Телекоммуникационные технологии в управлении Кузбасской энергосистемой

Фальков В. И., èíæ.

Кузбассэнергосвязь ОАО Кузбассэнерго

Одновременно с образованием Кузбасской энергосистемы (3 июля 1943 г.) была создана служба диспетчерского технологического управления (СДТУ).

Основной задачей СДТУ являлось обеспечение надежной и бесперебойной диспетчерской и технологической связью электрических станций и подстанций, входящих в состав энергосистемы.

Новые экономические условия, в которые вступила страна в 90-х годах, повлекли за собой изменения подхода к организации управления энергосистемой. Возникла необходимость решения множества финансовых, экономических, управленческих и общехозяйственных задач в реальном масштабе времени.

Решить их, опираясь на существующую в то время систему управления, основой которой является система телекоммуникаций, было невозможно.

В связи с этим в 1994 г. советом директоров ОАО Кузбассэнерго было принято решение о строительстве во- локонно-оптических линий связи (ВОЛС) и создание на их основе современных цифровых систем телекоммуникаций.

Прокладку ВОЛС было решено осуществлять в грозозащитном тросе, по существующим высоковольтным линиям электропередачи. Параллельно решился вопрос замены самого грозозащитного троса, выработавшего свой ресурс.

Строительство было начато в 1995 г., а в 1997 г. введена в эксплуатацию ВОЛС общей протяженностью 350 км на участке г. Кемерово – г. Новокузнецк, объединившая основные электроэнергетические объекты энергосистемы.

С целью эффективного использования созданной системы связи и дальнейшего ее развития на базе Центральной службы СДТУ 1 III 1997 г. создается филиал Кузбассэнергосвязь ОАО Кузбассэнерго.

Строительство ВОЛС и создание филиала дало толчок к бурному разви-

тию телекоммуникационных услуг в энергосистеме. Цифровая связь позволила отказаться от арендованных каналов, при этом полностью обеспечив качественной и надежной диспетчерской и технологической связью подразделения ОАО Кузбассэнерго.

Строительство ВОЛС на достигнутом не остановилось, идет увеличение протяженности “волокна”, оно охватывает все больше объектов. В

22

2003, ¹ 6

2002 г. была достроена ВОЛС до Южно-Кузбас- ской ГРЭС, расширена сеть в г. Новокузнецк и г. Кемерово.

В 2002 г. была смонтирована, налажена и введена в эксплуатацию система синхронной цифровой связи SDH, взамен выполнившей свою задачу PDH.

Построенная система имеет два существенных преимущества перед старой:

1.Позволяет, на основе взаимного резервирования оптических кабелей ОАО Кузбассэнерго и ОАО Сибтелеком организовать кольцевую структуру, тем самым исключить потерю связи в случае отказа одного из ее элементов или волокна на одном из участков.

2.Возможность осуществления постоянного, в реальном масштабе времени мониторинга всей сети комплексом программно-аппаратных средств позволяет организовать управление системы с одного узла связи.

С целью повышения качества технологической связи в период с 1998 по 2002 г. введены в эксплуатацию семь цифровых автоматических телефонных станций (АТС) на крупнейших объектах, увязанные цифровыми потоками в единую сеть.

Используя широкие возможности цифровой сети, в 2001 г. была введена в эксплуатацию крупнейшая в сибирском регионе корпоративная сеть передачи данных (РКСПД), объединяющая локальные компьютерные сети 22 филиалов энергосистемы, расположенных по всей территории области.

Создание региональной корпоративной сети позволило предприятиям энергосистемы перейти на качественно новый уровень обмена оперативной информации с использованием современных технологий передачи данных.

Используя в своей основе цифровые каналы, работает и в настоящее время продолжает развиваться современная единая сеть транкинговой и пейджинговой связи, позволяющая мобильным абонентам на основной территории области использовать телефонную сеть ОАО Кузбассэнерго, что в свою очередь способствует оперативности ведения работ по эксплуатации и ремонту линий электропередачи.

Организация общероссийского оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности обусловливает повышение требований точности к автоматизированной системе контроля и учета энергии (АСКУЭ), интеграции ее с банковскими системами для контроля и ускорения платежей на рынках энергии и мощности.

Современное состояние технических средств учета электрической и тепловой энергии, осна-

щенность энергосистемы средствами вычислительной техники создают предпосылки для создания и совершенствования АСКУЭ, обеспечивая выда- чу информации в реальном масштабе времени на все уровни управления и в обслуживающие банки.

Продолжаются работы по включению системы АСКУЭ в сеть передачи данных для получения информации в режиме реального времени.

На основе корпоративной сети передачи данных и выбранного в качестве платформы для построения корпоративной информационной системы программного обеспечения Oracle Applications (Oracle e-Business Suite) создается интегрированная автоматизированная система управления ОАО Кузбассэнерго.

Планируется поэтапное внедрение корпоративной системы управления Oracle Applications, которая представляет собой комплекс приложений для управления крупным предприятием, включающий в себя такую функциональность, как управление финансами, управление персоналом, управление материальными запасами, управление непрерывным производством. Система реализована полностью с использованием интернет-технологии, что значительно улучшает оперативность доступа к данным, актуальность данных, а также облегчает администрирование удаленных рабочих мест. Данная технология особенно актуальна для ОАО Кузбассэнерго, которое имеет множество территориально удаленных филиалов.

Сегодня можно уверенно сказать, что система связи, созданная на базе ВОЛС, позволяет успешно решать задачи организации бесперебойной диспетчерской и технологической связи, выйти на новый качественный уровень управления. Подтверждением служит тот факт, что в течение последних лет в энергосистеме при возникновении нештатных ситуаций ни разу не было потеряно управление, что, в свою очередь, исключило развитие инцидентов, способных привести к серьезным системным авариям.

Кроме того, построенная система позволила филиалу Кузбассэнергосвязь не только решить задачу по обеспечению ОАО Кузбассэнерго всеми видами связи, а также предоставлять широкий спектр услуг на рынке телекоммуникаций Кузбасса и стать одним из крупнейших операторов связи на территории области, имеющим все необходимые лицензии.

Постоянно совершенствующаяся и развивающаяся система связи, строящаяся в соответствии с концепцией развития Кузбасской энергосистемы, обеспечила в течение всего периода своего существования эффективное функционирование объединения.

2003, ¹ 6

23

Внедрение и развитие АСДУ в Северных электрических сетях ОАО Кузбассэнерго

Воров Ю. Л., Махиборода В. А., инженеры

Северные электрические сети ОАО Кузбассэнерго

Â1992 г. на базе ЭВМ СМ1810.42 и телемеханической аппаратуры ТМ120 в Северных электри- ческих сетях была внедрена диалоговая информа- ционно-управляющая система. Эксплуатация этой системы показала преимущества оперативно поступающей информации и анализ на ее основе состояния энергетической системы. Но физический

èморальный износ как телемеханической аппаратуры, так и ЭВМ поставил вопрос о перспективе дальнейшего развития АСДУ.

Âмарте 1998 г. был подписан приказ и создана конкурсная комиссия для проведения тендера на разработку и модернизацию АСДУ, в результате которого предпочтение было отдано ООО “АББ Автоматизация”.

Это предприятие предлагало не только поставку современной системы управления (протестированной в России в соответствии с высшими стандартами качества и адаптированной к требованиям российских энергообъектов), но и экономиче- ски высокоэффективное решение на протяжении всего жизненного цикла оборудования.

MicroSCADA – торговое название одного из программных продуктов концерна АВВ, относящихся к семейству, так называемых, SCADA-сис- тем (SCADA – Supervisory Control And Data Acquisition, в дословном переводе с английского – диспетчерское управление и сбор данных), получившему за последнее десятилетие широкое применение во всем мире (на начало 2002 г. – около 2500 инсталляций, более чем в 40 странах) в системах автоматизации различных энергообъектов на базе персональных компьютеров (ПК) и микропроцессорной техники. Система MicroSCADA предназна- чена для построения открытых, гибких, легко расширяемых одно- и многоуровневых систем управления распределительными сетями в области энерго- и электроснабжения. Разработка и усовершенствование отдельных компонент системы MicroSCADA с ориентацией на различные прикладные области применения ведутся в сорока производственных центрах АВВ, например в Швеции, Швейцарии, Германии, Дании, Финляндии и России начиная с 1984 г. Новая версия системы MicroSCADA работает на базе операционной системы Microsoft Windows 2000. Поставку системы заказ- чикам в различных странах мира производят реги-

ональные инженерные центры АВВ на основе лицензионных соглашений с разработчиком. В России функции такого центра для поставок АСДУ выполняет отдел АСУ Энергоснабжения компании “АББ Автоматизация”.

Архитектура системы управления MicroSCADA. Структура системы управления некоторой распределительной сетью, построенной на основе технологии MicroSCADA, как правило, содержит следующие подсистемы и устройства: подсистему верхнего уровня, подсистему нижнего уровня и устройства связи, которые объединяют подсистемы в информационно-вычислительный комплекс.

Подсистема верхнего уровня, расположенная в диспетчерском центре (ДЦ), включает: сервер базовой системы MicroSCADA; сервер прикладных программ; графические рабочие станции операторов (в том числе удаленные); периферийное оборудование (принтеры, устройства аудио-видео сигнализации, внешние часы, мнемощит и др.); серверы связи (ЦППС), которые связаны локальной вычислительной сетью (ЛВС).

Сервер базовой системы и сервер связи могут быть резервированными. Сервер прикладных программ и сервер связи могут быть интегрированными с сервером базовой системы.

Подсистему нижнего уровня образуют устройства процесса: удаленные терминалы (RTU), программируемые логические контроллеры (PLC), устройства телемеханики (ТМ), релейные устройства, электронные интеллектуальные устройства (IED) и др.

Связь подсистем верхнего и нижнего уровней

осуществляется с помощью устройств дистанционной связи (линии и каналы связи, модемы, адаптеры и др.). В случае иерархической структуры управления системы MicroSCADA диспетчерские центры могут связываться в единую информационную сеть через серверы связи и устройства связи. Сеть MicroSCADA может подключаться к другим ДЦ, базирующимся на оборудовании другого исполнения.

Функции системы MicroSCADA. MicroSCADA – программируемая система контроля и управления технологическим процессом (распределительной сетью), функционирующая на базе персональных

24

2003, ¹ 6

компьютеров и микропроцессоров, которая обеспечивает выполнение следующих базовых функций:

сбор и первичная обработка информации телеконтроля (ТС и ТИ) от устройств процесса;

организация и ведение оперативной базы данных (БД) процесса, обновляемой в темпе процесса; дополнительная обработка информации, расче- ты, формирование ретроспективных отчетов и со-

хранение их в специальной неоперативной БД; контроль за состоянием объектов управления,

формирование предупреждающих и аварийных сигналов и сообщений, управление событиями и аварийными сигналами;

ручной ввод данных и команд управления с помощью средств человеко-машинного интерфейса; формирование и передача команд телеуправления устройствам процесса с предварительной про-

веркой возможности операций; выполнение автоматических процедур управ-

ления по заданным условиям; контроль и управление доступом пользовате-

лей системы; автоматическая самодиагностика состояния

оборудования системы управления, устройств связи и устройств процесса;

автоматизация ведения оперативной диспет- черской документации установленной формы;

обеспечение обмена информацией с другими программными пакетами, БД и АСУ на данном или верхнем уровнях управления;

системное обслуживание и администрирование системы;

графический интерфейс пользователей для взаимодействия с системой управления и с управляемым процессом, построенный по стандартам Windows;

циклическая синхронизация системного времени и ряд других функций.

Базовые функции системы управления реализуются стандартным программным обеспечением (ПО) базовой системы MicroSCADA в реальном масштабе времени. Дополнительные необходимые пользователям функции могут быть включены в систему из библиотек стандартных функций LIB5ХХ, реализованы с помощью языков программирования SCIL, Visual SCIL или обеспечены за счет использования стандартных прикладных пакетов программ производства АВВ, а также других разработчиков благодаря модульной структуре ПО и открытости системы. В MicroSCADA имеются следующие интерфейсы JAVA-API, Communication Program Interface (CPI) для связи с КП и контроллерами производства не АВВ, OPC DA клиент и сервер, DDE клиент и сервер, SCIL-API для связи с программами C и C++, ODBC SQL клиент.

Дистанционное терминальное устройство телемеханики RTU211. Функциональные воз-

можности системы MicroSCADA и эффективность ее применения для контроля и управления значи- тельно повышаются в случае использования в ка- честве устройств телемеханики для связи с процессом производимых АВВ дистанционных терминальных устройств (контроллеров процесса) RTU211.

Удаленный терминал RTU211 является стандартной системой телеуправления, предназначенной для использования в системах управления сетями, разработанных как центрами АВВ, так и другими производителями. RTU211 легко адаптируется к различным средам передачи и различным режимам трафика. Он имеет микропроцессорное управление, модульную структуру и разработан для применения на объектах с числом сигналов (ТС, ТИ и ТУ) в диапазоне от 20 до 1720.

RTU211 позволяет гибко программировать режимы сбора, первичной обработки и передачи данных, устройство также может обеспечивать выполнение ряда программируемых функций локальной автоматизации (ЛАФ).

Сбор и выдача данных процесса выполняется платами ввода/вывода. Каждая из таких плат имеет свои часы реального времени, память для буферирования и рабочий процессор, который выполняет основные функции ввода вывода и предварительную обработку данных. Это снижает нагрузку на рабочий процессор центрального управляющего блока и на среду передачи данных. Тем самым обеспечивается высокая производительность обработки сигналов, захват лавинообразных сигналов с точностью 1 мс и высокая точность обработки аналоговых сигналов 0,25%.

В RTU560 имеются платы прямого подключе- ния 23DP61 с входами 100 В переменного тока и 5 А переменного тока. 23DP61 позволяют производить замер следующих величин в реальном масштабе времени: три значения линейных напряжений, три значения фазных напряжений, три значе- ния фазных токов, ток небаланса, напряжение нулевой последовательности, активную, реактивную и полную мощность, cos , частоту, три значения провала по напряжению пофазно, три значения коэффициента гармоник пофазно, активную энергию, прямую и обратную, реактивную энергию, прямую и обратную.

К сожалению, сложившееся тяжелое финансовое положение в стране, в том числе и в энергетике, затянуло процесс подписания контракта с ООО

“АББ Автоматизация” до 2000 г.

Контракт предполагает телемеханизацию на основе контроллеров RTU211 35 подстанций с разбивкой на несколько этапов (в зависимости от выделяемых источников).

Первая очередь комплекса АСДУ на базе MicroSCADA и контроллеров RTU211 была введена в

эксплуатацию в июне 2001 г. и включала в себя по-

2003, ¹ 6

25

ставку и установку аппаратного и программного обеспечения для диспетчера и главного инженера, контроллеров для трех подстанций.

На этом же этапе специалистом отдела АСУ была выполнена работа по стыковке MicroSCADA с телемеханическим комплексом ТМ120, что обеспечило целостность системы в переходный период ее замены на RTU. Вторая очередь была введена в

полном объеме в сентябре 2002 г. и включала ввод пяти подстанций. Работа по вводу четырех подстанций третьего этапа выполнялась в октябре – декабре 2002 г.

В настоящее время используется следующее число сигналов: ТУ – 584, ТИ – 1053, ТС – 882, телеучет – 36. Для связи с подстанциями используются радиомодемы Integra-TR. На третьем этапе опробована связь с подстанцией “Очистная” через оптоволокно.

Таким образом, в настоящее время в Северных электрических сетях в АСДУ АBB завязано 12 подстанций и в течение 2003 г. добавиться еще 7, всего на конец 2003 г. будет 19 подстанций.

В соответствии с решениями Совета АСУ Северных электросетей в ближайшей перспективе планируется ввод RTU еще на 16 подстанциях, организация передачи и обработки информации от телекомплексов РЭС на ДП ПЭС и передача необходимой информации на верхний уровень ДП энергосистемы.

Имея достаточный объем сигналов и измерений телеметрии и создав базы данных техниче- ских параметров сети и оборудования подстанций, мы получили возможность установки программных пакетов Open++ и HIS500, предлагаемых компанией “АББ Автоматизация”.

Opera – система управления передающими и распределительными сетями среднего и низкого напряжения, включая функции представления топологии сети на фоне карты, расчет потокораспределения, анализ настройки защит, прогноз нагрузки; планирования переключений; оптимизации по потерям; управления оперативно-выездными бригадами, а также составления отчетов, нарядов, бланков переключений и др.

HIS500 является дополнительным пакетом в семействе продуктов MicroSCADA производства ABB. Он предназначен для ведения архива информации, полученной в реальном времени. HIS500 перед сохранением данных производит их сжатие, поэтому объем необходимого дискового пространства относительно невелик. Используемый метод позволяет достичь степени сжатия 1:30. При этом потерь информации не происходит. Данные могут храниться неограниченное время. HIS500 поддерживает тысячи записей в секунду и сотни пользователей.

В настоящее время ведется обсуждение коммерческого предложения “АББ Автоматизация” по поставке этих программных продуктов. Одновременно ведутся переговоры с разработчиками геоинформационной системы Томского политехниче- ского университета.

По результатам оценки указанных предложений планируется определить объемы приобретения программ, выбрать компанию-разработчика и,

âзависимости от финансового обеспечения, внедрения данных систем в 2003 – 2004 г.

За период эксплуатации в Северных электриче- ских сетях комплекс в целом зарекомендовал себя с хорошей стороны, проявив неплохую работоспособность. Система выполняет возложенные на нее функции по сбору и обработке информации с объектов. Производится передача телесигналов, телеизмерений, показаний счетчиков с подстанций, а также осуществляется телеуправление объектами. Часть телесигналов формируется двумя битами, что повышает достоверность информации. Телеизмерения формируются как с преобразователей тока, так и со специализированных плат прямого подключения 23DP61, позволяющих получить расширенный набор параметров. Система осуществляет архивирование событий с точностью 1 мс, формирование аварийных сигналов, в том числе и звуковых, разделяемых по классам. Могут создаваться различные отчеты по счетчикам электроэнергии и по измерениям. Система имеет многооконный интерфейс, а также многопользовательский доступ с возможностью предоставления различных прав. Удобной является возможность дистанционного изменения конфигурации RTU211.

Ввод все новых подстанций и увеличение объема информации вызывает потребность более полного использования системы MicroSCADA. Уже сейчас сформированы предложения по дальнейшему развитию комплекса. Часть этих предложений, возможно, будет выполнена своими силами, реализация других – специалистами АББ по взаимному согласованию.

Оценивая опыт эксплуатации MicroScada производства АВВ в Северных электрических сетях и сравнивая с подобными системами, имеющимися

âдругих сетевых предприятиях, можно сделать следующие выводы:

1.АСДУ на базе MicroScada и RTU211 – современная, надежная система диспетчерского управления, позволяющая минимизировать ущерб от повреждений элементов сети.

2.Это открытая система управления, имеющая возможность использования информации от других телекомплексов и возможность передачи необходимой информации на верхний уровень ДП энергосистемы.

3.Это постоянно развивающаяся система, позволяющая наращивать объем диспетчерских и технологических задач, решаемых с ее помощью.

26

2003, ¹ 6