«Разработка асу тп понизительной подстанции 220/110/10 кВ»

Заключение 
 
Средства АСУ ТП должны обеспечивать реализацию системы контроля и 
управления подстанции, решающей задачи управления, контроля, измерений и 
диагностики с передачей информации в центр управления сетями (ЦУС). 
При этом средства АСУ ТП подстанции будут выполнять функции 
традиционных устройств телемеханики. 
Программно-технические средства, входящие в состав АСУ ТП ПС 
220/110/10 кВ, должны быть серийными, унифицированными, со сроком 
службы не менее 12 лет (с учетом своевременного технического обслуживания 
отдельных компонентов и системы в целом). 
Средний срок службы МП терминалов защит и автоматики должен быть 
не менее 20 лет. 
«Разработка ПТК должна осуществляться на основе и с учетом 
положений и требований, действующих в настоящее время стандартов, норм, 
правил и других НТД» [31]. 
Исследованы основные технологические и общесистемные функции 
АСУ ТП, а также смежные средства и системы контроля и управления 
подстанцией. 
В состав технологических функций входит: 
- контроль текущего режима и состояния главной схемы подстанции; 
- автоматизированное управление коммутационными аппаратами ПС 
220/110/10 кВ; 
- технологическая аварийная и предупредительная сигнализация в АСУ 
ТП; 
- регистрация аварийных ситуаций в АСУ ТП; 
- контроль (мониторинг) состояния электрооборудования ПС; 
- технический учет электроэнергии. Балансные расчеты; 
- контроль качества электроэнергии; 
- определение места повреждения на ВЛ 220 и ВЛ 110 кВ; 

---

80 
- контроль кратковременного повышения напряжения; 
- подсистема сбора и передачи технологической информации. 
В состав общесистемных функций АСУ ТП: 
- синхронизация компонентов ПТК АСУ ТП; 
- тестирование и самодиагностика компонентов ПТК; 
- архивирование информации; 
- защита информации; 
- формирование документов; 
- организация внутрисистемных коммуникаций между компонентами 
АСУ ТП. Информационный обмен с автономными подсистемами. 
При исследовании смежных средств и системы контроля и управления 
подстанцией, рассмотрено: 
- взаимосвязи с устройствами РЗА и технологической автоматики; 
- взаимосвязи с устройствами ПА; 
- взаимосвязи с подсистемой АСКУЭ; 
- взаимосвязь с самостоятельной системой видеонаблюдения и другими 
инженерными системами подстанции; 
- система информационного взаимодействия в структуре АСДУ; 
- система сбора и передачи информации для АСТУ; 
- организация доступа к уставкам МП РЗА. 
Таким образом, на ПС 220/110/10 кВ должна быть предусмотрена 
возможность эксплуатации АСУ ТП постоянным обслуживающим персоналом 
для выполнения следующих задач: 
- нормальный режим работы объекта; 
-проведение 
ремонтных 
работ 
и 
введение 
в 
эксплуатацию 
отремонтированного оборудования; 
- техническое обслуживание в соответствии с графиком (плановое); 
- внеплановое техническое обслуживание. 
Произведен расчет технико-экономических показателей при внедрении 
АСУ ТП на ПС. 

---

81 
С учетом проектных и монтажных работ капитальные затраты на 
внедрение 
АСУ 
ТП 
на 
существующей 
подстанции 
составили
К
АСУТП
= 2 000 000 руб. 
Годовые эксплуатационные затраты составили S
Э
= 6045320 руб/год. Для 
определения данного вида затрат также определены следующие расходы: 
- годовые амортизационные отчисления: S
ам 
= 80 000 руб/год; 
- затраты на ремонт, обслуживание и содержание оборудования:
S
РОС
= 60 000 руб/год; 
- затраты на оплату труда: S
ОТ
= 3 936 000 руб/год; 
- затраты на социальные нужды: S
СН
= 1 180 800 руб/год;
- прочие расходы: S
ПР
= 788520 руб/год.
Для оценки эффективности проекта по внедрению АСУ ТП определены 
следующие параметры: 
- экономический эффект: Э = 1 862 080; 
- срок окупаемости: Т
О
= 1,1 года; 
- коэффициент экономической эффективности: К
Э
= 0,93. 
Инвестиционный проект может считаться привлекательным при его 
окупаемости в 6–7 лет. После выполнения технико-экономического расчета 
основных показателей данный проект по внедрению АСУ ТП можно считать 
эффективным, так как срок его окупаемости составляет 1,1 года.