CC BY
236
Черкасов А.В.
АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА КОНТРОЛЯ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ВВЕДЕНИЕ
Существует ряд актуальных проблем, связанных с недостаточно высокой эффективностью работы распределительных электрических сетей. К их числу следует отнести:
низкий уровень надежности электроэнергетического оборудования, как правило, связанный с предельным износом и неудовлетворительной работой электроустановок, систем автоматики, защиты, сигнализации;
отсутствие своевременной, достоверной оперативной информации о режимах работы энергосистемы; низкая эффективность оперативного управления режимами электрических сетей при плановых переключениях и устранении аварий;
недопустимо высокий уровень потерь электроэнергии;
недоотпуск электроэнергии вследствие отказов оборудования и возникновения аварийных режимов. Вопрос учета электрической энергии наиболее актуален в сложившихся рыночных отношениях. Основная сложность заключается в том, что дать достоверную оценку потерям электрической энергии в распределительных сетях практически невозможно при имеющихся технических и организационных проблемах в структуре учета электрической энергии [1].
Все вышеперечисленные проблемы являются актуальными и широко обсуждаются в нашей стране и за рубежом [2]. Задачу обеспечения надежности электрического оборудования можно решить путем замены устаревшего изношенного оборудования на новое, но этот способ связан с необходимостью значительных капиталовложений. Вместе с тем эффективным средством решения этих проблем может стать внедрение информационной автоматизированной системы контроля режимов электрической сети в реальном времени. Опыт установки и эксплуатации такой системы обсуждается в настоящей работе.
ОПИСАНИЕ ОБЪЕКТА АВТОМАТИЗАЦИИ
В качестве объекта автоматизации была выбрана распределительная подстанция 35/6 кВ "Ключевая". Данный объект входит в состав предприятия распределительных электрических сетей ФГУП "13 электрическая сеть ВМФ". Подстанция расположена в Приморском крае в п. Кневичи. Подстанция имеет открытое распределительное устройство (ОРУ) напряжением 35 кВ, два воздушных ввода от независимых источников подстанций "Касатка" и "Артемовская", два силовых трансформатора ТМН-4000/35, выключатели: два линейных С-35-630-10АУ1, один секционный и два по высокой стороне силовых трансформаторов. Закрытое распределительное устройство (ЗРУ) 6 кВ имеет две секции шин, выключатели ВК-10 два из них на вводах от силовых трансформаторов, один секционный и шестнадцать на линии отходящих присоединений. Основные потребители, присоединенные к подстанции "Ключевая" это: аэропорт ЗАО "Владивосток-Авиа"; авиаре-
монтный завод "388 АРЗ"; а так же ряд объектов трансформаторных подстанций 6.0/0.4 кВ распределительной электрической сети. Основными предпосылками при выборе подстанции "Ключевая" для внедрения автоматизированной системы контроля послужили: удаленность объекта на расстояние 36 км от главного диспетчерского пункта (ДП) и наличие ответственных потребителей.
НАЗНАЧЕНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ
Процесс производства и распределения электрической энергии между потребителями, связанными с электрическими подстанциями высоковольтными линиями электропередачи, является классическим примером сложных технологических процессов, требующих применения телемеханических методов и средств централизованного управления и контроля. Автоматизированная система контроля режимов электрических сетей предназначена для выполнения следующих задач и функций:
обеспечения централизованного управления и контроля сложных режимов электрической сети, содержащей многочисленные территориально распределенные, но связанные единым технологическим процессом объекты;
эффективного управления режимами электрической сетей из ДП, куда должна поступать необходимая информация от контрольного пункта (КП) электрической сети;
обработки информации о текущем состоянии контролируемых объектов и представления ее в удобном для пользователя виде;
сбора контрольной и командной информация, поступающей в ДП в темпе текущего управляемого технологического процесса, что означает минимальное запаздывание при передаче информации и управляющих воздействий;
обеспечения высокой надёжности доставки информации и её достоверности, поскольку ущерб от передачи ошибочных команд или других оперативных сообщений и задержка в передаче этих сообщений могут привести к большим экономическим потерям, а в отдельных случаях и к аварийным режимам. Автоматизированная система должна отвечать следующим эксплуатационным требованиям:
надёжность доставки информации и её достоверность должны обеспечиваться в условиях повышенного уровня помех, характерных для радиоканала;
обеспечивать передачу в центр управления достоверной информации из пунктов электрической сети о реальном текущем состоянии процесса и выдавать диспетчеру эти данные в таком виде, чтобы он был в состоянии быстро и точно реагировать на отклонения режима электроснабжения от нормы; сохранять весь объем собранной информации о КП и автоматически вести журнал событий; человеко-машинный интерфейс программного обеспечения (ПО) должен быть интуитивно понятен; обладать функциями самоконтроля устройств с автоматической сигнализацией неисправностей и ремонтопригодностью отдельных плат и блоков;
автоматизированная система также должна допускать относительно несложную перестройку при расширении (наращивании) информационного объёма и обеспечивать совместимость с существующими системами и аппаратурой каналов связи, находящимися в эксплуатации;
автоматизированная система должна иметь возможность эксплуатации в различных условиях окружающей среды: повышенной влажности, широкого диапазона температур.
ОПИСАНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ
Система разработана и собрана на базе оборудования телемеханики, выпускаемого НПО "Мир". После проведения предпроектных исследований, в соответствии с географическими условиями и требованиями к каналу связи, было разработано техническое задание, в котором были сформулированы технические условия. При подготовке технических условий типовая структура системы на проектном этапе претерпела ряд изменений. Изменения в основном потребовались в организации канала связи. Связь с КП обеспечивается по радиоканалу, т.к. нет проводных каналов. Здесь возник ряд трудностей, обусловленный удаленностью контрольного пункта "Ключевая" от ДП. Решение было найдено путем изменения структуры системы и создания дополнительного промежуточного канала, а так же сокращения расстояния по радиоканалу. С уче-
том требований к автоматизированной системе был выбран комплекс технических средств для оборудования главного ДП, промежуточного ДП, КП и автоматизированных рабочих мест (АРМ) пользователей.
Состав оборудования главного ДП г. Владивостока:
АРМ диспетчера на базе компьютера Intel P4 с установленным соответствующим программным обеспечением;
АРМ техника по учету электрической энергии; модем ADSL;
блок питания ББП-3/20;
источник бесперебойного питания APC 1000; комплект интерфейсных кабелей;
Состав оборудования ДП промежуточного уровня в п. Кневичи:
сервер на базе компьютера Intel P4 с установленным соответствующим программным обеспечением (ПО); модем МР02 производства НПО "Мир"; радиостанция Motorola GM340; блок питания ББП-3/20;
источник бесперебойного питания APC 1000; комплект интерфейсных кабелей;
направленная антенна и высокочастотный кабель;
Состав оборудования КП:
измерительные датчики тока и напряжения ПТ (преобразователь тока), ПН (преобразователь напряжения);
счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ; шкаф контроллера ОМЬ-1.04 в сборе; направленная антенна, высокочастотный кабель;
Автоматизированная система работает по следующей схеме. Контроллер ОМЬ-1.0 4 собирает и обрабатывает информацию о режиме электроснабжения КП подстанции "Ключевая". Контроллер состоит из следующих субблоков:
блок питания БП6 обеспечивает питающими напряжениями функциональные субблоки, радиостанцию и датчики;
блок АРК2 выполняет функции центрального процессора и управляет работой субблоков, входящих в контроллер, поддерживает протоколы связи, преобразует сигналы для передачи по радиоканалу и при приеме из радиоканала, хранит результаты опросов субблоков;
блок ТИТ2 преобразует аналоговые значения тока измерительных преобразователей в цифровые значения;
с помощью субблока ТС2 субблок АРК2 опрашивает каналы телесигнализации;
через субблок ТУ АРК2 управляет работой масляных выключателей (МВ), подавая управляющее напряжение на их приводы;
блок АПИ2 обеспечивает чтение и обработку данных интеллектуальных счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.
Диспетчерский пункт формирует запросы информации, КП по запросу информации передает накопленные данные на сервер ДП, при этом порядок очередности информации о режимах электроснабжения соответствует приоритетам, заданным ДП. Далее ДП передает информацию на верхний уровень АРМ-ам главного ДП и техника по учету электрической энергии.
Система состоит из устройств ДП и КП, соединённых каналом связи. Структура автоматизированной системы является двухуровневой, поскольку в работе находятся два ДП. Диспетчерский пункт в п. Кневичи выполняет функцию транзита информации. ДП в г. Владивостоке является главным пунктом управления режимами электрической сети. Структурная схема автоматизированной системы контроля режимов электроснабжения представлена на рис. 1.
На ДП устройством отображения и ввода оперативной информации является ЭВМ. Она используется для отображения и регистрации оперативной информации и для расширения сервисных функций при обслуживании. На дисплее отображаются основные средства общего пользования: мнемоническая схема контролируемого объекта (ПС 35/6 кВ "Ключевая"). На дисплее отображены так же элементы управления, мнемосхема управляемого объекта с сигнальными объектами и информационными полями.
ЭВМ получает телеинформацию непосредственно от устройств автоматизированной системы и обрабатывает её в режиме реального времени. Оперативная информация от диспетчера вводится в ЭВМ через функциональную клавиатуру.
Рисунок 1. Структурная схема системы
Программный комплекс предназначен для создания человеко-машинного интерфейса систем сбора и отображения данных телемеханики и управления объектами электроэнергетики. Комплекс выполняет функции сбора, обработки, хранения и отображения информации о состоянии объектов автоматизированной системы, а также функции управления объектами и учета потребленной активной электроэнергии.
Комплекс позволяет:
оперативно создавать АРМ диспетчера, АРМ служб, использующих данные автоматизированной системы в электроэнергетике без дополнительного программирования;
отображать условные изображения объектов автоматизированной системы с учетом их текущего состояния;
оперативно отображать аварийные события на объектах в графическом, табличном и звуковом виде;
сохранять и отображать протокол (журнал событий);
сохранять и отображать графики измеряемых величин;
отображать состояние автоматизированной системы и каналов связи;
дистанционно управлять режимами электрических сетей;
В состав комплекса входят:
программа "СЕРВЕР ОМЬ", которая является ОРС-сервером для комплекса;
программа "ПРОТОКОЛ", которая обеспечивает оповещение оперативного персонала об аварийных событиях, прием подтверждений информации об аварийных событиях и регистрацию информации об аварийных событиях в базу данных (БД). В процессе работы комплекса программа "ПРОТОКОЛ" вызывается автоматически, с помощью технологии "СОМ";
программный пакет GraphWorX32 полностью соответствует требованиям, предъявляемым к ОРС-клиенту, и поддерживает технологии ActiveX и ОЬЕ предназначен для отображения контролируемых технологических параметров и оперативного диспетчерского управления на верхнем уровне;
программа "ОРС СБОР", предназначена для сбора и обработки данных, доставки обработанных данных и их дальнейшего использования другими программами;
программа ОРС АРХИВАТОР, предназначена для сбора данных измеряемых величин (токов, напряжений) и их архивирования;
компонент ГРАФИКИ полностью соответствует требованиям, предъявляемым к ОРС-клиенту, и поддерживает технологии ActiveX и ОЬЕ предназначен для графического отображения контролируемых технологических параметров комплекса;
программа ЦЕНТР УПРАВЛЕНИЯ, предназначена для запуска всех программ и компонентов, входящих в состав проекта;
клиентская часть компоненты "СЕРВЕР АВТОРИЗАЦИИ", предназначенная для связи с серверной частью компонента "СЕРВЕР АВТОРИЗАЦИИ".
Все программы, связанные с ОРС-сервером напрямую, являются его ОРС-клиентами.
Для связи АРМ с серверами и драйверами, передающими данные режимов электроснабжения от источников измерений КП, используется ОРС-технология. Для хранения измеренных данных в комплексе используются структуры с открытым форматом, доступные для дополнительной обработки стандартными средствами. Основная цель ОРС-технологии - стандартизация связи систем человеко-машинного интерфейса с техническими средствами. Все особенности аппаратной части скрыты в отдельной программе, которая называется ОРС-сервером. Программы, использующие ОРС-сервер для получения данных, называются ОРС-клиентами.
Программный интерфейс ОРС-сервера является единообразным для ОРС-клиентов и не зависит от используемых технических средств.
При описании программ, входящих в состав комплекса, указывается, являются ли они ОРС-клиентами для одного или нескольких ОРС-серверов. Это важно знать для правильного понимания работы комплекса. Примерная структура автоматизированной системы на основе ОРС-технологии представлена на рис. 2.
| Контроллер Контроллер Контроллер Контроллер |
(Драйвер канала 1 ^^(Драйвер канала N
^ ОРС - сервер 1 ^у^ОРС - сервер
^ ОРС - клиент 1 ^^^ОРС - клиент
Рис. 2. Схема ОРС технологии
Кроме того, несколько ОРС-клиентов могут подключаться к одному ОРС-серверу и несколько ОРС-серверов могут обслуживать одного ОРС-клиента.
Данные, которыми обмениваются ОРС-клиент и ОРС-сервер, представлены в виде тегов. Тег может соответствовать значению входа контроллера, например: тег "Канал1.КП01.ТС1.ТС45" соответствует входу
ТС45 в КП01, полученному по каналу связи 1.
Тег может содержать данные о состоянии радиосвязи, неисправности контроллера и его составных частей, состоянию КП или канала и т.п. Тег идентифицируется своим именем, обычно составным. Тег имеет набор свойств, например, каждый тег снабжен временем последнего измерения (Timestamp) и параметром качества (Quality). Параметр качества характеризует достоверность измерения. Наличие других свойств зависит от тега. Работа со свойствами тега не отличается от работы с тегами. ОРС-сервер предоставляет ОРС-клиенту набор тегов, доступных для использования. ОРС-клиент регистрирует необходимые ему теги ОРС-сервера. ОРС-клиент регистрирует группы логически взаимосвязанных тегов, например, относящихся к одному контроллеру. При регистрации ОРС-клиент для каждой группы тегов должен указать необходимую ему периодичность обновления данных и зону нечувствительности контролируемого параметра (в ее пределах параметр считается не изменившимся). ОРС-сервер обеспечивает заданную частоту обновления при наличии возможности. ОРС-клиент может запрашивать данные по группе тегов, либо получать эти данные периодически. Теги со стороны ОРС-клиента могут быть доступны для чтения (измерения) и для записи (управления). ОРС-сервер работает с каждым ОРС-клиентом индивидуально, т.е.
ОРС-клиенты создают свои группы тегов с индивидуальными параметрами. Если все ОРС-клиенты отключились от ОРС-сервера, то ОРС-сервер прекращает работу.
ОРС-сервер, реализующий интерфейс доступа к данным, не выполняет никаких функций по архивированию
- вся ответственность за сохранение данных лежит на ОРС-клиентах.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В настоящий момент, описанная выше система находится в промышленной эксплуатацию. Общая стоимость автоматизированной системы составляет 2137 тыс. руб, в том числе стоимость оборудования - 2137 тыс. руб.; проектные работы - 14 0 тыс. руб.
Использование системы позволило:
обеспечить передачу в центр управления своевременной, достоверной информации из КП подстанции "Ключевая" о реальном текущем состоянии режима электроснабжения и выдавать диспетчеру эти данные в удобном виде, чтобы он мог быстро и точно реагировать на отклонения режима от нормы;
передавать по каналам связи значения непрерывно изменяющихся параметров контролируемых процессов (мощности, напряжения, токов.). Телеизмерения передаются либо непрерывно, либо по вызову диспетчера.
Контролируемый параметр телеизмерений (ТИ) может характеризоваться либо текущими мгновенными, либо интегральными значениями за заданный интервал времени;
передавать дискретные сигналы о состоянии контролируемого оборудования (положение выключателей мощности, и аварийной предупредительной). Передача телесигнализации (ТС) осуществляется спорадически
- при изменении состояния контролируемого объекта;
выполнять функцию телеуправления (ТУ) - дистанционно управлять режимами электроснабжения, передавать по каналам связи команды от диспетчера (оператора) к коммутационным аппаратам (выключателям мощности) для изменения положения оперативного оборудования;
программное обеспечение позволяет суммировать данные ТИ и образовывать обобщённые сигналы ТС автоматически или по заданию диспетчера, указывать пределы контролируемых параметров, автоматически регистрировать события с указанием времени, контролировать каналы связи и устройства автоматизированной системы с регистрацией ошибок и неисправностей, оценивать состояние контролируемого процесса в реальном времени, формировать графики плановых и текущих значений контролируемых параметров, формировать формы представления информации на экране дисплея с указанием текущих значений информации ТИ и ТС; обеспечивать диалог оператор-система.
Непосредственный экономический эффект от внедрения автоматизированной системы электроснабжения подстанции "Ключевая" сложно определить конкретной цифрой. Тем не менее его можно рассмотреть, как сокращение затрат и издержек на обслуживание распределительной электрической сети. В результате чего оперативные переключения стали осуществляться удаленно без участия (выездов) оперативного персонала. При этом не используются механические транспортные средства. Снижены трудочасы и затраты на заработную плату. Наблюдается сокращение затрат на механические транспортные средства и горюче-смазочные материалы. Функция мониторинга и телеуправления режимов работы и возможность предотвращения отказов электрооборудования снижает вероятность аварийных ситуаций вследствие чего сокращаются затраты на ремонтно-восстановительные работы. За счет повышения надежного устойчивого электроснабжения потребителей наблюдается снижение недоотпуска электроэнергии и сокращение расходов по исковым издержкам.
Следует отметить пути совершенствования и развития системы. Следует создать на основе базы данных SQL, в которую поступают и хранятся данные измерений и сигнализации, базу данных технических характеристик, отказов, срабатываний электрооборудования. Создать алгоритмы их оценки, что бы в будущем разрабатывать планы ремонтных работ и затрат на поддержание надежного состояния технологического режима электрической сети.
В системе отсутствует математический аппарат обработки полученных данных. Недостаточно функций по обработке полученных оперативных данных ТИ и ТС. Нет средств автоматического прогнозирования и выдачи рекомендаций для диспетчера на основе анализа полученных данных. Другими словами, отсутствует математический аппарат и программные средства, позволяющие анализировать накопленную информацию, рассчитывать возможные варианты развития ситуации и предлагать диспетчеру рекомендации для принятия решения.
ЛИТЕРАТУРА
1. Бохмат И.С., Воротницкий В.Э., Татаринов Е.П. Снижение коммерческих потерь в электроэнергетических системах. // Электрические станции. - 1998. - № 9. С. 12-21.
2. Sanjaya Singhal. Revenue protection and a deregulated environment // Metering International Issue 1, 1999, Pp. 34-37/
