Системателемеханикии связи в ТГК-8

Рубрика:

ИТ в энергетике

 

Автор

 

    Задача. Перед специалистами компании Р.В.С. стояла задача привести системы телемеханики и связи энергообъектов ОАО "ЮГК ТГК-8" в соответствие с требованиями балансирующего рынка электроэнергии.
    Решение. Построены системы телемеханики и связи (СТМиС) компании-заказчика на базе программного комплекса СК-2007 с использованием оборудования WAGO 750-841, ION7330, ION7300, РЭС3.
    Результаты. ОАО "ЮГК ТГК-8" получило информационную поддержку на балансирующем рынке путем организации автоматизированного контроля над сбором и передачей технологической информации о состоянии основного оборудования электрической части в местные РДУ.
    ОАО "ЮГК ТГК-8" является крупнейшим производителем тепла в Южном федеральном округе, кроме того, занимает прочные позиции на оптовом и розничном рынках электроэнергии.
    Суммарная установленная электрическая мощность предприятий ЮГК ТГК-8 - более 3 601 МВт, установленная тепловая мощность - 13 366 Гкал/ч. Филиальная сетьохватывает Астраханскую, Волго-град-скую, Ростовскую об-лас-ти, Краснодарский и Став-ро-польский края, Республику Дагестан. В целом в регионах присутствия доля компании на рынке электроэнергии составляет около 17%, тепловой энергии - порядка 60%.
    Вышеприведенный проект был успешно реализован инжиниринговой компанией Р.В.С. Специалисты Р.В.С. внед-рили системы телемеханики и связи на всех 20 генерирующих станциях ЮГК ТГК-8 и обеспечили передачу данных в местные РДУ. Система введена в опытную эксплуатацию в марте 2008 г.
    Сотрудники ЮГК ТГК-8 получили возможность контроля, сбора технологической информации о состоянии основного оборудования электрической части генерации. Повышение точности и достоверности этой информации обеспечило надежность и эффективность управления. Появились дополнительные возможности подробного ретроспективного анализа режимов работы основного электрооборудования.
    Весь проект создания новой системы телемеханики и связи занял десять месяцев, непосредственно на монтаж оборудования и его настройку затрачено три месяца. Чтобы добиться сбора всех необходимых сигналов телемеханики, пришлось смонтировать порядка 400 измерительных преобразователей ION73XX, 30 контроллеров WAGO 750-841, 50 регистраторов аварийных событий РЭС3. На серверах, обеспечивающих консолидацию и передачу технологической информации, были установлены программные комплексы СК-2007 с интегрированными программными модулями сбора аварийных событий SignW.
    Упрощенная схема СТМиС приведена на рисунке.

    Нижний уровень
    Состав нижнего уровня системы представлен цифровыми измерительными преобразователями (ЦИП), измерительными преобразователями (датчиками температуры), контроллерами сбора ТС, модулями регистрации аварийных событий, оборудованием РЗиА, коммутаторами.
    Задачами устройств нижнего уровня являются:

  • измерение параметров электрического режима (ТИ) на присоединениях;
  • регистрация (осциллографирование) аварийных процессов на присоединениях;
  • сбор информации о положении коммутационных аппаратов и состоянии устройств РЗиА присоединений (ТС);
  • измерение и сбор дополнительных параметров (температуры);
  • нормализация и масштабирование измеряемых и расчетных величин;
  • передача в цифровом виде измеренных и расчетных параметров на верхний уровень СТМиС.

    Верхний уровень
    Верхний уровень системы представлен вычислительными ресурсами и автоматизированными рабочими местами (АРМ) пользователей, устройством единого астрономического времени, коммутаторами и маршрутизаторами. Основой верхнего уровня является комплекс СК-2007.
    В задачи верхнего уровня входят:

  • хранение в базе данных (БД) сведений о конфигурации и настройке всех подсистем и модулей на основе информационной модели, текущей и архивной информации;
  • обеспечение целостности и непротиворечивости данных об оборудовании, его состоянии и режимах работы, о вторичных устройствах и их характеристиках: получение конфигурационных параметров и других видов информации, необходимых для функционирования СТМиС и эффективной работы диспетчерского и эксплуатационного персонала;
  • долгосрочное (не менее трех лет) хранение в БД всех видов архивной информации (срезов, журналов, ведомостей, результатов фиксации и регистрации, интервальных приращений и т. п.);
  • поддержка представления модели электрической части станции;
  • ведение нормативно-справоч-ной информации;
  • разграничение доступа к данным различных групп пользователей и процессов;
  • обмен данными СУБД со смежными и внешними информационными и автоматизированными системами;
  • оперативный контроль лимитов и графиков выработки;
  • преобразование информации в требуемые форматы (XML) для обмена с внешними АС;
  • формирование отчетных документов;
  • регистрация событий в системе;
  • учет выработки и потребления электроэнергии (для целей технологического управления);
  • регистрация и допуск к работе эксплуатационного персонала и других пользователей системы;
  • организация, загрузка, ведение, резервирование, защита и репликация баз данных СТМиС;
  • контроль и управление режимом работы компонентов главной схемы электростанции;
  • сбор и просмотр данных полного/выборочного протоколирования действий пользователей СТМиС;
  • контроль функционирования технических средств СТМиС;
  • периодическая синхронизация времени в серверах СТМиС с системой астрономического времени;
  • сбор данных с измерительного оборудования СТМиС (протокол Modbus);
  • достоверизация и обработка собранных данных;
  • сбор информации с регистраторов аварийных событий;
  • синхронизация времени в СТМиС с астрономическим временем (т. е. синхронизация сервера времени с единым астрономическим временем) с точностью не ниже +50 мс;
  • синхронизация встроенных часов основного и резервного серверов СК-2007 с сервером времени при синхронизации по сети с точностью не ниже +0,5 с;
  • сбор осциллограмм аварийных событий с регистрирующего оборудования подсистемы РАС;
  • ведение архивов осциллограмм аварийных событий;
  • передача данных в РДУ (ОДУ) с заданной периодичностью и по регламентированно--му протоколу (IEC 60870-5-104);
  • передача осциллограмм аварийных событий в РДУ (ОДУ) в соответствии с согласованным регламентом.
    Диспетчерская связь
    В ходе модернизации диспетчерской связи были решены следующие задачи:
  • диспетчеру Системного оператора предоставлено для работы не менее двух диспетчерских каналов (основной и резервный);
  • организовано соединение типа "диспетчер - диспетчер";
  • диспетчеру Системного оператора обеспечен выход на объект по автоматической телефонной связи с правом принудительного разъединения канала, занятого абонентами;
  • установлены коммутаторы для связи между диспетчерами разных уровней управления и дежурным персоналом объектов без набора номера (однократным нажатием на клавишу нужного направления);
  • непрерывная запись переговоров оперативно-дис-пет-черского персонала поддерживается при помощи специальных звукозаписывающих систем, подключенных к рабочим местам диспетчеров, с сохранением этих записей в соответствии с установленным порядком.

    * * *

    В процессе реализации проекта специалисты Р.В.С. решали вопросы, связанные с состоянием контактно-сигнальной аппаратуры (КСА), которая в значительной степени устарела, с нехваткой свободных контактов у РП (промежуточного реле с повторяющимся циклом).
    Поскольку некоторые станции были построены в начале40-х гг. прошлого века, в отдельных случаях применялись нестандартные решения. Прежде всего это касалось сбора сигналов с измерительных преобразователей и КСА. Так, штатное место для монтажа герконовых КСА отсутствовало, требовалось дополнительное проектиро-ва-ние.
    Персонал ЮГК ТГК-8 оказывал специалистам Р.В.С свое--временную информационную и административную поддерж-ку, что в итоге позволило осуществить данный проект в крат--чайшие сроки.