Технические решения по системам автоматизированного управления распределительными подстанциями

1. Введение. Система управления распределительной подстанцией должна обеспечивать автоматизацию всех процессов управления и возможность эксплуатации при отсутствии на подстанциях постоянного обслуживающего персонала. Это подразумевает интеграцию в пределах единого программно-технического комплекса всех задач защиты, регулирования, автоматического управления, сбора информации, оперативного управления и сбора данных для производственно-хозяйственной деятельности. Анализ зарубежных систем показывает, что в настоящее время общемировой тенденцией развития АСУ ТП распределительных подстанций (АСУ ТП РПС) является:

Интеграция в АСУ ТП РПС устройства релейной защиты и автоматики позволяет полностью решить задачи удаленного контроля режима (мониторинга), контроля правильности работы защит и автоматики, оперативной настройки уставок, корректировки нагрузки, получения аварийных данных, оперативной диагностики состояния оборудования.

2. Общая концепция построения АСУ ТП РПС. В основу общей концепции построения АСУ ТП РПС в НИИ Постоянного тока (ОАО «НИИПТ») были положены следующие принципы, отработанные на различных энергетических объектах РАО "ЕЭС России" в условиях многолетней эксплуатации: использование системы единого времени, буферирование информации на всех уровнях системы, обмен информацией с внешними подсистемами по локальной сети АСУ ТП РПС, модемным и радио каналам связи, открытость и масштабируемость, функциональная и территориальная распределенность.

В НИИПТ разработан комплекс технических и программных средств, который позволяет выполнять функции сбора и регистрации в реальном масштабе времени информации об аварийных и установившихся процессах с точностью до 1 мс, управление энергетическим объектом, комплексную обработку, архивирование и хранение информации, отображение информации в графических формах, анализ установившихся режимов и аварийных процессов, создание различных отчетных документов и ведомостей.

Количество контролируемых аналоговых сигналов аварийного и нормального режима в данной системе находится в пределах от 32 до 10 000, дискретных сигналов типа сухой контакт от 16 до 10 000, дискретных сигналов управления от 16 до 1000.

3. Структура комплекса АСУ ТП РПС. АСУ ТП РПС должна строиться как иерархическая, распределенная система, работающая в темпе протекания технологического процесса, оснащенная средствами управления, сбора, обработки, отображения, регистрации, хранения и передачи информации. Комплекс технических средств АСУ ТП РПС имеет трехуровневую структуру, состоящую из нижнего (полевого), среднего и верхнего уровней.

4. Программный комплекс осциллографирования. Централизованная система обеспечивает сбор и передачу аварийной информации от цифровых осциллографов, размещенных на РПС, на диспетчерский пункт.

5. Программный комплекс регистрации аварийных процессов (срабатывания защит и блинкеров). Комплекс позволяет регистрировать дискретные сигналы защит, устройств автоматики и коммутационной аппаратуры с точностью до 1мс.

6. Программный комплекс архивирования информации. Комплекс предусматривает удобный интерфейс в виде временной оси для просмотра архивов и программные средства доступа как к долговременным, так и к динамическим архивам.

7. Программный комплекс дистанционного управления коммутационным оборудованием. В рамках данного программного комплекса осуществляется не только управление коммутационной аппаратурой и контроль за прохождением команд управления на всех трех уровнях, но и контроль за правильностью действий персонала, что позволяет снизить число аварий, вызванных неправильными действиями диспетчера. С помощью системы оценки ситуаций и принятия решений к задаче управления подключены блокировки и в случае неверных действий персонала на экран может быть выдано предупреждающее сообщение и потребовано дополнительное подтверждение на коммутацию.

8. Комплекс логической обработки данных по критериям, заданным пользователем. Комплекс осуществляет логическую обработку данных по произвольным, определяемым пользователем, критериям на базе экспертных систем и логического анализа.

9. Ресурс оборудования. Технический контроль ресурса основного оборудования подстанции осуществляется в системе с учетом количества коммутаций, мгновенных величин токов в нормальном или в аварийном режиме, время и объем ремонтов, уровни перегрузки оборудования.

10. Программный комплекс для усреднения и расчета режимных параметров - задача «Логические датчики». С помощью данной задачи можно производить расчет полной мощности, суммарной активной и реактивной мощностей, производить усреднение фазных значений токов и напряжений, вычислять баланс мощностей, легко менять размерность выводимых в таблицы сигналов, организовывать учет потребляемой и выдаваемой энергии и многое другое.

11. Программный комплекс для метрологической аттестации измерительных каналов - задача «Метрология». Задача “МЕТРОЛОГИЯ” разработана в целях оптимизации процедуры метрологической аттестации измерительных каналов АСУ ТП РПС.

12. Программный комплекс для управления цифровыми защитами позволяет обмениваться информацией с цифровыми микропроцессорными защитами (фирм ABB, «ЭКРА», «Механотроника», «Радиус», «Элтехника» и т.д.) и системами АСКУЭ по основным протоколам связи. Доступ к системе управления цифровыми защитами организован через систему паролей.

13. В качестве примера практического применения разработанного КТС можно привести АСУ ТП распределительной подстанции 110 кВ Выборгских электросетей ОАО Ленэнерго (ПС №159). В данной АСУ ТП задействованы 40 блоков защит типа БМРЗ в ЗРУ 10 кВ, 11 блоков БМРЗ в ОПУ 35 кВ, 2 функциональных контроллера, сервер, два АРМ (диспетчер подстанции и релейная служба), канал передачи информации на диспетчерский пункт ВЭС, удаленное рабочее место на ДП ВЭС и др. В комплексе реализованы все основные перечисленные выше функции. Основной объем комплекса эксплуатируется уже 3 года. Опыт эксплуатации показал, что по функционально-техническим характеристикам данный комплекс не уступает зарубежным аналогам, имеющимся в Ленэнерго, а по экономическим превосходит их.

Основными преимуществами программно-технического комплекса на базе микропроцессорных счетчиков типа ION для АСУ ТП РПС являются:

1.Возможность создания систем коммерческого и технического учета электроэнергии.

2.Возможность создания системы контроля качества электроэнергии.

3.Возможность создания системы регистрации аварийных процессов.

4.Информационная интеграция с устройствами релейной защиты и автоматики.

5.Система единого времени.

6.Буферирование информации на всех уровнях системы.

7.Максимальное использование разработок отечественных фирм.

14. Заключение. Программно-технический комплекс для интегрированной автоматизированной системы управления технологическими процессами распределительной подстанции реализован на базе технических средств отечественных и зарубежных производителей. Программное обеспечение работает под управлением ОС MS WINDOWS 2000 , QNX, программные модули реализованы с применением современных информационных технологий, протоколов TCP\IP на основе технологии Ethernet или Fast Ethernet. Комплекс разработан на современном уровне и не уступает зарубежным аналогам, а по некоторым параметрам превосходит их.

ОАО НИИПТ обеспечивает выполнение проекта с привязкой технических средств комплекса к конкретному объекту, изготовление, поставку, наладку, испытания (в том числе метрологическую аттестацию), ввод в работу, обучение персонала и необходимое сопровождение в процессе эксплуатации.

Источник: http://www.energo-info.ru