НПФ «КРУГ»: Автоматизированная система диспетчерского управления энергосистемы.

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.

Основные цели создания АСДУ: 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 энерго-объектом
• 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.

Аппаратная и программная структура АСДУ должна поддерживать поэтапную модернизацию 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.

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 информацией», который объединяет в себе все вышеперечисленные системы.

НПФ «КРУГ» предлагает комплексное техническое решение, обеспечивающее выполнение поставленных задач. 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»).

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

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

• привязка описания диспетчерского графика (ДГ) во времени с дискретностью 3 минуты (раньше был получас)
• автоматическое распределение диспетчерского графика нагрузки группы точек поставки (ГТП) по соответствующим точкам поставки (ТП) с учетом выставленных пользователем признаков распределения
• добавлены графические формы представления ДГ по точкам поставки
• расчет текущего задания по нагрузке для ГТП и каждой ТП с любым заданным интервалом времени (раньше был получас для ГТП)
• отображение гистограммы ДГ по вертикали, что позволило постоянно выводить числовые значения параметров выполнения графика для каждого элемента гистограммы
• реализован контроль совпадения расчетных значения средней мощности со значениями изменения счетчиков электроэнергии на отчетных временных интервалах.

3. Подсистема службы ведения точного времени выполняет следующие функции:

• привязка 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.

Рис. 1 – Видеокадр «Диспетчерский график»

Предлагаемая система АСДУ 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 современных интеллектуальных измерителей (счетчиков). В системе предусмотрена также возможность использовать средний уровень существующих измерительных систем в качестве источников информации. Это позволяет минимизировать расхождения исходных данных для функции контроля соблюдения диспетчерского графика нагрузки.

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.

Устройства верхнего уровня (ОИК) выполнены с использованием архитектуры клиент-сервер и представлены «станциями оператора-сервер», «станциями мониторинг-клиент», «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 (без возможности управления).

«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.

Базовая комплектация верхнего уровня АСДУ включает установку двух «Станции оператора-сервер», выполненных по схеме 100% горячего резервирования и зеркализации баз данных, двух дополнительных рабочих мест на основе станций оператора - клиент, а также установка сервера с программным обеспечением «Web-Контроль».

При использовании программного обеспечения «Web-Контроль» в системе обеспечивает доступ на просмотр информации системы сторонним Пользователям в сети предприятия. 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.

Система внедрена на Ульяновских ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 в 2005 году.