SCADA, АСУ ТП, контроллеры – основная тематика журнала «ИСУП»
Журнал «Информатизация и Системы Управления в Промышленности» публикует тематические материалы посвященные SCADA, АСУ ТП, контроллерам, автоматизации в промышленности.

Опыт создания ПТК АСУ ТП

В статье рассматривается опыт создания ПТК АСУ ТП для энергетики с указанием основных этапов работ и оборудования. Приводятся примеры реализации данной методики на практике.

ООО «Р.В.С.», г. Москва

RVS_logo.gif

В результате предъявляемых к сетевым предприятиям ЕЭС России требований по повышению наблюдаемости параметров режима и состояния оборудования подстанций на рынке инжиниринговых услуг все более востребованными становятся готовые комплексные решения – это программно-технический комплекс системы сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) и ПТК автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП). Ниже будет рассмотрен наиболее функциональный из них – ПТК АСУ ТП. 

ПТК АСУ ТП решает задачу создания системы нижнего уровня в рамках создаваемой в настоящее время многоуровневой системы технологического управления (АСТУ) ФСК ЕЭС, а также автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ), снабжая высшие уровни иерархии значительным объемом технологической информации о состоянии и режимах функционирования контролируемого и управляемого оборудования подстанций и прилегающих участков электрических сетей. 

ПТК АСУ ТП реализуется как 3-уровневый архитектурный комплекс. Нижний уровень – инфор­мационно-измерительный комплекс (ИИК), состоящий в основном из измерительных счетчиков и преобразователей таких производителей, как Satec Power Solution, Schneider Electric (ION Power Measurement), Mikronika и т.д. 

Средний уровень – контрольно-коммуникационный уровень, состоит из устройств сбора, обработки и передачи информации и технических средств приема-передачи данных. В состав входят контроллеры модульного типа (Siemens серии S7-400, Mikronika серии SO-52x и др.) и сетевое оборудование (Cisco, Ruggedcom, Alcatel, MOXA). 

Верхний уровень – инфор­ма­ционно-вычислительный комплекс (ИВК), состоит из серверного оборудования (HP, Advantech) и автоматизированных рабочих мест (АРМ) операторов. В ИВК используются такие полнофункциональные SCADA-системы, как WinCC от Siemens, Syndis RV от Mikronika, Centum CS3000 от Yokogawa для обеспечения человекомашинного интерфейса (ЧМИ). 

При создании ПТК АСУ ТП ключевым моментом является выбор вендора для поставки оборудования среднего уровня. В состав данного оборудования входят контроллеры присоединений модульного типа, необходимые для сбора информации о текущих аналоговых значениях – телеизмерения, дискретных значениях – телесигнализации, а также модули для выдачи дискретного выходного сигнала – телеуправления. 

1pic.jpg

Рис. 1. Общая структурная схема ПТК АСУ ТП для энергетики

Техническое решение по организации ПТК АСУ ТП на базе оборудования от конкретного производителя является важным, поскольку к данному оборудованию должны интегрироваться другие автономные подсистемы. Такими подсистемами являются: 
- подсистема телемеханики (ТМ). ТМ является основной системой, на базе оборудования которой создается ПТК АСУ ТП. Посредством дополнительных коммуникационных модулей к телемеханике интегрируются остальные подсистемы (РАС, РЗА, СУМТО, ККЭ и другие вспомогательные подсистемы);
- подсистема регистрации аварийных событий (РАС). РАС традиционно строится на базе оборудовании ПАРМА (Нева). Альтернативные решения можно построить на оборудовании производителей AREVA, Siemens, Schneider Electric, Mikronika;
- релейная защита и автоматика (РЗА). К подсистеме РЗА в связи с ее важностью предъявляют серьезные требования. На сегодняшний день современное оборудование для реализации РЗА поставляет Бреслер, AREVA, Siemens, Schneider Electric;
- система управления и мониторинга трансформаторным оборудованием (СУМТО). СУМТО на базе оборудования производства ЭЛАРА-Тексто становится популярным аппаратно-техническим комплексом для защиты трансформаторного оборудования на подстанциях. 
- подсистема контроля качества электроэнергии (ККЭ). ККЭ может реализовываться как аппаратно-техническими средствами с помощью измерительных приборов и счетчиков (SATEC, ION), так и программными средствами на базе оборудования подсистемы телемеханики (программный продукт от компании Mikronika). 

Согласно «Программе повышения надежности и наблюдаемости ЕНЭС. Этап 1 «ОАО «ФСК ЕЭС», компания «Р.В.С.» участвует в проекте по созданию программно-технического комплекса автоматизированной системы управления технологическим процессом (ПТК АСУ ТП). 

Примером проекта по созданию ПТК АСУ ТП может служить проект на подстанции 330 кВ «Юго-Западная» МЭС Северо-Запада». ПТК АСУ ТП на подстанции 330 кВ «Юго-Западная» создана на базе оборудования компании Mikronika. В подсистеме телемеханики установлен серверный шкаф с резервируемыми коммуникационными контроллерами, 2 шкафа по присоединениям 110 кВ и 330 кВ с двумя крейтами контроллеров в каждом, 14 измерительных преобразователей на присоединении 10 кВ. Телеизмерения (значения вторичных цепей токов и напряжений по присоединениям на линиях и шинах 330 кВ, 110 кВ) и телесигнализации (дискретные входные сигналы положения выключателей, разъединителей, заземляющих ножей 330 кВ, 110 кВ, 10 кВ) заводятся в шкафы телемеханики напрямую через модули MPL-xxx контроллера SO-52. Телеуправление выключателями 330 кВ, 110 кВ, 10 кВ реализовано с помощью модулей выходов управления MSS-xxx в контроллере SO‑52. Для снятия сигналов телеизмерений и телесигнализаций, а также управления выключателями 10 кВ в КРУН-10 используются отдельные устройства SO-5403v1, которые устанавливаются в каждую ячейку. Отдельно снимаются обобщенные дискретные сигналы аварийно-предупредительной сигнализации подстанции (общий сигнал аварии на подстанции, сигналы неисправности и аварии систем РЗА, РАС, СУМТО) и аналоговые сигналы (температура окружающей среды, скорость и направление ветра). Синхронизация времени в ПТК АСУ ТП обеспечивается сервером единого времени SO-5530-GT.

2pic.jpg

Рис. 2. Структурная схема ПТК АСУ ТП на ПС 330 кВ «Юго-Западная»

Подсистема РАС реализована на оборудовании ПАРМА и интегрируется в ПТК АСУ ТП по Ethernet. В РАС стоит отдельный сервер, на который в случае аварийных ситуаций записывается вся необходимая информация в виде осциллограмм. По требованию через технологии ftp-сервера реализована дальнейшая передача информации.

Для реализации работы подсистемы СУМТО на автотрансформаторы АТ-1 и АТ-2 устанавливается ряд датчиков: датчики давления на стороны высокого и среднего напряжения, датчик температуры и датчик газовлагосодержания в масле автотрансформатора. Дополнительно в основной шкаф СУМТО заводятся вторичные цепи токов и напряжений.

Основным оборудованием подсистемы ККЭ является сертифицированный измерительный прибор SATEC PM175. Каждый прибор РМ175 устанавливается на отдельную шину 330 кВ, 110 кВ и 10 кВ. Приборы интегрируются в ПТК по интерфейсу RS-485 (Modbus).

На сегодняшний день внедрение на подстанциях ПТК ССПИ с возможностью дальнейшего возможного расширения системы до АСУ ТП является необходимым минимумом для реализации «программы повышения надежности и наблюдаемости ЕНЭС». В случае полноценной реализации программы повышается эффективность управления подстанцией благодаря возможности ведения заданного режима, предотвращения отказов оборудования, локализации и устранения последствий отказов оборудования и сохранения надежности и безопасности работы автоматизируемого оборудования подстанций, а также эффективности и комфортности работы оперативного и обслуживающего персонала.


Статья опубликована в журнале «ИСУП», № 2(22)_2009

И.З. Фаизов, ведущий инженер,
ООО «Р.В.С.», г. Москва,
тел.: (495) 797-96-92,
е-mail: ifaizov@rvsco.ru