Автоматизация

НПФ «КРУГ»: Автоматизированная система диспетчерского управления энергосистемы

«Пром АСУ и К» №11/2006
   

 

Цесарев И.М., зам. генерального директора НПФ «КРУГ»
Ткаченко А.В., ведущий инженер по АСУ ТП НПФ «КРУГ»


Реформирование электроэнергетики привело к появлению новых, организационно независимых структур (Системного оператора, Федеральной сетевой компании, Администратора торговой системы и т.д.) и вызвало организационные изменения в системе управления.
Обеспечение требуемых качественных показателей электроэнергии и уровня обслуживания участников рынка, выход на первый план вопросов по снижению уровня потерь электроэнергии, снижению уровня аварийности и повышению надежности при решении задач выработки, передачи, преобразования и распределения электроэнергии предопределили необходимость повышения уровня автоматизации оперативно-диспетчерского контроля и управления.
Между тем, внедрение большинства существующих систем телемеханики и связи, а это, по оценкам специалистов отрасли, порядка 70%, осуществлялось в 80-е годы. Среди основных устройств телемеханики, которые используются на энергообъектах: ТМ-512, ТМ-800, ТМ-120, УТК-1, УТС-8, УТМ-7, МКТ-1, МКТ-2, МКТ-3, КИТ, ТМИК, СЕВЕР, СПРУТ-2, ТК-112, Гранит (первых выпусков) и др.
Оборудование, аппаратура телемеханики и связи морально и физически устарели и не могут удовлетворять техническим требованиям, предъявляемым к современным системам телемеханики1. Прежде всего, это относится к необходимым объемам телеинформации, которые должны поступать с объектов, и скоростям передачи данных, а также к ограниченности функциональных возможностей действующих средств диспетчерского контроля и технологического управления. Кроме этого, реструктуризация отрасли фактически изменила внешние границы многих компаний, поэтому возникла необходимость заново выстраивать подсистемы внутреннего учета энергоресурсов, оперативно-диспетчерского контроля и управления в пределах новых границ компаний.

В связи с этим в конце 2004 года руководство ОАО «Ульяновскэнерго» приняло решение о модернизации Системы Обмена Технологической Информации (СОТИ) на ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 г. Ульяновска.
Основные цели модернизации: замена устаревшего оборудования и переход на более высокий качественный уровень при решении следующих основных технологических, организационных и экономических задач:

  • исполнение требований Системного Оператора к информационному обмену технологической информацией согласно Регламенту допуска субъектов оптового рынка электроэнергии к торговой системе оптового рынка электроэнергии;
  • повышение эффективности диспетчерско-технологического управления ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2;
  • оптимизация режимов работы оборудования и увеличения сроков его эксплуатации;
  • повышение надежности и безаварийности работы основного и вспомогательного оборудования;
  • расширение функциональных возможностей системы СОТИ, по сравнению с существующей, за счет применения наиболее перспективных технических средств и методов управления;
  • повышение эффективности управления процессом ремонта оборудования;
  • снижение эксплуатационных затрат и др.;
Одним из основных требований, выдвинутых руководством ОАО «Ульяновскэнерго», являлось требование о поэтапной модернизации системы (СОТИ) с постепенным наращиванием функциональности, возможности «безболезненного» (без демонтажа и замены установленного оборудования) изменения конфигурации путем подключения новых модулей, обеспечивающих сбор дополнительной информации, а также ее передачи по дополнительным протоколам и в других направлениях.
Согласно техническим требованиям, на первом этапе создания системы СОТИ было необходимо реализовать автоматизированную систему диспетчерского управления (АСДУ) в составе подсистемы сбора и передачи информации (ССПИ) и оперативного информационного комплекса (ОИК). Второй и третий этапы включали в себя требования по реализации следующих подсистем: регистрации измерений доаварийных, аварийных, послеаварийных величин; подсистемы автоматического управления нормальными и аварийными режимами, а также создания единого консолидированного центра хранения данных системы СОТИ и автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ).

НПФ «КРУГ» предложила комплексное техническое решение, обеспечивающее выполнение поставленных задач, причем стоимость данного решения оказалась существенно ниже, по сравнению с другими вариантами, предложенными конкурирующими организациями. В основе предложенного решения – универсальный, надежный, открытый и масштабируемый программно-технический комплекс (ПТК) КРУГ-2000/ТМ на базе SCADA «КРУГ-2000» и коммуникационного сервера (разработки НПФ «КРУГ»).
Весной - летом 2005 года были последовательно введены в промышленную эксплуатацию системы АСДУ ТЭЦ-2, а затем ТЭЦ-1.
Результатом первого этапа стала система, которая выполняет законченный набор функций по сбору, обработке, передаче и представлению технологической информации.

Функциональная структура распределенной информационной системы АСДУ представляет собой ряд взаимосвязанных подсистем, классифицируемых по исполняемым функциям:

  1. Подсистема сбора, первичной обработки и передачи значений технологических параметров и состояния оборудования главной электрической схемы (измерительные преобразователи, высоковольтные выключатели, разъединители и т.д.).
  2. Подсистема отображения, документирования и архивирования технологических параметров.
  3. Подсистема службы ведения точного времени.
  4. Подсистема служебной информации.

 

  1. Подсистема сбора, первичной обработки и передачи значений технологических параметров и состояния оборудования главной электрической схемы обеспечивает выполнение следующих функций:
    • прием и передача технологической информации (с метками времени) на вышестоящие уровни диспетчерской иерархии;
    • прием дискретной информации (с метками времени) о состоянии коммуникационного оборудования, устройств релейной защиты и т.д.;
    • диагностика достоверности принимаемой информации (по пределам, по скорости нарастания и т.д.);
    • первичная обработка измерительной информации (фильтрацию, линеаризацию, масштабирование и т.д.);
    • телеуправление распределенными объектами;
    • и др.
  2. Подсистема отображения, документирования и архивирования технологических параметров предназначена для осуществления следующих функций:
    • визуализация на экранах мониторов операторских станций общих мнемосхем с динамической индикацией выведенных на них измеряемых и вычисляемых технологических параметров в цифровом, табличном виде или в виде графиков изменения во времени (трендов);
    • отслеживание соблюдения заданного диспетчерского графика с фиксацией отклонений от него;
    • формирование информации об изменении состояния коммуникационного оборудования;
    • формирование световой и звуковой сигнализации при выходе текущих значений технологических параметров за регламентируемые границы, а также при других нештатных ситуациях;
    • ведение протокола событий системы;
    • ввод в режиме реального времени исходных данных (договорные значения, коэффициенты и т.п.);
    • документирование и вывод на печать данных информации отчетного характера;
    • архивирование информации (тренды, отчётные ведомости, протокол событий);
    • контроль за состоянием каналов связи с выводом диагностической информации;
    • и др.
    Особо необходимо выделить функцию контроля соблюдения заданного диспетчерского графика. Данная функция реализована в виде отдельного видеокадра (рис. 1), работа с которым позволяет дежурному инженеру станции отслеживать:
    • непосредственно диспетчерский график по 3-х и 30-ти минутным интервалам, на котором отображены расчетный график (выделен фоном) и его выполнение;
    • прогнозируемое значение мощности за текущий временной интервал (за получас и за час);
    • общие режимы работы станции: текущее среднее, превышение номинального значения; значения генерируемой мощности по каждому генератору и суммарную по станции.
  3. Подсистема службы ведения точного времени выполняет следующие функции:
    • привязку системного времени абонентов к источнику точного времени;
    • синхронизация времени всех абонентов, входящих в состав системы;
    • автоматическая подстройка хода системных часов по первичному источнику времени (GPS-приёмник);
    • ведение статистики работы.
  4. Подсистема служебной информации предназначена для сопровождения системы, настройки прикладных программ, информационной базы и т.д.

Рис. 1 – Видеокадр «Диспетчерский график»

Система АСДУ ОАО «Ульяновскэнерго» построена как иерархическая интегрированная автоматизированная система с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
В структуре системы АСДУ можно выделить три территориально и функционально распределенных уровня (нижний, средний – подсистема ССПИ и верхний – подсистема ОИК) сбора и обработки информации.
Уровень объектовой измерительной системы (нижний уровень) является информационной основой для деятельности системы АСДУ и во многом определяет эффективность её работы. Поэтому при выборе измерительного устройства для оснащения присоединений выбор был сделан в пользу измерительного преобразователя ПЦ6806, который, по состоянию на конец 2004 года, на наш взгляд, обладал оптимальным соотношением цена-качество.
Данные преобразователи выполняют полный комплекс телеизмерений для одного присоединения и обеспечивают реализацию функций телесигнализации и телеуправления, а также функции учета электроэнергии и мощности.
К основным техническим характеристикам данных преобразователей можно отнести:
  • Измеряемые параметры: Uф, Iф, f, Pф, Qф, активная и реактивная энергия;
  • Предел допускаемой приведенной погрешности - 0,5 %;
  • Время опроса одного преобразователя – 400 мс;
  • Дискретных входов - 6, дискретных выходов - 3;
  • Питание преобразователя осуществляется от измерительной цепи.
Контроллерный уровень (средний уровень) состоит из программируемых логических контроллеров - коммуникационных серверов. Контроллерное оборудование установлено в шкафах, имеющих степень защиты IP54 - конструктив фирмы RITTAL (2150x800x800).
Коммуникационные серверы осуществляют сбор и обработку информации, поступающей по цифровому интерфейсу с точек съема телеинформации (измерительные преобразователи и др.), а также по локальной вычислительной сети от оборудования верхнего уровня.
К основным техническим характеристикам коммуникационного сервера относятся:
  • Операционная система Linux;
  • Поддержка различных протоколов обмена данными, в том числе IEC 60870-5-101/104, ТМ512 и др.;
  • Цикл работы, настраиваемый 200-1000 мс, и включающий в себя:
    • параллельный опрос измерительных преобразователей;
    • обработку значений;
    • выполнение технологических программ пользователя;
    • передачу информации;
  • Погрешность фиксации событий на уровне коммуникационного сервера - не более 10 мс.
При расширении функции системы планируется также установка дополнительных контроллеров дискретного ввода/вывода, регистраторов аварийных событий и другого оборудования.
Устройства верхнего уровня (ОИК) выполнены с использованием архитектуры клиент-сервер и представлены «станциями оператора-сервер», «станциями мониторинг-клиент»2, «станцией инжиниринга».
«Станции оператора-сервер» выполняют весь базовый набор функций по сбору, обработке, хранению оперативных данных, поступающих от коммуникационного сервера, предоставлению человеко-машинного интерфейса для отображения и управления, выполнению программ пользователя, а также ряд дополнительных функций. Станция оператора-сервер является рабочим местом дежурного инженера станции.
«Станции мониторинг-клиент» выполняют задачи мониторинга технологического процесса производства электроэнергии.
«Станция инжиниринга» реализует функции удалённого доступа к компонентам системы. Посредством ПО «Станции инжиниринга» обслуживающий персонал системы может осуществлять наладочные работы на операторских станциях и коммуникационном сервере.
При реализации следующих этапов создания системы СОТИ планируется ряд мероприятий по расширению ОИК, направленных, прежде всего, на расширение числа Пользователей и увеличение надежности всей системы.
Планируется дополнительная установка двух серверов архивной базы данных, выполненных по схеме 100% горячего резервирования и зеркализации, организация нескольких дополнительных рабочих мест на основе станций оператора - клиент, а также установка сервера с программным обеспечением «Web-Контроль».
Программное обеспечение «Web-Контроль» обеспечивает доступ на просмотр информации системы сторонним Пользователям в заводской сети. Так, посредством браузера Internet сети (например, Internet Explorer), пользователь заводской сети может просмотреть в режиме реального времени текущее состояние любых мнемосхем, отчётных ведомостей, графиков и т.п.
В заключение хочется отметить: несмотря на то, что работы по модернизации системы СОТИ продолжаются, внедрение системы АСДУ (реализован только первый этап) позволило ОАО «Ульяновскэнерго» победить в номинации «Лучшая компания в области исполнения торгового графика производства электроэнергии»3.
Победа ОАО «Ульяновскэнерго» в данной номинации – это закономерный итог совместной и плодотворной работы специалистов ОАО «Ульяновскэнерго» (Яшнова А.Г., Вдовина В.А., Олейникова П.Д. и др.) и НПФ «КРУГ», а также высокая оценка, выставленная независимыми экспертами, современной системе АСДУ энергосистемы.
1Учитывая, что, помимо требований, предъявляемых к системам телемеханики, предъявляются также требования к системам обмена информацией об аварийных событиях с объектов и комплексов противоаварийной автоматики, системам обмена информацией регистраторов измерений и записи доаварийных, аварийных и послеаварийных величин и т.д., в дальнейшем используется термин система обмена технологической информации, который объединяет в себе все вышеперечисленные системы.

2Программный комплекс SCADA «КРУГ-2000». Архитектура программных средств SCADA «КРУГ-2000» в максимальной степени реализует идеологию модульности. Каждый исполняемый модуль отвечает за реализацию определенных функций и имеет свою цену, зависящую от количества точек ввода-вывода. Пользователь имеет возможность выбора оптимального для себя набора модулей (создание собственного программного комплекса), минимизируя свои затраты и требования к вычислительным ресурсам.

31 ноября 2005 года НП «АТС» при поддержке Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации и ОАО РАО «ЕЭС России» провело первую Церемонию награждения Премией НП «АТС» компаний-участников оптового рынка электроэнергии РФ.
Цель Премии НП «АТС» – отметить наиболее успешные компании электроэнергетической отрасли России, являющиеся участниками оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), а также наградить людей, внесших личный вклад в развитие инфраструктуры рынка РФ.


«Пром АСУ и К» №11/2006