдельных районах. Для отдельных энергосистем определяются ремонтные площадки – допустимые значения суммарной мощности оборудования, которое может быть выведено в ремонт, на каждый день в пределах продолжительности ремонтной компании; планируются сроки капитальных ремонтов агрегатов и котлов небольшой мощности, которые затем уточняются с учетом имеющихся ресурсов рабочей силы, запасных частей и материалов.

При долгосрочном планировании производится расчет, затем в течении года корректировка годовых и квартальных планов производства электрической энергии и тепла, перетоков мощности и электрической энергии, топливоснабжения электростанций, удельных расходов топлива. С учетом установленного плана капитальных ремонтов основного оборудования решается задача оптимального распределения выработки электрической энергии между группами оборудования и отдельными ТЭС.

Оптимизация режима основной сети энергосистемы по напряжению и реактивной мощности производится для минимизации потерь электроэнергии. При выполнении этих расчетов считаются заданными активные мощности электростанций, а переменными параметрами, подлежащими определению, их реактивные мощности, а также коэффициенты трансформации трансформаторов и автотрансформаторов.

Результаты расчетов, произведенных при долгосрочном планировании режимов, передаются для исполнения на нижние уровни управления, а также используются в качестве исходных данных при краткосрочном планировании.

Краткосрочное планирование – решаются задачи, связанные с подготовкой режима работы энергосистемы на ближайшие сутки или на несколько суток, включая выходные и праздничные дни. При этом рассчитывается график нагрузки энергосистем и отдельных электростанций, рассматриваются оперативные заявки на вывод в ремонт основного оборудования, средств управления и автоматики.

Планирование оптимального режима ЕЭС (единой энергосистемы), энергосистемы, электростанции по активной мощности является одной из основных задач, решаемой на всех ступенях диспетчерского управления. При этом исходя, из критерия минимального расхода условного топлива на производство и передачу потребителям необходимого количества электроэнергии, распределяется мощность между энергосистемами, электростанциями, отдельными агрегатами. Оптимизация режима производится в соответствии с экономическими характеристиками агрегатов, электростанций, энергосистем с учетом наличия запасов гидроэнергетических ресурсов на ГЭС, потерь электроэнергии в сети и пропускной способности линий электропередач.

Оперативное управление – при этом решаются задачи:

а) сбор, первичная обработка и оценка текущей информации. Исходная информация для решения задач оперативного управления формируется на основании: данных о параметрах режима и состоянии основного оборудования; данных суточной ведомости, вводимых в ЭВМ каждый час оператором с экрана дисплея или поступающих автоматически по каналам межмашинного обмена; данных о выработке электроэнергии, о приходе, расходе и запасах топлива; плановых значений ряда параметров.

Телеинформация, поступающая в мини-ЭВМ, проходит первичную обработку. Проверяется ее достоверность, контролируется нарушение значениями параметров режима установленных пределов; производится масштабирование телеизмерений; формируются вторичные параметры режима, т.е. суммарные, усредненные, интегральные значения. Проверка достоверности поступающей телеинформации осуществляется различными способами. Простейшими и наиболее распространенными являются способы отбраковки ТИ при достижении ими предельных значений, т.е. нуля или максимума, при отсутствии хотя бы небольших колебаний параметра, при получении сигнала неисправности соответствующего УТМ. Эти способы могут быть дополнены сопоставлениями дублированных ТИ, например, сравнением значений перетоков мощности по двум концам линии; анализом соответствия ТИ и ТС, например, присоединение отключено – мощность равна или не равна нулю, и т.п.

Недостоверные параметры маркируются признаком недостоверности, например, знаком вопроса. Недостоверные параметры заменяются на 1-2 цикла обработки экстраполированными значениями или дублирующим измерением (при его наличии).

В результате работы комплекса программ сбора и обработки информации в базе данных формируются массивы текущих и средних значений ТИ, архив ТИ для ретроспективного анализа, массив состояния ТС, массивы почасовых данных суточной ведомости, плановых значений параметров, текущего состояния оборудования, баланса энергоресурсов и т.п.

На рабочем месте дежурного службы связи и телемеханики устанавливается дисплей, позволяющий не только контролировать отказы устройств, но и проводить систематическую проверку и анализ правильности ТИ, поступающих в ЭВМ.

Автоматизированные системы диспетчерского управления являются неотъемлемой частью любой современной системы управления на транспорте, а их функциональные возможности в значительной степени определяются возможностями информационной системы в целом и сети связи и обмена данными в частности. Как правило, в АСДУ используются две радиосети: обмена данными (основная) и голосовая (вспомогательная или аварийная).

Содержание

Введение 3
1. Исходные данные к курсовому проекту 5
2. АСДУ городского пассажирского транспорта.…..…………………………..7
3. Расчет…………………………………………………………………………..14
3.1 Определение затрат на создание АСДУ-ГПТ 14
3.2 Приведение разновременных затрат на создание АСДУ-ГПТ…………. 17
3.3 Текущие (эксплуатационные) расходы…………………………………….18
3.4 Определение экономической эффективности АСДУ-ГПТ……………….20
4. Сводная таблица результатов расчёта…………………………………….26
Заключение………………………………………………………………………28
Список использованной литературы………………………………………….29

Прикрепленные файлы: 1 файл

krgotovaya МОЯ.docx

Введение

В настоящее время уже ни кого не поставит в тупик и не отправит в глубокие раздумья термин информационные технологии, так как ни в одной области и сфере жизненного процесса человека невозможно обойтись без любого, пусть даже самого простейшего использования информации.

Согласно определению, принятому ЮНЕСКО, информационная технология — это комплекс взаимосвязанных, научных, технологических, инженерных дисциплин, изучающих методы эффективной организации труда людей, занятых обработкой и хранением информации, вычислительной техники и методы организации и взаимодействия с людьми и производственным оборудованием, их практические приложения, а также связанные со всем этим социальные, экономические и культурные проблемы. Технология представляет собой информационную систему (среду, обеспечивающую целенаправленную деятельность предприятия).

Автоматизированные системы диспетчерского управления являются неотъемлемой частью любой современной системы управления на транспорте, а их функциональные возможности в значительной степени определяются возможностями информационной системы в целом и сети связи и обмена данными в частности. Как правило, в АСДУ используются две радиосети: обмена данными (основная) и голосовая (вспомогательная или аварийная).

АСДУ на пассажирском транспорте решают комплекс специфических задач, связанных с планированием, организацией и выполнением пассажирских перевозок. Современные АСДУ создаются с учетом необходимости полномасштабной реализации всех функций транспортной системы, которые наиболее полно изложены в программе Интеллектуальные транспортные системы – ИТС (ITS – Intellectual Transportation Systems).

АСДУ на транспорте и в дорожном хозяйстве являются составной частью ИТС, которая должна эффективно взаимодействовать с другими ее составными частями, включающими в себя управление дорожным движением и парковками, ликвидации последствий дорожно-транспортных происшествий и обеспечения безопасности на транспорте, информирования пассажиров в салонах транспортных средств и на остановках, организации движения на аварийных участках дорог, метеорологического обеспечения, электронных платежей и многими другими. Ограниченный объем настоящей статьи не позволяет рассмотреть в деталях каждый из компонентов ИТС, поэтому ниже мы остановимся только на отдельных компонентах и вариантах технологических радиосетей, позволяющих реализовать основные функции современных АСДУ на различных видах транспорта и в дорожном хозяйстве.

Целью курсовой работы с учетом вышеизложенного является расчет экономической эффективности автоматизированной системы диспетчерского управления городским муниципальным маршрутизированным транспортом (АСДУ-ГПТ)”.

В соответствии с этим основными задачами курсовой работы является:

определение факторов и условий, позволяющих существенно улучшить эффективность работы подвижного состава на линии;

анализ результатов использования разработанных методик и их экономической эффективности;

оценка эффективного механизма использования полученных результатов в организации работы подвижного состава на городских маршрутах.

Объектом исследования является муниципальный
маршрутизированный транспорт, особенности его функционирования в условиях рыночных отношений.

В непосредственный предмет исследования входят организация и планирование работы внутригородского пассажирского транспорта на основе определения рациональных форм и режимов на городских маршрутах, оценка эффективности их применения.

1. Исходные данные к курсовому проекту

Курсовой проект выполняется по варианту 1, исходные данные по которому представлены в таблице 1.1 и приложении 1. Технико-эксплуатационные показатели по проекту представлены в обобщенном виде в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Технико-эксплуатационные показатели проекта (вариант 11)

Количество подвижного состава

Коэффициент выпуска на линию

Время работы ПЕ на маршруте (наряд)

Коэффициент использования пробега

Номинальная вместимость ПЕ

Средняя дальность поездки пассажира

Коэффициент использов. вместимости

Эксплуатационная скорость ПЕ

Средний интервал движения на маршр.

Тариф на поездку пассажира в ПЕ

Средн. Квадр. Отклонение интервала

Средняя зарплата по области

Расходы на поездку ПЕ по статьям

Величина переменных расходов

Величина постоянных расходов

Стоимость 1-ой ЭВМ

Стоимость 1-ой УПЕ, включая

– Стоимость устройства ОМП Навигационный GPS/глонасс/wi-fi терминал NavisetGT-20

– Стоимость датчика уровня топлива TC сенсор УЗИ-0.8 бесконтактный ультрозвуковой ДУТ

Окончание таблицы 1.1

Стоимость 1-ого УКП

Стоимость 1-ого УСПО

Стоимость 1-го сервера

Колич. лет создания АСДУ

Коэффициент приведения разновр.затр.

Стоимость специально программного обеспечения

Арендная плата за пользование некоммутируемыми линиями связи

Средн.зарплата 1сотр. ВЦ

Количество линейных диспетчеров

Средн.зарплата 1лин. диспетчера

2. АСДУ городского пассажирского транспорта.

Основной стратегической задачей АСДУ на пассажирском транспорте является поддержка современных решений в области планирования и организации перевозок. Правильная организация работы в части формирования маршрутной сети, графиков движения и расстановки подвижных средств на маршрутах позволяет решать транспортную задачу с максимальной эффективностью, разумными материально-финансовыми затратами и минимальным отрицательным воздействием на окружающую среду (последний фактор начинает играть все более важную роль, в первую очередь, в крупных населенных пунктах).

Современная АСДУ на пассажирском транспорте, обеспечивающая управление перевозками, должна активно взаимодействовать с системой управления дорожным движением в интересах организации приоритетного пропуска пассажирских транспортных средств на регулируемых перекрестках, а ее работа согласовываться с функционированием стационарной инфраструктуры, предназначенной для информационного обеспечения пассажиров и предоставления им информации о планируемом времени прибытия на остановки пассажирского транспорта. Построение такой системы возможно только на базе мощной информационной сети, использующей каналы связи и обмена данными различных типов.

ПТК обеспечивает в оперативном режиме автоматический сбор, обработку по заданным алгоритмам и отображение данных о текущем местоположении, параметрах движения и состоянии подвижных объектов:

− идентификационный номер объекта;

− табельный номер водителя (оператора);

− вектор скорости движения;

Одновременно осуществляется контроль работоспособности и технического состояния аппаратуры подвижной технологической радиосети, получение и обработка значений следующих параметров:

− температура бортового приемопередатчика;

− уровень принимаемого сигнала;

− мощность обратной волны.

Полученные объективные данные используются при расчетах в интересах организации мониторинга и диспетчерского управления пассажирским транспортом.

Техническое обеспечение создания автоматизированных систем диспетчерского управления движением пассажирского городского транспорта. Определение критерия оптимальности системы, экономической эффективности, затрат и текущих расходов на создание АСДУ-ГПТ.

Рубрика	Транспорт
Вид	курсовая работа
Язык	русский
Дата добавления	08.12.2011
Размер файла	156,8 K

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

1. Исходные данные

2. Расчет курсовой работы

2.1 Техническое обеспечение АСДУ-ГПТ

2.2 Программное обеспечение АСДУ-ГПТ

2.3 Организационное обеспечение АСДУ-ГПТ

3. Определение экономической эффективности АСДУ-ГПТ

3.1 Годовая экономия

3.2 Затраты на создание АСДУ-ГПТ

3.3 Текущие (эксплуатационные) расходы

3.4 Приведение разновременных затрат на создание АСДУ-ГПТ

В процессе выполнения курсовой работы студенты приобретают необходимые навыки в области технико-экономического обоснования (разработки бизнес-плана) создания общегородских информационных, автоматизированных систем управления, расчете их экономической эффективности.

Приведенные в методических указаниях цифровые показатели являются условными и могут использоваться в качестве справочного материала лишь для данной курсовой работы.

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Общие исходные данные для всех вариантов.

Общими исходными данными для всех вариантов являются (до внедрения АСДУ-ГПТ):

– средняя дальность поездки (l₁= 6,4 км);

– коэффициент использования вместимости (₁ = 0,5);

– коэффициент выпуска подвижного состава на линию (₁ = 0,75);

– средняя эксплуатационная скорость ТЕ (V_Э1 = 16 км/ч);

– средняя продолжительность работы ТЕ на линии (Т_Н = 12ч);

– коэффициент использования пробега (₁ = 0,85);

– средняя вместимость ТЕ (q = 60 пас.);

– средний интервал движения ТЕ (J₁ = 10 мин);

– сред. квадрат. отклонение ТЕ от расписания (=6 мин.);

– цена одной УТЕ (Ц_УТЕ =1250 у.е.);

-цена одного УКП (Ц_УКП =25000 у.е.);

– цена одного УСПО (Ц_УСПО=50000 у.е.)

-цена одного пассажиро-часа (Ц_П.Ч.=5 у.е.);

-стоимость проезда (Ц_Б=2.5 у.е.);

-расходы на 1 км. пробега ТЕ по статьям : горючее (С_Г =2.5 у.е.); смазочные материалы ( С_С = 0,2 у.е.); ремонт шин (С_Ш =0,35 у.е.); текущий ремонт (С_Р =3,05 у.е.); капитальный ремонт (С_К = 0,925 у.е.).

– расходы на 1 час работы ТЕ по статьям: заработная плата водителей ТЕ (С_З = 81,5 у.е.); накладные расходы (С_Н = 51 у.е.).

-ср. заработная плата сотрудника ВЦ (З_ВЦ=3500 у.е.);

-ср. заработная плата линейного диспетчера (З_Д=2750 у.е.)

Исходные данные, задаваемые в зависимости от номера варианта

Исходными данными, задаваемыми в зависимости от номера варианта, являются:

К₁ =700 тыс. у.е. – предпроизводственные затраты на АСДУ-ГПТ;

P=191 м 2 – площадь вычислительного центра (ВЦ);

Ц_ЭВМ=7- стоимость УВК;

N_УТЕ =750- количество устройств транспортных единиц (УТЕ);

N_УКП =71- количество устройств контрольного пункта (УКП);

N_УСПО=3- количество устройств связи с периферийным оборудованием (УСПО);

D – 465- количество линейных диспетчеров до внедрения АСДУ-ГПТ;

2. РАСЧЕТ КУРСОВОЙ РАБОТЫ

Рост современных больших городов характеризуется значительным увеличением численности населения и размеров территорий. При этом наблюдается все большее удаление мест жительства от мест приложения труда, возрастает количество пассажиров, пользующихся маршрутизированным транспортом, а также дальность их передвижения. Помимо потерь времени, увеличение дальности передвижения, особенно в часы “пик”, вызывают транспортную усталость и снижает производительность труда. Многие исследования транспортных проблем больших городов показывают, что выход из создавшегося положения заключается в повышении качества обслуживания населения и эффективности работы подвижного состава за счет применения более совершенных методов и средств управления, модернизации и создания принципиально новых транспортных систем. Одним из важных направлений работ по разрешению транспортных проблем больших городов является создание АСДУ-ГПТ.

В АСДУ-ГПТ, приведенной в курсовой работе, используется дискретный принцип оперативного управления движением транспортных средств. Он основан на определении местоположения транспортных средств на городских маршрутах во времени ,в фиксированных точках маршрутной сети и передачи в них управляющих воздействий.

Целью создания АСДУ-ГПТ является улучшение качества обслуживания пассажиров и повышение эффективности работы городского маршрутизированного транспорта. Критерий оптимальности системы представляет собой сокращение суммарных затрат времени пассажиров на ожидание транспортных средств за счет организации регулярности перевозочного процесса.

При выполнении курсового проекта предполагается, что при регулярном движении подвижного состава на маршрутах средние затраты времени одного пассажира на ожидание транспортной единицы (Т_ОЖ) составляют:

где I- интервал движения транспортной единицы (ТЕ).

При нарушении регулярности движения подвижного состава на маршрутах средние затраты времени одного пассажира на ожидание транспортной единицы (Т_ОЖ) составляют:

T_ОЖ=I/2+ 2 /(2I)=10/2+6 2 /20=6,8 мин

– ср. квадратичное отклонение ТЕ от интервала движения.

2.1 Техническое обеспечение АСДУ-ГПТ

Комплекс технических средств АСДУ-ГПТ включает:

-устройство транспортной единицы (УТЕ);

– устройство контрольного пункта (УКП);

-устройство связи с периферийным оборудованием (УСПО);

-управляющий вычислительный комплекс (УВК);

-рабочие станции диспетчеров (РС).

УТЕ обеспечивает формирование и передачу на УКП сигнала следующего вида: i=f(a,b,c,d) , где i- информационная посылка, включающая: a-код маршрута; b-код ТЕ ; c-признак смены водителя; d-заполняемость салона (если проводится обследование пассажиропотоков).

На каждом маршруте в зависимости от его протяженности устанавливается ряд УКП. УКП устанавливаются на остановочных пунктах, обладающих значительным пассажирообменом, на пересечениях с другими маршрутами и в их конце.

Рис. 2.1.1 Структура комплекса технических средств АСДУ-ГПТ

УКП предназначены для приема информации с УТЕ и ретрансляции ее по каналам связи (КС) на центральную диспетчерскую станцию (ЦДС). Передача информации с УТЕ на УКП производится через эфир при помощи индуктивных контуров, которые устанавливается, например, под дорожным полотном недалеко от мест дислокации УКП. Одно УКП может обслуживать несколько маршрутов (до 8 маршрутов), поэтому его экономически целесообразно устанавливать на пересечениях маршрутов. По прибытии ТЕ на остановочный пункт, совмещенный с УКП, включается передатчик УТЕ и на УКП передается информация, которая по КС через УСПО передается на УВК.

Аппаратура ЦДС, включающая УСПО, УВК , РС, осуществляет прием и обработку информации, поступающей с УТЕ с целью выявления фактов отклонения движения подвижного состава от расписаний.

2.2 Программное обеспечение АСДУ-ГПТ

Программное обеспечение АСДУ-ГПТ включает: операционную систему реального времени (ОСРВ), функциональное программное обеспечение на технологические алгоритмы автоматизированной системы. ОСРВ выполняет функции диспетчеризации работы технологических программ, управление операциями ввода- вывода, контроль работоспособности комплекса технических средств (КТС). Кроме того ОСРВ обеспечивает текущее распределение ресурсов УВК и состоит из генератора ОСРВ( программы-загрузки) и набора драйверов(программ, управляющих устройствами УВК). Функциональное программное обеспечение реализует технологические программы, как по основным функциям управления, так и по режимам функционирования автоматизированной системы, включающим режимы начального запуска (НЗ), нормального функционирования (НФ) , вечернего окончания работы (ВОКР), послеаварийного восстановления (ПАВ).Режим НЗ включает технологические программы оперативного планирования (составления расписаний) движения транспортных средств. Режим НФ- реализует технологические программы диспетчерского контроля и оперативного управления транспортными средствами. Режим ВОКР- реализует технологические программы составления диспетчерской и других видов отчетности. Режим ПАВ – обеспечивает восстановление предаварийного состояния системы и ее настройку в соответствии с текущим состоянием объекта управления.

Технологические программы оперативного планирования обеспечивают информационное взаимодействие УВК с парками (депо) и позволяют:

– определять необходимое количество и типы ТЕ в соответствии с фактическими пассажиропотоками и готовностью подвижного состава к выпуску на линию;

-определять рациональные режимы труда водителей, а также составлять маршрутные и поездные расписания;

– выбирать моменты времени выхода ТЕ из парка (депо) на линию, т.е. формировать наряда на выпуск.

Технологические программы контроля обеспечивают:

-прием информационных заявок ТЕ на контрольных пунктах;

-определение отклонения фактического времени прибытия ТЕ на УКП от планового (заложенного в расписание) и сравнение этой величины с допустимой величиной отклонения;

– определение фактов не проследования ТЕ мимо УКП;

– определение фактов переполнения салона ТЕ.

Технологические программы оперативного управления обеспечивают:

– выбор наиболее рациональных методов диспетчерского управления. Этот выбор осуществляется на основе количественных оценок эффективности управления в соответствии с выбранным критерием оптимальности. При этом используются следующие методы диспетчерских воздействий: нагон и замедление в пути; увеличение времени отстоя ТЕ на конечных пунктах маршрута; ввод укороченного рейса; ввода резервной ТЕ; переключение ТЕ с одного маршрута на другой; ввода оперативного интервала и пр.;

Технологические программы диспетчерской отчетности выполняют функции формирования и вывод на печать данных:

– о работе каждого водителя (количество выполненных рейсов, из них регулярных, нерегулярных);

– по транспортным предприятиям (о выпуске подвижного состава на линию, о регулярности движения, о сходах ТЕ на линии);

– о работе диспетчеров (операторов) ЦДС ( количество выполненных и невыполненных рекомендаций);

– в целом о перевозочном процессе города (общий объем перевозок пассажиров по городу, по часам суток; картограммы пассажиропотоков по маршрутам; общий выпуск ТЕ на линию).

2.3 Организационное обеспечение АСДУ-ГПТ

В основу оргструктуры АСДУ-ГПТ должна быть положена структура, которая реализует рациональным образом технологию диспетчерского управления городским маршрутизированным транспортом. Проектирование оргструктуры АСДУ-ГПТ, в т.ч. определение штатной структуры и численности управленческого персонала, может включать в себя следующие три этапа; анализ функций системы диспетчерского управления и построение “ дерева целей”; разработку и моделирование вариантов штатной структуры и численности персонала ЦДС в АСДУ-ГПТ; разработку должностных и операционных инструкций, а так же системы материального стимулирования работы аппарата управления и водителей в новых условиях.

Рис. 2.3.1 Функции диспетчерского управления городским маршрутизированным транспортом.

1.1- обмен информацией между ЦДС и транспортным предприятием (ТП), о готовности ТЕ к выпуску;

1.2- формирование наряда на выпуск ТЕ из ТП;

2.1- двухсторонняя связь диспетчера с водителем ТЕ;

2.2- получение информации о фактическом движении ТЕ;

2.3- выработка управляющих диспетчерских воздействий;

2.4- передача управляющих воздействий;

3.1- получение информации о сходах (в т.ч. поломках) ТЕ на линии;

3.2- контроль за восстановлением ТЕ в ТП;

3.3- передача информации о выходе восстановленной ТЕ на линию;

4.1- обеспечение надежности функционирования УВК;

4.2- ремонт и обслуживание периферийного оборудования (УТЕ,УКП);

4.3- эксплуатация программного, математического и пр. обеспечения.

При анализе функционирования диспетчерского управления ГПТ может использоваться программно-целевой подход и разработка “дерева целей” (рис. 2.3.1). Фрагмент проектирования оргструктуры АСДУ-ГПТ представлен в таблице 2.3.1.

Читайте также:

Организационные модели муниципального управления реферат

Развитие экспериментальной психологии как науки на современном этапе реферат

Оценка потенциала работника реферат

Демонтаж строительных конструкций реферат

Суд присяжных как гарантия эффективной защиты прав свобод и законных интересов личности реферат

Источник

Подборка по базе: Самостоятельная работа 2.1.5 «Непрерывное повышение профессионал, Балабақша тәрбиесі реферат ойын.docx, Эконометрика. Реферат.docx, Педагогические условия нравственного воспитания детей старшего д, Педагогические условия нравственного воспитания детей старшего д, Проф.этика Садуов Реферат.docx, ісік реферат.docx, ПРАКТИКУМ ПО ФИН И КРЕДИТУ 3 Ч РЕФЕРАТ (1).docx, Темы рефератов вопросы.docx, Образец оформления реферата-460e8ab4014bdd3d86e7d5067dc17db6.doc

2.4 Автоматизированная система диспетчерского управления.

Для решения задач планирования, оперативного и автоматического управления используется развитая компьютерная автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ), представляющая иерархическую сеть диспетчерских центров обработки данных СО-ЦДУ, СО-ОДУ и СО-РДУ, связанных между собой и с энергообъектами (электростанциями, подстанциями) каналами телемеханики и связи. Каждый диспетчерский центр оснащен мощной компьютерной системой, обеспечивающей в реальном времени автоматический сбор, обработку и отображение оперативной информации о параметрах режима работы ЕЭС России, состояния электрической сети и основного энергооборудования,

позволяющей диспетчерскому персоналу соответствующего уровня управления осуществлять оперативный контроль и управление работой ЕЭС России, а также решение задач планирования и анализа режимов, мониторинга участия электростанций в первичном и вторичном регулировании частоты электрического тока.
2.5 Система противоаварийной автоматики- важнейшее средство поддержания надежности и живучести ЕЭС России.

Важнейшим средством поддержания надежности и живучести ЕЭС России является многоуровневая система противоаварийной автоматики, не имеющая аналогов в зарубежных электрообъединениях. Эта система предотвращает и локализует развитие системных аварий путем: автоматического предотвращения нарушения устойчивости; автоматической ликвидации асинхронного режима; автоматического ограничения снижения и повышения частоты; автоматического ограничения снижения и повышения напряжения; автоматической разгрузки оборудования. Устройства противоаварийной и режимной автоматики размещаются на энергообъектах (локальные комплексы) и на диспетчерских центрах ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (централизованные системы противоаварийной автоматики, обеспечивающие координацию работы локальных комплексов).
2.6 Шаги по дальнейшей оптимизации системы оперативно-диспетчерского управления в ЕЭС России в условиях реформирования электроэнергетики России.

В условиях реформирования и реорганизации АОэнерго важнейшей задачей ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» является сохранение функций оперативно-диспетчерского управления, что требует налаживания новых технологических взаимоотношений с вновь образуемыми компаниями отрасли. С этой целью в 2005 г. было заключено Соглашение между Системным оператором и ОАО «ФСК ЕЭС» (Федеральной сетевой компанией) о временном сохранении существующей схемы оперативно-диспетчерского управления объектами Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) и порядка организации безопасного производства работ при выделении из состава региональных электросетевых компаний и передаче объектов ЕНЭС в ремонтно-эксплуатационное обслуживание ФСК. Также в 2005 г. в процессе проводимой работы по перераспределению функций диспетчеризации сетей ЕЭС России совместно с ОАО «ФСК ЕЭС» разработаны и согласованы основные критерии

отнесения ВЛ 110 кВ и выше к объектам диспетчеризации. Подготовлена и выполняется Программа организационно-технических мероприятий по приему в диспетчерское управление или диспетчерское ведение диспетчера РДУ ВЛ 220 кВ, оборудования, устройств ПА, РЗА и систем диспетчерско-технологического управления (СДТУ) сетей, относящихся к ЕНЭС. В 2005 г. Системным оператором приняты в диспетчерское управление 70 ВЛ 220 кВ. В рамках оптимизации системы оперативно-диспетчерского управления, разработана и введена в действие4 Целевая организационно-функциональная модель оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России. В соответствии с данной моделью разработан пилотный проект укрупнения операционной зоны Филиала ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» — Смоленское РДУ, предусматривающий проведение комплекса организаци онно-технических мероприятий по передаче функций оперативно-диспетчерского управления объектами диспетчеризации на территории Брянской и Калужской областей Филиалу ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» – Смоленское РДУ5. В 2005 году проводилась работа по оптимизации схемы передачи диспетчерских команд на энергообъекты при производстве оперативных переключений. Из схемы прохождения диспетчерских команд исключены промежуточные звенья, что является фактором повышения надежности управления режимами ЕЭС. По состоянию на 31.12.2005 г. из 1514 ВЛ 220 кВ и выше, находящихся в диспетчерском управлении диспетчерских центров ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», реализована прямая схема передачи команд «диспетчер – энергообъект» по управлению 756 линиями (49,9% от их общего числа).
3. Основные показатели работы ЕЭС России в 2022 году:

В 2022 году частота электрического тока в ЕЭС России поддерживалась в пределах, установленных национальным стандартом Российской Федерации ГОСТ Р 55890-2013 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Регулирование частоты и перетоков активной мощности. Нормы и требования».

Выработка электроэнергии электростанциями ЕЭС России в 2022 году составила 1 121,6 млрд кВт∙ч.

Потребление электроэнергии в 2022 году составило 1 106,3 млрд кВт∙ч. Фактическая и приведенная к температурным условиям 2021 года динамика потребления электроэнергии в объединенных энергосистемах и ЕЭС России представлена в таблице 1.1.

Таблица 1.1.

Энергосистема	Потребление электроэнергии, млрд кВт∙ч	Динамика потребления, %
2022 год	2021 год	Отклонение (+/–) от 2021	Фактическая	Приведенная к температурным условиям 2021 года
ЕЭС РОССИИ	1 106,3	1 090,4	15,9	1,5	1,8
ОЭС Центра	257,3	256,3	1,0	0,4	0,9
ОЭС Средней Волги	110,9	111,4	-0,6	-0,5	0,2
ОЭС Урала	260,8	256,7	4,2	1,6	1,9
ОЭС Северо-Запада	97,1	97,6	-0,4	-0,4	0,1
ОЭС Юга	111,0	108,3	2,8	2,6	3,1
ОЭС Сибири	224,7	217,3	7,3	3,4	3,4
ОЭС Востока	44,5	42,9	1,6	3,8	3,9

Годовой максимум потребления мощности ЕЭС России зафиксирован в 10:00 (мск) 13.01.2022 при частоте электрического тока 49,99 Гц и составил 158 864 МВт.

В 2022 году в 6-ти территориальных энергосистемах установлены новые значения исторического максимума потребления мощности.

Данные по уровню максимального потребления мощности энергосистем, превысивших исторический максимум, представлены в таблице 1.2.

Таблица 1.2.
Наименование энергосистемы	Достигнутый исторический максимум потребления мощности, МВт	Дата	Предыдущее значение исторического максимума потребления мощности, МВт	Величина превышения, МВт
Республики Татарстан	4 821	06.12.2022	4 767	54
Республики Дагестан	1 463	18.03.2022	1435	28
Республики Крым и г. Севастополя	1 623	26.01.2022	1 587	36
Иркутской области	9 111	14.02.2022	8916	195

Наименование энергосистемы

Достигнутый исторический максимум потребления мощности, МВт

Дата

Предыдущее значение исторического максимума потребления мощности, МВт

Величина превышения, МВт

Республики Саха

(Якутия)

1 423

20.12.2022

1 392

Хабаровского края и ЕАО

1 980

11.01.2022

1954

Источник

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ЧИТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(ЧитГУ)

Институт переподготовки и повышения квалификации

Кафедра менеджмента технологических и транспортных систем

Курсовая работа

Чита 2009

Федеральное агентство по образованию РФ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ЧИТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(ЧитГУ)

Институт переподготовки и повышения квалификации

Кафедра менеджмента технологических и транспортных систем

Утверждаю

Зав. кафедрой

“___”_________________200 г.

Календарный план

Месяцы и недели

Декабрь

Январь

Февраль

Март

1. Выдача задания

2. Сбор информации

3. Формализацияматериала

4. Систематизация

5. Презентация в Power Point

–PAGE_BREAK–

6. Защита курсовой работы

План выполнен: Руководитель проекта_________________200_г.

Реферат

Пояснительная записка страниц 39, рисунков 5, таблиц 1, библиография 5.

Ключевые сочетания:

ПАССАЖИРСКИЕ ПЕРЕВОЗКИ, ОРГАНИЗАЦИЯ, ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ, СИСТЕМА, УСТРОЙСТВО, АНТЕННА, ПАРАМЕТРЫ, ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ, СТОИМОСТЬ.

Цель курсовой работы: выяснить возможность применения автоматизированной системы диспетчерского управления при городских пассажирских перевозках на электротранспорте.

Объектом исследования является: автоматизированная система диспетчерского управления «Фара-0050».

Задачи:

-Провести анализ существующих автоматических систем диспетчерского управления.

-Подобрать комплекс аппаратуры системы управления и контроля.

— Определить требуемые затраты на внедрение.

В результате работы проведен анализ существующих систем по диспетчерскому управлению и контролю движения городского электротранспорта, произведен выбор по принципиальным возможностям комплекса и определена стоимость на внедрение данной технологии на существующее автотранспортное предприятие.

Содержание

Введение

1. Основные определения и сокращения

2. Описание предприятия

2.1 Характеристика предприятия

2.2 Управление деятельностью депо

2.3 Структурные подразделения депо и их назначение

2.4 Техническая документация и учет эксплуатации троллейбуса

2.5 Выпуск троллейбусов из депо и их техническое обслуживание на маршрутах города

2.6 Диспетчеризация управления и регулярность движения троллейбусов

3. Автоматизированная система диспетчерского управления городского пассажирского транспорта (АСДУ ГПТ) «Фара-0050»

3.1 Область применения

3.2 Принцип действия

3.3 Особенности АСДУ «Фара-0050»

3.3.1 Принципиальные отличия от других систем

3.3.2 Полезные свойства

3.3.3 Возможности обмена информацией

3.4 Структура АСДУ «Фара-0050»

3.4.1 Аппаратное обеспечение

3.4.2 Программное обеспечение

3.4.3 Организационное обеспечение

4. Стоимость внедрения АСДУ «Фара-0050»

4.1 Разовые затраты

4.2 Постоянные затраты

Заключение

Список используемых источников

Введение

В настоящее время уже ни кого не поставит в тупик и не отправит в глубокие раздумья термин информационные технологии, так как ни в одной области и сфере жизненного процесса человека невозможно обойтись без любого, пусть даже самого простейшего использования информации.

Согласно определению, принятому ЮНЕСКО, информационная технология — это комплекс взаимосвязанных, научных, технологических, инженерных дисциплин, изучающих методы эффективной организации труда людей, занятых обработкой и хранением информации, вычислительной техники и методы организации и взаимодействия с людьми и производственным оборудованием, их практические приложения, а также связанные со всем этим социальные, экономические и культурные проблемы. Технология представляет собой информационную систему (среду, обеспечивающую целенаправленную деятельность предприятия).

Миссия информационных систем — это производство нужной для организации информации для обеспечения эффективного управления всеми ее ресурсами, создание информационной и технической среды для осуществления управления организацией.

Исходя из выше изложенного, и попробуем выполнить эту миссию путем внедрения одной из существующих информационных технологий в процесс регулирования пассажирских перевозок в условиях муниципального предприятия г.Чита «Троллейбусное управление».

1. Основные определения и сокращения

АСДУ — автоматизированная система диспетчерского управления;

ПЕ – подвижная единица;

УПЕ — устройство подвижной единицы;

КП – контрольный пункт;

УКП – устройство контрольного пункта;

ГПТ — городской пассажирский транспорт;

ИК — инфракрасный;

УСПО – устройство периферийного сопряжения;

ЦДС – центральная диспетчерская служба;

ПК – персональный компьютер;

ВК – вычислительный комплекс;

ПО — программное обеспечение.

2. Описание предприятия

2.1 Характеристика предприятия

Муниципальное предприятие «Троллейбусное управление» расположено на северо-востоке города Чита, Забайкальского края по улице Красной звезды 33. Основано в апреле 1970 года.

Общая численность штатных рабочих составляет 840 человек.

Автопарк состоит из такого подвижного состава как: 93 троллейбуса, из них 10 троллейбусов марки «Лидер» выпускаемые Троицким троллейбусным заводом и 83 троллейбуса марки «ЗиУ-682» выпускаемые в г. Энгельс заводом им. Урицкого; 2 автомобиля марки «ГАЗ-3110»; 2 автомобиля марки «УАЗ-469»; 2 автомобиля марки «УАЗ-452»; 2 автобуса марки «ПАЗ-672»; 2 автомобиля марки «ЗиЛ-130»; 1 автомобиль на базе марки «ЗиЛ-4331» оборудованный под ремонт контактной сети; 1 автомобиль марки «Урал-4320» оборудованный под ремонтно-эвакуационный для подвижного состава.

Предприятие осуществляет пассажирские перевозки. Основными конкурентами на рынке являются частные предприниматели, владельцы автобусов малой вместимости.

2.2 Управление деятельностью депо

Троллейбусное эксплуатационное депо осуществляет эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт троллейбусов. Для этих целей оно располагает территорией, достаточной для стоянки троллейбусов, находящихся в резерве и предусмотренных к выпуску на маршруты города, а также комплексом зданий и сооружений, обеспечивающих эксплуатационную деятельность предприятия. Территория троллейбусного депо и помещения для ремонта и технического обслуживания подвижного состава оборудуются контактной сетью.

В составе троллейбусного депо функционируют производственные и вспомогательные участки для обеспечения нормальных условий эксплуатации троллейбуса:

а) профилакторий для ежедневного обслуживания и контрольно-профилактического осмотра троллейбусов;

б) планового и текущего ремонта троллейбусов;

в) ремонта и окраски кузова;

г) ремонта узлов и агрегатов механического, пневматического и электрического оборудования, а также для выполнения кузнечно-сварочных, слесарно-механических, медицинских и других работ;

д) монтажа, демонтажа и ремонта шин;

е) размещения оборудования энергосилового и промышленно-санитарного назначения;

ж) ремонта и технического обслуживания технологического оборудования, расположенного на производственных участках;

з) служебно-бытовые и складские помещения.

В троллейбусном парке оборудованы ремонтные зоны, объединенные в троллейбусно-ремонтные мастерские для ведения капитального ремонта троллейбусов и изготовления запасных частей.

Троллейбусный парк возглавляет начальник, который руководит и несет ответственность за всю хозяйственную и финансовую деятельность (выполнение предприятием плана по качественным и количественным показателям работы), за воспитательную и организаторскую работу в депо.

Руководство отдельными сторонами деятельности предприятия осуществляют отделы и подразделения, которые подчиняются либо непосредственно начальнику депо, либо его заместителям.

Первым заместителем начальника является главный инженер, который отвечает за подготовку предприятия к обеспечению надежной эксплуатации троллейбусов, зданий и сооружений, машин, механизмов и оборудования депо. Главный инженер отвечает за состояние техники безопасности и промышленной санитарии на предприятии, а также руководит производственным обучением и повышением квалификации работающих.

продолжение
–PAGE_BREAK–

Заместитель начальника по эксплуатации руководит работой водительского состава депо и несет ответственность за уровень профилактической работы по предупреждению аварий, организацию движения на закрепленных за предприятием пассажирских маршрутах. В подчинении заместителя начальника по эксплуатации находится диспетчерская служба, организующая выпуск троллейбусов для работы на пассажирских маршрутах города, и ревизорская группа, осуществляющая оперативный контроль за их работой.

Выпуск на линию обеспечивается технической подготовкой троллейбусов (в количестве, на 3—5% превышающем потребность по расписанию), расстановкой их на стоянке в соответствии с расписанием и наличием водителей в распоряжении диспетчера, руководящего выпуском. Распоряжения диспетчера являются обязательными к выполнению для всех работников предприятия, связанных с выпуском троллейбусов на линию.

Управление процессом производства осуществляется либо непосредственно через начальника цеха или участка, либо через соответствующие отделы депо.

Организующим фактором целенаправленного управления деятельностью являются плановые задания по перевозке пассажиров, числу выпускаемых троллейбусов на маршруты города, машино-часам работы троллейбусов и пробегу, который они должны обеспечить, по программам ремонтов и технического обслуживания троллейбусов.

Все плановые задания по отдельным показателям деятельности корреспондируются между собой, так как их выполнение должно быть обеспечено соответствующими доходами, расходами, фондами заработной платы, численностью рабочих и т. д.

Основным исполнителем по ремонту троллейбусов являются рабочие бригады, труд которых организует и контролирует мастер. Последний несет ответственность за состояние трудовой дисциплины членов подчиненных ему бригад, ежесменное выполнение программы работ по количеству и объему, состояние техники безопасности на участках работ, воспитательную работу в коллективах бригад, качество работ и содержание участка. Мастеру предоставляются права, обеспечивающие выполнение должностных обязанностей.

2.3 Структурные подразделения депо и их назначение

Организация эксплуатации троллейбусов на пассажирских маршрутах подразумевает подготовку и выпуск троллейбусов из депо для их работы на маршрутах города, выполнение технического обслуживания и ремонта подвижного состава для обеспечения их работоспособности, обеспечение отстоя троллейбусов во внерабочее для них время и выполнение всех других функций, связанных с транспортным обслуживанием пассажиров, созданием высокопроизводительной работы коллектива депо и выполнением мероприятий, повышающих безопасность движения.

Основные структурные подразделения троллейбусного депо:

а) цехи и участки, где организуются и осуществляются ежедневное и периодическое техническое обслуживание троллейбусов, плановый ремонт троллейбусов, ремонт деталей, узлов и агрегатов, окрасочные и кузовные работы, работы по ремонту, монтажу и демонтажу шин;

б) отдел эксплуатации или движения, который организует работу водителей троллейбусов, контроль за их деятельностью и режимом, диспетчеризацию движения троллейбусов на маршрутах и выполнение мер, обеспечивающих безопасность движения;

в) технический отдел — для разработки, внедрения и контроля технологических регламентов технической эксплуатации троллейбусов; разработки, конструирования и организации изготовления и внедрения оргоснастки и средств малой механизации в производственные процессы, планирования технического обслуживания и ремонта троллейбусов; разработки и осуществления организационно-технических мероприятий, повышающих качество работ и эффективность производства; учета, паспортизации, сбора и обработки информации по подвижному составу, агрегатам, шинам и техническим неисправностям троллейбусов; организации работы в депо по изобретательству и рационализации; контроля выполнения мероприятий по технике безопасности и промышленной санитарии;

г) отдел главного механика, который организует и осуществляет капитальный и текущий ремонты зданий, сооружений и оборудования; выполняет работы по содержанию и эксплуатации силовых, энергетических, отопительных, водопроводных, канализационных, осветительных и вентиляционных систем и устройств; ведет учет и представляет отчетность по энергосиловому хозяйству и ремонту оборудования; контролирует использование и техническое состояние всех сооружений и механизмов, обеспечивающих деятельность депо;

д) планово-экономический отдел, планирует и учитывает финансово-хозяйственную деятельность депо, составляет и представляет в организации отчетную документацию, анализирует и разрабатывает мероприятия по повышению эффективности производства, организует и учитывает соревнование в депо и производственных подразделениях; контролирует и осуществляет меры, обеспечивающие необходимые соотношения между уровнем заработной платы и производительностью труда;

е) бухгалтерия — для контроля и учета финансовой деятельности по движению материальных ценностей депо; составления необходимых отчетов и балансов, отражающих работу депо; учета и инвентаризации денежных средств и материалов; бухгалтерия руководит работой по сбору, хранению и учету собранной платы за проезд и передачей их банку, несет ответственность за правильность начисления и своевременную выдачу заработной платы работающим и производство расчетов с бюджетом;

ж) отдел кадров, выполняет работы по набору, оформлению, расстановке и воспитанию кадров предприятия, занимается вопросами пенсионного обеспечения, ведет учет личного состава, профессиональной квалификации кадров, своевременного предоставления отпусков и учет взысканий и поощрений; содействует повышению общеобразовательного и профессионального уровня работающих, правильному подбору и эффективному использованию кадров;

з) административно-хозяйственный отдел — для осуществления эксплуатации и содержания административных и культурно-бытовых помещений депо, создания необходимых условий для производственной деятельности административно-управленческого персонала депо, организации и контроля общего делопроизводства, очистки и уборки территории депо от мусора и снега. Этот отдел отвечает за состояние зеленых насаждений на территории депо и прилегающих проездах;

и) отдел снабжения — для бесперебойного обеспечения производственных и служебных подразделений депо запасными частями, материалами, оборудованием, инвентарем, спецодеждой, Контроля за бережным и рациональным их расходом; организации работы складов и создания условий для хранения материальных ценностей на складах; осуществления контроля и учета материальных ценностей, обеспечения нормативными запасами для нормальной деятельности депо;

к) отдел технического контроля — для осуществления контроля качества выполнения всех видов ремонта и технического обслуживания, качества материалов и запасных частей, доставляемых на склады депо, рекламирования поставщикам некачественных изделий, ведения анализа случаев брака в работе, разработки и организации выполнения мероприятий по предупреждению брака. Отдел контролирует удельное сопротивление движению троллейбусов и организует их приемку при возвращении с линии.

Местные либо специфические условия работы депо позволяют при разработке должностных инструкций конкретизировать функции и обязанности структурных подразделений, объединять их, дополнять или сокращать примерный перечень, изложенный выше, или вносить коррективы в деятельность структурных подразделений депо.

2.4 Техническая документация и учет эксплуатации троллейбуса

Техническая документация троллейбусного депо регламентирует требования, предъявляемые к троллейбусам и условиям их эксплуатации. Соблюдение этих требований обеспечивает качественное ведение технического обслуживания и ремонта, безопасность и эффективность эксплуатации троллейбуса.

Основными документами, определяющими требования, порядок, форму организации и работу депо по эксплуатации троллейбуса, являются Правила технической эксплуатации троллейбусов, Правила деповского осмотра и ремонта троллейбусов, инструкции должностные и технологические.

Четкая и устойчивая работа троллейбусного предприятия возможна только при неуклонном и точном выполнении всеми работниками Правил технической эксплуатации троллейбусов (ПТЭ) и Правил деповского осмотра и ремонта троллейбусов, регламентирующих всю эксплуатационную, техническую и технологическую деятельность и работу всех звеньев троллейбусного депо. На предприятиях регулярно должны проводиться учеба, проверки и экзамены по знанию ПТЭ.

Все разработанные для депо инструктивные документы, технические условия и руководящие указания, относящиеся к деятельности предприятия в целом или отдельных его составляющих звеньев, строго соответствуют требованиям ПТЭ и Правилам деповского осмотра и ремонта троллейбусов.

Правила технической эксплуатации троллейбусов устанавливают основные положения, определяющие порядок работы троллейбусов, главные параметры и нормы содержания важнейших сооружений и устройств для эксплуатации троллейбусов, а также требования, предъявляемые к сооружениям и устройствам в целях обеспечения эффективной, безопасной и производительной эксплуатации. В ПТЭ также изложены принципы организации движения и контроль исполнения.

В ПТЭ приведены нормы износа и характерные неисправности, при наличии которых недопустима эксплуатация троллейбусов, дана номенклатура обязательных ремонтов, необходимых для нормальной их эксплуатации, освещены вопросы энергоснабжения, контактной сети, организация информации и связи.

Каждый работник троллейбусного хозяйства, имеющий отношение к эксплуатации и ремонту троллейбусов, обязан знать и выполнять ПТЭ.

На основе ПТЭ по России введены в действие Правила деповского осмотра и ремонта троллейбусов, определяющие систему и последовательность выполнения работ, призванные обеспечивать условия высококачественного ремонта и устойчивой работы троллейбусов на линии.

ПТЭ содержат допуски и нормы на узлы и детали при выполнении ремонтных работ эксплуатации троллейбуса, порядок определения технического состояния троллейбуса и его агрегатов, а также неисправности, при которых запрещен выпуск в эксплуатацию троллейбусов. Нарушение их работниками троллейбусных предприятий неотвратимо влечет за собой дисциплинарную или уголовную ответственность в зависимости от степени и характера нарушения.

В соответствии с Правилами деповского осмотра и ремонта троллейбусов каждый работник городского электрического транспорта обязан способствовать выполнению плана перевозок пассажиров при обязательном обеспечении безопасности движения, неуклонно повышать производительность труда, снижать себестоимость перевозок и улучшать культуру работ и обслуживания пассажиров.

В целях поддержания троллейбусов в исправном состоянии предприятия обязаны обеспечить хранение их и выполнение ежедневного обслуживания, контрольно-профилактического осмотра, ревизионно-предупредительного ремонта и плановых ремонтов, а также исполнение текущих ремонтов и работ по устранению на линии мелких неисправностей, возникших при работе троллейбусов на городских маршрутах.

Для выполнения этого объема работ на предприятии предусмотрены зоны ремонта и обслуживания, линейная и подвижная техническая помощь для устранения возникших дефектов или доставки троллейбусов в парк для работ по ликвидации серьезных неисправностей.

Общие требования, предъявляемые к подвижному составу, определяют необходимые его габариты в целом, отдельных устройств и оборудования, значения допускаемых нагрузок. Износ отдельных узлов не должен выходить за пределы обеспечения прочности, работоспособности и безопасной эксплуатации и должен соответствовать действующим государственным стандартам, правилам, нормам и техническим условиям.

Весь подвижной состав принимается от завода-изготовителя в соответствии с техническими условиями и подтверждением работоспособности путем выполнения пробной обкатки на линии, выполняемой представителями завода. Перед эксплуатацией на маршруте города на переднем и заднем бортах, а также в салоне троллейбуса устанавливаются инвентарные номера. Завод-изготовитель устанавливает только таблички с указанием мест и времени изготовления троллейбуса.

В технические паспорта, которые заполняет и ведет техническая служба депо, включаются следующие агрегаты и узлы троллейбуса: ведомый и ведущий мосты, рулевой механизм, тяговые двигатели, колесные шины, вспомогательные электрические машины, компрессор, воздушные резервуары.

В соответствии с ПТЭ троллейбус оборудуется не менее чем двумя системами независимо действующих тормозных устройств, которые гарантируют безопасность движения на любом участке пути при соблюдении установленного режима работы. При торможении механическим тормозом (с пневматическим или гидравлическим приводом) порожнего троллейбуса любого типа при скорости 30 км/ч на площадке с сухим асфальтовым покрытием тормозной путь не должен превышать 13 м, при одновременном действии механического и электрического тормозов — 11 м. Ручной тормоз должен удержать остановленный нагруженный троллейбус от дальнейшего движения на предельно допустимом для движения троллейбуса уклоне.

ПТЭ требуют, чтобы электрическое оборудование на троллейбусе располагалось таким образом, чтобы была исключена возможность неумышленного прикосновения к токоведущим частям, а монтаж электрооборудования должен соответствовать действующим электротехническим правилам и нормам. Все троллейбусы оборудуются защитой от перенапряжений, устройствами для подавления радиопомех и средствами пожаротушения.

В Правилах технической эксплуатации троллейбусов представлен подробный перечень неисправностей по всем видам оборудования, при обнаружении которых запрещается выпуск троллейбусов на линию.

Транспортные происшествия по причинам технической неисправности троллейбусов хотя и редки, но сопровождаются серьезными последствиями. Поэтому к эксплуатируемым троллейбусам предъявляются жесткие требования, а контроль технического состояния должен обеспечить соблюдение этих требований.

Учетная документация объективно отражает состояние дел в депо, организацию эксплуатации, ремонта и технического обслуживания троллейбусов. Основными техническими документами учета являются паспорта: троллейбуса, его основных агрегатов и шин. В эти паспорта регулярно заносят пробег в эксплуатации, ремонтные и обслуживающие воздействий, произведенные за время выполненного пробега, характер этих воздействий.

продолжение
–PAGE_BREAK–

Характеристики ремонтов и технического обслуживания устанавливают подробный перечень работ, выполняемых в обязательном и принудительном порядке на троллейбусе в процессе его эксплуатации. Эти характеристики хорошо известны обслуживающему персоналу, а их выполнение находится под контролем инженерно-технического персонала депо.

При выполнении плановых ремонта и технического обслуживания все работы, необходимые, но не предусмотренные характеристикой данного вида ремонта или обслуживания, фиксируются в дефектной ведомости. Анализ дополнительных работ по дефектным ведомостям служит основой для повышения надежности эксплуатации, учета условий эксплуатации и разработки мероприятий, повышающих эффективность производства.

Состояние троллейбусов отражает Журнал технической эксплуатации троллейбусов, в который вносят данные об инвентаре троллейбусов, готовности троллейбусов к работе на маршрутах, полномерном распределении по видам ремонта троллейбусов, не участвующих в выпуске на маршруты, объеме предстоящего ремонта оставшихся троллейбусов и выполненной работе на фиксированное в парке время суток.

Каждый троллейбус обеспечивается книгой троллейбуса, куда в обязательном порядке водитель по окончании работы на маршруте вносит запись о выявленных дефектах или замечаниях за время работы на маршруте. Отсутствие замечаний так же должно фиксироваться. Заступающий на смену водитель по этой книге ориентируется на повышенное внимание к агрегату или узлу, имевшему дефект в прошедшую смену.

Главным документом, дающим право водителю выезжать на пассажирский маршрут, является путевой лист, заверенный подписями представителя технической службы парка об исправном техническом состоянии троллейбуса и диспетчера по выпуску троллейбусов на линию.

Большое значение имеет учет дефектов и неисправностей основных узлов и деталей троллейбуса, дающий возможность собрать достаточные для обобщений статистические данные по работоспособности и долговечности агрегатов и узлов троллейбуса. Следует помнить, что недостаточные по объему или достоверности статистические данные, используемые для принятия решений, наносят большой вред, нежели отсутствие этих данных, так как по этим данным принимаются решения по корректировке межремонтного пробега, заявкам на материалы и запасные части, изменениям в расстановке рабочей силы и объемам ремонта.

Данные технического учета являются основой для поиска путей повышения эффективности технической эксплуатации троллейбусов, связанной с высокой технической готовностью троллейбусов, высокой регулярностью движения, безотказностью в работе, снижением трудовых и материальных затрат.

2.5 Выпуск троллейбусов из депо и их техническое обслуживание на маршрутах города

Наряд подвижного состава — главный документ, на основе которого составляется расписание. Наряд служит руководством, определяющим объем линейной работы по обеспечению перевозок населения подвижным составом, и составляется с учетом необходимого числа троллейбусов по часам работы для каждого маршрута, продолжительности нулевого пробега, начала и окончания движения. Нарядом определяются распределение маршрутов, число троллейбусов на маршруте, сменность работы, продолжительность работы троллейбуса и бригад, время начала и окончания работ. Колебания пассажиропотоков по маршрутам и часам суток определяют основу правильного распределения троллейбусов в наряде.

Наряд — приказ для водителя, регламентирующий его служебную деятельность и программу организации работ для ремонтного персонала депо.

При составлении нарядов исходят из того, что на всех маршрутах должно оставаться необходимое количество машин, работающих до конца движения. Число их определяется максимально допустимым интервалом движения для данного маршрута. Очередность снятия подвижного состава с маршрута устанавливается с учетом нулевых пробегов.

Расписание движения объединяет работу всех маршрутов троллейбусов. Движение машин строго по расписанию обеспечивается четкой работой службы движения и всех ее подразделений, а также исправным состоянием подвижного состава, тяговых подстанций, контактной и кабельной сетей.

Существуют два основных вида расписаний:

а) маршрутное — на все машины, находящиеся в движении по маршруту;

б) машинное — на каждый троллейбус, которым руководствуется водитель.

Маршрутное расписание — основа организации транспортного движения, оно представляет собой основной план движения по маршруту, на выполнение которого должны быть направлены усилия всех служб, связанных с движением троллейбусов. Расписание составляют на летний и осенне-зимний периоды, на будние, субботние и воскресные дни.

В расписание на весенне-зимний период закладывают более низкие эксплуатационные скорости из-за особых погодных и дорожных условий.

В маршрутном расписании указаны: время отправления каждого троллейбуса из парка, прибытия и отправления его с конечной станции каждым рейсом, отправления и прибытия в депо, смены бригад и обеденного перерыва, продолжительность работы троллейбуса.

На основании маршрутного расписания составляют машинное расписание на каждый троллейбус, предусматривающее время отправления из парка, прибытия и отправления с конечной станции, проследования через промежуточные контрольные пункты.

График движения — это графическое изображение движения троллейбусов на маршруте. Так же, как и маршрутное расписание, он представляет собой план эксплуатационной работы троллейбусного парка. Особое значение график движения приобретает при централизованном управлении движением.

Работа троллейбуса на линии с высокой регулярностью движения во многом зависит от организации выпуска на линию и технической помощи троллейбусу непосредственно на маршрутах его движения с целью устранения мелких неисправностей и дефектов, возникших на троллейбусе во время эксплуатации.

Каждый троллейбус при возвращении в парк должен быть водителем предъявлен приемщику, в обязанности которого входят внешний осмотр троллейбуса с целью определения его комплектности и отсутствия внешних повреждений, проверка записи в книге троллейбуса о выявленных неисправностях во время работы и ведение регистрации повреждений и заявок на технические неисправности, необходимые дежурному мастеру для организации работ персонала текущего ремонта.

Все троллейбусы, предусмотренные расписанием к выпуску на линию, расстанавливаются на отстойных площадках в последовательности, предусмотренной расписанием и временем выхода каждого троллейбуса на маршруты города. Отстойная площадка располагает обгонными путями, оборудованными контактными проводами, для своевременного включения резерва троллейбусов в выпуск и маневрирования при расстановке троллейбусов на отстойной площадке.

Ответственным за техническую и санитарно-гигиеническую подготовку троллейбусов к выпуску является сменный мастер депо. На время выпуска целесообразно выделять одного-двух квалифицированных работников для оказания оперативной помощи водителю, устранения мелких неисправностей, обнаруженных водителем во время приемки троллейбуса, своевременного ввода резервных троллейбусов в движение.

2.6 Диспетчеризация управления и регулярность движения троллейбусов

Основной показатель качества работы троллейбусов, характеризующий культуру выполнения пассажирских перевозок, транспортную дисциплину и уровень организации движения, — регулярность движения. С повышением регулярности движения увеличивается объем пассажироперевозок.

Регулярным называется движение троллейбуса, выполняемое в соответствии с машинным расписанием. Каждая машина, выходящая с конечного пункта, должна проходить любой контрольный пункт своего маршрута точно в установленное расписанием время. При регулярном движении происходит равномерное распределение пассажиров между всеми единицами подвижного состава, находящегося на маршруте. Обеспечение регулярности движения в большой степени зависит от работы ремонтного и обслуживающего персонала.

Всякое нарушение регулярности движения приводит к потерям времени пассажирами на поездку, к неравномерному наполнению троллейбусов, а для транспортного предприятия — к нерациональному использованию подвижного состава, снижению пассажирооборота и, следовательно, снижению культуры обслуживания и сбора платы за проезд.

Техническими причинами, вызывающими нарушение регулярности движения, могут быть возникшие неисправности троллейбуса и контактной сети, отсутствие электроэнергии, опоздания при выпуске троллейбусов из парка или от конечных станций, дорожные происшествия и т. д.

Принятие срочных мер по снижению времени на устранение причин, вызвавших нарушение регулярности движения, обязанность всех лиц, причастных к его организации, в первую очередь аппарата контроля за работой троллейбусов на маршруте.

Диспетчерское руководство обеспечивает не только управление движением, но и контроль за его работой, а также регулирование движения троллейбусов на маршрутах в целях выполнения разработанного расписания с внесением необходимых оперативных изменений в зависимости от сложившейся обстановки на маршруте. Управление движением возлагается на центрального диспетчера, которому подчиняются все остальные диспетчеры и линейные работники. Все указания и приказы центрального диспетчера строго и беспрекословно выполняются. Диспетчеры других хозяйств и служб транспорта (электрохозяйства, пути, подвижного состава, восстановительной службы, службы СЦБ и связи) оперативно подчинены центральному диспетчеру службы движения и обеспечивают выполнение его руководящих указаний.

Диспетчерская система управления движением в городе наиболее эффективна при условии, если все виды общественного пассажирского транспорта находятся в ведении одного управления. Централизация диспетчерского контроля и управления движением осуществляется с помощью технических средств связи, сигнализации, телемеханики и автоматики.

3.1 Область применения

В больших городах с развитым транспортным хозяйством неизбежно возникает проблема организации ритмичной работы общественного транспорта. Решить эту проблему призваны автоматизированные системы диспетчерского управления городским пассажирским транспортом (АСДУ ГПТ). Как показал опыт эксплуатации таких систем, их внедрение позволяет поднять доходы транспортных предприятий на 18-24 % и улучшить качество обслуживания населения. Еще один больной вопрос, надежды на решение которого возлагаются на АСДУ — обеспечение защиты водителя и пассажиров от хулиганских посягательств. И наконец, диспетчеру необходима своевременная и полная информация о возникших авариях и неисправностях транспортных средств. Все сказанное выше объясняет возрастающий интерес к системам подобного назначения.

АСДУ предназначена для повышения эффективности работы общественного транспорта, а также для обеспечения безопасности водителей и пассажиров троллейбусов. Позволяет оперативно управлять движением по маршрутам города с поста центральной диспетчерской службы (ЦДС). АСДУ передает на пульт диспетчера, обрабатывает, отображает, хранит и анализирует информацию о прохождении подвижными единицами (ПЕ) расположенных по маршрутам их движения контрольных пунктов и автоматически принимает из любой точки города, фиксирует и отображает сигналы о нештатных ситуациях (нападение на водителя, дорожно-траспортное происшествие и поломка). Предлагается на основе аппаратуры АСДУ и примененных в системе организационных и технических решений создать городскую систему сбора и обработки информации для обслуживания систем охранной и пожарной сигнализации, лифтовой диспетчерской службы, учета расхода воды, тепла, электроэнергии.

АСДУ, разработанная АО «Промэлектроника» в содружестве с НПО «Автоматика» и УГТУ-УПИ, является уникальной системой и не имеет полных аналогов в России.

Функциональными аналогами можно считать несколько систем, основанных на использовании серийных УКВ радиостанций, оснащенных дополнительными устройствами для приема, обработки и передачи цифровой информации, и первичных источников информации: механических датчиков для определения пройденного пути и координат либо GPS-приемников спутниковой навигационной системы. Эти системы имеют невысокую стоимость и малое время развертывания, однако состоят в основном из узлов, не предназначенных специально для использования в АСДУ. Такой принцип построения систем диспетчерского управления страдает серьезными недостатками, главным из которых является использование каналов связи с низкой пропускной способностью, что исключает возможность работы системы в режиме реального времени и дальнейшего увеличения потока информации. Указанные системы, как правило, имеют весьма ограниченное программное обеспечение верхнего уровня, ориентированное лишь на решение задач контроля движения транспорта.

3.2 Принцип действия

Принцип действия системы основан на автоматической передаче инфракрасного кодового сигнала (номера) от УПЕ, на антенну КП, установленную на столбе, стоящем около дороги, в соответствии с рисунком 3.1, и последующей передачи его по проводам на УКП, УСПО, компьютер ЦДС и компьютеры парка с целью доведения до руководящего персонала сведений о выполнении графиков маршрутов в реальном масштабе времени.

Процесс отметки происходит автоматически без участия водителя и без каких-либо звуковых или световых сигналов подтверждения. От водителя требуется одно — только ездить по маршруту.

/>/>

1-УПЕ; 2-АКП; 3-ПЕ; 4-столб; 5-бордюр дороги; V-вектор скорости ПЕ.

продолжение
–PAGE_BREAK–

Рисунок 3.1 – Схема проезда ПЕ при отметке

Речевой канал обмена информации отсутствует. В нём нет необходимости, он даёт возможность водителю «договориться» с диспетчером, вносит сумбур и дополнительные организационные проблемы.

Кроме того, речевой же канал удорожает и усложняет оборудование.

В настоящее время практически у каждого есть сотовые телефоны и проблемы экстренной связи нет.

В случае внештатной ситуации водитель может подъехать к столбу КП и с пульта передать тот или иной закодированный сигнал, например: «Сломался, следую в парк», «Сломался, вызываю техпомощь», «Вызываю милицию».

В этом случае антенна КП световым сигналом может ответить водителю, что его сигнал принят на ЦДС.

3.3 Особенности АСДУ «Фара-0050»

3.3.1 Принципиальные отличия от других систем

Так как система не является единственной по выполняемой функции, ее особенности можно выразить в принципиальных отличиях от подобных систем. Они будут заключаться в следующем:

АСДУ и ее составные части разработаны специально для решения задач сбора и обработки информации, телеуправления, телеконтроля и телесигнализации, требующих передачи и обработки больших объемов данных. АСДУ технически более эффективна, обеспечивает новые функциональные возможности и, следовательно, более выгодна экономически.

2. Использование высокоскоростных каналов связи позволило повысить быстродействие системы, достоверность принимаемой информации, вести обмен речевой информацией в цифровом виде для достижения высокого качества связи.

3. Использование программируемых микроконтроллеров позволяет изменять и наращивать конфигурацию системы, подключать дополнительные устройства, вводить новые функции.

4. Обеспечивается автоматизация труда работников службы эксплуатации благодаря наличию мощного программного обеспечения верхнего уровня (вычислительного комплекса диспетчеров и вспомогательного персонала), ориентированного на решение эксплуатационных и экономических задач муниципального транспорта, при возможности дальнейшего развития этого программного обеспечения.

5. АСДУ — система наземного базирования, что обеспечивает более низкую стоимость оборудования, эксплуатации, ремонта, малое время восстановления по сравнению со спутниковыми системами.

6. АСДУ разработана с использованием новейших научно-технических достижений в области связи и микроэлектроники, узлы системы производятся по современным технологиям. Головное предприятие-изготовитель обеспечивает авторское сопровождение АСДУ в течение всего срока службы системы, гарантийный и послегарантийный ремонт и модернизацию узлов АСДУ.

3.3.2 Полезные свойства

Чрезвычайная простота, дешевизна и надёжность периферийного оборудования;

Скорость и удобство связи (от водителя для отметки требуется всего лишь проехать на расстоянии 2..20м от столба КП;

Простой ремонт периферийного оборудования (для ремонта достаточно блока питания, тестера и осциллографа);

Преемственность инфраструктуры комплекса АСДУ-А и возможность его поэтапной модернизации;

Контроль движения ПЕ в реальном масштабе времени по фиксированным точкам КП;

Возможность ведения текущего контроля спидометра ПЕ;

Возможность передачи служебных сообщений водителем ПЕ;

Возможность бесконтактного программирования и контроля номера УПЕ малогабаритным пультом;

Встроенная автоматическая электронная защита УПЕ от перенапряжений по питанию до 250В.

3.3.3 Возможности обмена информацией

АСДУ обладает развитыми возможностями обмена информацией с водителями и диспетчерами и предусматривает:

1. Сигнализацию водителю о следующих ситуациях:

— нахождении ПЕ в зоне действия КП;

— нахождении в очереди для обмена информацией с КП;

— успешном завершении передачи информации на КП;

2. Посылку водителем диспетчеру сигналов:

— возникновения нештатной ситуации (нападение на водителя и т.п.);

— аварии и основных видов технической неисправности транспортного средства для вызова соответствующих служб;

3. Сигнализацию диспетчеру о несанкционированном доступе к аппаратуре КП, о выходе из строя КП либо отдельных узлов аппаратуры центрального ретранслятора.

3.4 Структура АСДУ «Фара-0050»

3.4.1 Аппаратное обеспечение

Аппаратные средства АСДУ включают в себя:

Аппаратуру вычислительного комплекса центральной диспетчерской службы (ВК ЦДС) в составе рабочего места диспетчера и вспомогательного персонала, файл-сервера и адаптера радиоканалов, объединенных локальной вычислительной сетью (ЛВС), приемопередающих устройств в соответствии с рисунком 3.2. При необходимости дополнительно устанавливаются специальные устройства визуального отображения информации (табло, мнемосхемы).

Рисунок 3.2 – Вычислительный комплекс диспетчерской службы

2. Аппаратуру устройства сопряжения периферийного оборудования с компьютером ЦДС (УСПО) в соответствии с рисунком 3.3. Принимает кодовые сигналы от контрольных пунктов и передает их ВК ЦДС.

Рисунок 3.3 — Устройства сопряжения периферийного оборудования

3. Расположенные по маршрутам устройства контрольных пунктов (УКП), представляющие собой активные ретрансляторы с накоплением информации в соответствии с рисунком 3.4а. Передают сигнал от антенн к УСПО.

4. Антенны контрольных пунктов (АКП-0052), рисунок 3.4б. Принимает инфракрасный кодовый сигнал от устройства подвижной единицы и передает на УКП.

а/>б />

Рисунок 3.4 – а) Устройство контрольного пункта, б) Антенна контрольного пункта

5. Пульт кодировки и контроля (ПКК-0055), рисунок 3.5а. Обеспечивает кодировку и контроль номера УПЕ без вскрытия (инфракрасным сигналом), проверку АКП-0052 и УКП, контроль сигнала от УКП до УСПО.

6. Устройства подвижной единицы (УПЕ-0051), состоящие из бортового компьютера, приемопередающего устройства ближнего действия, системы ввода и отображения информации, излучателя инфракрасного кодового сигнала, рисунок 3.5б.

А />б />

Рисунок 3.6 – а) Пульт перекодировки и контроля, б) Устройство подвижной единицы

Характеристики АСДУ «Фара-0050» приведены в талице 1.

Таблица 1 – Технические характеристики комплекса

Наименование

Единица измерения

Значение

Максимальное количество ПЕ из расчета на один ПК ВК ЦДС

шт

150

Максимальное количество антенн на 1 УКП

шт

Максимальное количество УКП на 1 УСПО

шт

Максимальное количество УСПО

шт

Рабочая дальность связи ИК УПЕ с ИК АКП, не менее

Максимальная дальность связи ИК УПЕ с ИК АКП, не более

Максимальная дальность связи УКП ВК ЦДС, не более

км

Максимальная скорость движения ПЕ при отметке

км/час

Максимальная стековая память номеров ПЕ на 1 ИК антенну

шт

Количество экстренных кодовых сообщений, передаваемых водителем на ВК ЦДС (авария и т.п.)

шт

Габариты и масса УПЕ-0051, соответственно

мм, кг

80*100*45, 0,25

Габариты и масса АКП-0052 (с козырьком),

соответственно

мм, кг

85*140*170, 0,4

Габариты и масса УКП-0050

мм, кг

600*600*200, 8

Габариты и масса УСПО-0050

мм, кг

600*600*200, 8

продолжение
–PAGE_BREAK–

3.4.2 Программное обеспечение

Программная часть АСДУ ориентирована на безбумажную технологию и обеспечивает обработку, хранение, отображение и анализ данных о движении ПЕ по маршрутам, соблюдении графика движения, возникновении различных нештатных ситуаций (авария, нападение на водителя); формирование отчетных и справочных документов установленного образца. Развитие программного обеспечения АСДУ идет по пути создания экспертной системы, позволяющей оптимально организовать работу муниципального автотранспорта при изменении эксплуатационных условий.

Возможна корректировка аппаратной и программной части системы для обеспечения выполнения специальных требований (уточнения местоположения при помощи навигации).

3.4.3 Организационное обеспечение

Назначенный срок службы системы 15 лет.

Предприятие-изготовитель производит пуск системы в эксплуатацию и впоследствии обеспечивает авторское сопровождение АСДУ «Фара-0050» в течении всего срока службы системы.

Производит гарантийный ремонт узлов системы в течении 1 года со дня поставки, а также послегарантийный ремонт и модернизацию системы.

Для пуска АСДУ будут произведены работы по установке:

УПЕ-0050 на 93 троллейбуса;

35 АКП-0052 и УКП по маршрутам следования троллейбусов;

3 блоков УСПО.

А также работы по организации ВЦ ЦДС.

Обучение работающего с комплексом персонала, к которому будет относиться: диспетчер ВК ЦДС (пользование системой по ее назначению), системный администратор (диагностика и исправление ошибок в работе программного обеспечения), мастер-электронщик (обслуживание аппаратных средств системы) и водители (обращение с УПЕ и использования УКП для передачи сигнала о возникновении внештатной ситуации).

4. Стоимость внедрения АСДУ «Фара-0050»

Так как предприятие изготовитель производит бесплатную установку системы и ввод ее в эксплуатацию, остаеться произвести расчет по разовым и постоянным затратам.

4.1 Разовые затраты

Установка устройств подвижной единицы УПЕ-0051 стоимостью 4830 руб. за единицу, на 93 троллейбуса: 4830 * 93 = 449190 руб.

Установка антенн контрольных пунктов АКП-0052 стоимостью 3500 руб. за единицу и устройств контрольных пунктов УКП стоимостью 7000 руб. за единицу в 35 местах прохождения маршрутов движения троллейбусов: (3500 + 7000) * 35 = 367500 руб.

Установки устройств сопряжения периферийного оборудования с компьютером центральной диспетчерской службы УСПО стоимостью 10000 руб. за один блок: 10000 * 3 = 30000 руб.

Стоимость базирования вычислительного комплекса центральной диспетчерской службы ВК ЦДС с программным обеспечением включающего одно рабочее место диспетчера составляет 120000 руб.

Стоимость пульта кодировки и контроля ПКК-0055 составляет 4960 руб.

Обучение работающего с системой персонала производится бесплатно.

Общая стоимость разовых затрат составит:

449190 + 367500 + 30000 + 120000 + 4960 = 971650 руб.

4.2 Постоянные затраты

Для накопления средств на восстановление основных фондов, исходя из разовых затрат, амортизация системы с расчетным сроком эксплуатации 15 лет на 93 троллейбуса: 971650 / 15 = 64777 руб. в год

Исходя из сделанных расчетов, можно сделать вывод, что данная система не принесет какой-либо прибыли для предприятия, а облегчит систему выпуска троллейбусов из депо и их техническое обслуживание, учет нахождения на линии, поспособствует уменьшению сбоев в движении маршрутов.

Заключение

Развитие новых технологий позволяет постоянно контролировать процесс перевозки пассажиров. Позволяет за небольшие промежутки времени следить за состоянием троллейбуса, а также при необходимости корректировать графики движения по маршрутам.

Облегчает процесс диспетчерского управления и доведения до руководящего персонала сведений о выполнении графиков маршрутов в реальном масштабе времени.

Список используемых источников

1. Костяков, А.Н. Информационные технологии на транспорте: учеб. пособие /А.Н. Костяков. — Чита: ЧитГУ, 2007. — 362 с.

2. Бройдо В.Л. Вычислительные системы, сети и телекоммуникации: учебник для вузов / В.Л. Бройдо. — 2-е изд. — СПб.: Питер, 2006. — 703 с.: ил.

3. Горев А.Э. Грузовые Автомобильные перевозки: учеб. пособие для вузов / А.Э.Горев. — 3-е изд., стер. — М.: Академия, 2006. — 288 с.

4. Коган Л.Я. Эксплуатация и ремонт троллейбусов – М., Транспорт, 2002. – 248 с.

5. http://www.kbret.ru

Источник

Рефераты и сочинения для учащихся