Системы телемеханики в энергетике

 

Практическая польза, получаемая от применения систем телемеханики в  энергетике, в значительной степени  зависит от объема, точности и достоверности поступающей от объекта управления измерительной информации. Качество этой информации в свою очередь определяется выбором контрольно-измерительного оборудования.

 

Одно из недавних внедрений  SICAM PAS в России было выполнено на Жигулевской ГЭС в рамках проекта по разработке системы сбора и передачи информации (ССПИ) АСДУ. Жигулевская ГЭС является одной из крупнейших гидроэлектростанций в мире по мощности и выработке электроэнергии и самым первым гигантом отечественной энергетики.

 

ССПИ АСДУ была разработана  для замены морально устаревшей и  физически изношенной системы телемеханики на базе аппаратуры ТМ-512 и УТК-1. Учитывая многолетний успешный опыт применения оборудования Siemens SIMATIC на станции, новую систему телемеханики было решено реализовать на базе ПТК SICAM PAS. ССПИ АСДУ выполняет сбор информации о текущих аналоговых и дискретных параметрах и состоянии электрооборудования ГЭС и передачу информации в оперативный измерительный комплекс СК-2003 объединенного диспетчерского управления (ОДУ) Средней Волги.

 

Все аналоговые электрические  параметры по гидроагрегатам и присоединениям собираются непосредственно программно-аппаратными средствами ССПИ АСДУ. Часть дискретных и аналоговых параметров импортируется в цифровом виде из подсистем АСУТП ГЭС. Новая система телемеханики ССПИ предусматривает регистрацию более 1700 параметров телеизмерений и более 600 телесигналов. Для регистрации электрических параметров используются измерители SIMEAS P 100, подключаемые по 4-проводной схеме с несбалансированной нагрузкой по фазам. Передача данных от измерителей параметров электрической сети и модулей распределенной периферии в ППС производится по промышленной шине Profibus DP. На физическом уровне шина Profibus организована с помощью комбинации электрических и оптоволоконных сегментов, в том числе резервированных.

 

Все данные, собираемые ППС, передаются в подсистему визуализации и архивации для предоставления клиентам ЛВС станции и хранения в базе данных. Для передачи данных в ОДУ Средней Волги используется протокол МЭК 60870-5-104, ориентированный  на взаимодействие по TCP/IP. Связь организована по резервированным выделенным каналам.

 

После начала работ на Жигулевской  ГЭС последовала разработка аналогичной системы на Саратовской ГЭС. Данная система имеет архитектуру, аналогичную ССПИ Жигулевской ГЭС, но в ней изначально реализовано полное горячее резервирование каналообразующей аппаратуры по всему тракту прохождения данных - от датчиков и измерительных преобразователей до оперативных измерительных комплексов предприятий СО ЦДУ. Для реализации такого резервирования потребовалось применение дублированной системы на базе контроллера SIMATIC S7-400H. Другими отличительными особенностями ССПИ Саратовской ГЭС являются расширенная диагностика сетевого оборудования и источников питания, а также возможность параллельной передачи информации в Саратовское региональное диспетчерское управление (РДУ) по протоколам МЭК 870-5-104 и МЭК 870-5-101.

 

Успешный опыт внедрения  SICAM PAS на станциях Волжско-Камского каскада послужил одной из веских причин в пользу выбора данного решения при замене систем телемеханики и связи на 16 тепловых станциях Волжской ТГК в Самарской, Саратовской и Ульяновской областях. Внедренная система телемеханики и связи выполняет следующие задачи:

1. измерение и сбор аналоговых параметров нормального режима работы электрической сети и силового оборудования;
2. сбор данных о положениях коммутационных аппаратов;
3. контроль достоверности получаемых данных;
4. автоматическая синхронизация с внешним эталонным источником астрономического времени и присвоение всем измерениям меток времени с требуемой точностью;
5. ведение архивов измеряемых и рассчитываемых значений;
6. представление на АРМ оперативной, отчетной и ретроспективной информации;
7. передача в автоматизированную систему системного оператора телемеханической информации по резервированным каналам в протоколах МЭК-870-5-104/101.

 

Система телемеханики реализована  на базе SICAM PAS и коммуникационного оборудования Siemens и MOXA. Данные о состоянии устройств противоаварийной автоматики импортируются из подсистемы регистрации аварийных событий на базе ПТК "Нева". Период опытной эксплуатации систем показал высокую надежность оборудования и стабильность работы программного обеспечения SICAM PAS. В настоящее время все системы введены в промышленную эксплуатацию.

 

Системы телемеханики являются ответственной частью технического обеспечения энергогенерирующих предприятий. ПТК SICAM PAS, разработанный компанией Siemens, идеально подходит для построения систем телемеханики и соответствует современным мировым и российским стандартам. В настоящее время системы на основе SICAM PAS успешно эксплуатируются на многих российских энергогенерирующих предприятиях, в том числе на 16 тепловых станциях ТГК-7 и 2 ГЭС Поволжья.

 

 

 

 

 

2 Система телемеханики "ОМЬ"

 

Система телемеханики "ОМЬ" предназначена для оперативного контроля и управления объектами энерго-, тепло- и водоснабжения и может применяться в электрических сетях и коммунальном хозяйстве. Объектами управления системы являются подстанции 35/6кВ, РП10кВ, насосные станции (контролируемые пункты -КП).

 

Система "ОМЬ" обеспечивает:

1. непрерывный сбор и контроль информации о телесигнализации (ТС);
2. телеизмерение текущих значений напряжений, токов, давления и температуры (ТИ);
3. телеуправление (ТУ).

 

Технические характеристики и состав оборудования системы «Омь» представлены в таблице 1 и таблице 2 соответственно.

 

Таблица 1 –  Технические характеристики системы «Омь»

 

Техническая характеристика	Числовое значение
Радиоканал УКВ	до 100
Диапазон частот	146-174МГц
Дальность связи	до 45 км
Расположение КП и ПУ	радиальное
Информационная емкость  КП:
- сигналов	ТС -0-124
- аналоговых измерений	ТИ -0-128
- интегральных измерений	ТИИ -0-62
- команд телеуправления	ТУ -0-60
Среднее время передачи сообщения	3 с
Диапазон рабочих температур КП	от -40° С до +50° С

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 2 – Состав оборудования контролируемых пунктов

 

Наименование	Тип	Изготовитель
Контроллер	"ОМЬ-1"	фирма "МИР"
Антенна направленная		внешние поставщики
Преобразователи измерительные:		внешние поставщики
переменного тока	"ОМЬ-2", "ОМЬ-4"	внешние поставщики
напряжения переменного тока	"ОМЬ-3"	внешние поставщики
Радиостанция УКВ	"Маяк", "Сигнал", "Моторола"	внешние поставщики
Антенный и контрольный кабель		внешние поставщики
Счетчики электрической  энергии	"Альфа", "ПСЧ-4", "ЦЭ6811" и др.	внешние поставщики

 

 

Описание системы

 

В системе учтен пятилетний опыт эксплуатации системы телемеханики на предприятиях энергетики и в коммунальном хозяйстве. Основные параметры системы по периодам опроса и хранения, отображению информации и ведению протоколов событий задаются пользователем. Система снабжена графическим редактором для создания схем подстанций. Файлы базы данных создаются системой автоматически по описаниям схем и сигналов КП, введенным диспетчером. Система «Омь» показана на рисунке 1.

Рисунок 1 – Схема системы  телемеханики «Омь»

В системе "ОМЬ" имеется  возможность создания и вывода графиков токов, напряжений, мощности и давления по всем потребителям. Система "ОМЬ" может работать в режиме удаленного терминала в локальных сетях  различной конфигурации. С любой  станции локальной сети можно  получить информацию, доступную с  рабочего места диспетчера. При этом ПЭВМ диспетчера работает как ретранслятор. В основном режиме работы система "ОМЬ" автоматически, с заданным периодом, опрашивает КП и собирает информацию о срабатывании сигнализации, отклонениях параметров от установок, телеизмерениях. При обнаружении неисправностей диспетчеру выдается звуковой сигнал, на экран терминала выводится схема КП и неисправный объект помещается в мигающую рамку. В рамке отображается динамическое значение параметра, дополнительно выводится транспарант с диагностическими сообщениями с одновременной фиксацией в файлах протоколов. В любой момент времени диспетчер может включить (отключить) КП, запросить с КП ТС/ТИ, войти в режим телеуправления и включить (отключить) требуемый объект. При необходимости можно просмотреть и откорректировать таблицы базы данных, просмотреть и напечатать графики и протоколы.

 

Монтаж, запуск и обслуживание

 

Монтаж оборудования на КП выполняется специалистами фирмы.

Сроки поставки и запуска  системы зависят от количества телемеханизируемых объектов и составляют от 2 до 6 месяцев.

Срок гарантийного обслуживания -2 года, в дальнейшем может производиться сервисное обслуживание.

 

Предлагаемая система "ОМЬ" позволит Вам быстро автоматизировать управление различными технологическими процессами. При этом весь пункт  управления может быть установлен прямо  у рабочего места диспетчера. Если у Вас возникли трудности с  проводными линиями связи, то система "ОМЬ", используя свои возможности  передачи данных по радиоканалу, успешно  решит эту проблему.

Сертификаты Госстандарта №  № 2232, 2684, 2685,

 лицензии ОМК №  003105, № 11-96

Изготовитель:

Научно-производственная фирма "МИР"

3 Система автоматизации  ПС iSCS

 

iSCS - Integrated Substation Control System (производства General Electric Energy) – интегрированная система управления подстанцией, обеспечивающая комплексную автоматизацию технологических процессов подстанции.

 

Ядром iSCS являются многофункциональные устройства iBOX/D25/D20/D200 и система управления (HMI/SCADA) PowerLink Advantage. Структурная схема, состоящая из данных устройств, представлена ниже на рисунке 2.

Рисунок 2 – Структурная схема системы автоматизации ПС iSCS

 

Многофункциональные устройства iBOX/D25/D20/D200/D400 могут выполнять любую из следующих функций (или сразу несколько):

Функции центрального вычислительного  устройства (ЦВУ): выполнение технологических алгоритмов управления подстанцией и контроль работы как электрооборудования, так и оборудования автоматизации;

Функции программируемого логического  контроллера (ПЛК): функциональные возможности ПЛК в устройствах реализуются при помощи программного приложения LogicLinx DTA (IEC 61131-3), обеспечивающего выполнение циклических алгоритмов, и программного приложения Calculator DTA, обеспечивающего выполнение алгоритмов по событиям;

Функции удаленного терминала (RTU): сбор и передачу данных телеметрии в вышестоящие диспетчерские центры, выполнение команд телеуправления;

Функции концентратора данных: сбор данных от различных устройств (существующих и устанавливаемых  при реализации iSCS на подстанции);

Функции конвертера протоколов: сбор данных с устройств по фирменным протоколам производителей устройств, и передачу данных в ЦВУ подстанции по современным протоколам информационного обмена (МЭК 61850, МЭК 60870-5-101/103/104, DNP3.00);

Функции шлюза для доступа  к устройствам нижнего уровня: организация виртуального канала из удаленного диспетчерского центра для настройки и конфигурирования подключенных устройств нижнего уровня;

Функции измерительных и  регистрирующих устройств: измерение  параметров электрического режима с высокой точностью,  расчет активной/реактивной/полной электроэнергии, контроль ПКЭ (только D25), регистрация аварийных и переходных процессов (только D25).

Так же в состав iSCS могут входить терминалы релейной защиты и автоматики, устройства диагностики и мониторинга трансформаторного оборудования,  существующие устройства контроля/защиты присоединений и автоматизированные системы подстанции. Данные устройства/системы могут относиться к любому производителю, единственным требованием к ним является поддержка международных протоколов информационного взаимодействия (МЭК 61850, МЭК 60870-5-101/103/104, DNP3.00, Modbus и т.д., всего более 100 протоколов) для их интеграции в iSCS.