ПРЕСС-ЦЕНТР

Система обмена технологической информацией на Троицкой ГРЭС

Электрические станции 10/2005

В 1954 году началось строительство новой ГРЭС на юге Челябинской области в районе города Троицк. С момента запуска в 1960 году Троицкая ГРЭС прошла интересный путь развития и в настоящее время занимает прочные позиции поставщика электроэнергии федерального уровня.

В современных условиях переход к новой структуре электроэнергетики поставил перед генерирующими предприятиями условие создания информационных систем принципиально нового уровня.

В то же время, устаревшая система телемеханики с ограниченным информационным объемом, медленные каналы передачи данных, отсутствие возможности достаточно оперативного наблюдения за технологическими параметрами и контроля заданного диспетчерского графика все эти факторы не позволяли обеспечить желаемую эффективность работы станции на оптовом рынке электроэнергии (ОРЭ). Такое состояние дел не удовлетворяло как руководство станции, так и СО-ЦДУ (ОАО "Системный Оператор - ЦДУ ЕЭС"), обеспечивающего оперативное управление электростанциями в регионе. В связи с этим в 2004 году руководство Троицкой ГРЭС приняло решение о проведении глубокой модернизации средств диспетчерского и технологического управления (СДТУ) станции. Для реализации проекта комплексной системы обмена технологической информацией (СОТИ) на ГРЭС на конкурсной основе была выбрана компания "РТСофт". Основное условие, поставленное перед исполнителем, сводилось к выполнению требований оптового рынка электроэнергии в части обмена технологической информацией. Для реализации данного условия необходимо было провести полную модернизацию телемеханического оборудования, регистраторов аварийных событий, оперативно-информационного комплекса и каналов связи. 

Система СОТИ, предложенная компанией "РТСофт" к реализации на Троицкой ГРЭС, выполняет все требования к информационному обмену, выдвигаемые к субъектам ОРЭ:

  • предоставляет полную и оперативную информацию о работе станции в целом и о работе основных ее систем и агрегатов на уровни диспетчерских служб станции и СО-ЦДУ с использованием быстрых каналов связи и интернет-технологий;
  • осуществляет прием от СО-ЦДУ макетов с директивной информацией, определяющей или изменяющей режим работы станции;
  • строго соблюдает  регламенты обмена данными;
  • обеспечивает возможность удаленного телеуправления (оперативного изменения режима работы станции) со стороны РДУ/ОДУ, что особенно важно для работы в формирующемся балансирующем секторе ОРЭ.

В рамках проекта СОТИ организованы две подсистемы: автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ) и система регистрации аварийных событий (РАС).

АСДУ построена как распределенная информационная система и выполняет функции сбора, обработки, хранения, распределения и визуализации данных нормального режима (к таким данным относятся, например, текущие значения генерируемой и потребляемой для собственных нужд (СН) активной и реактивной энергии, напряжения и частоты на секциях шин ОРУ и СН, а также другие электрические и неэлектрические параметры).

По результатам измерений параметров нормального режима в АСДУ рассчитываются и представляются пользователям в виде графиков и таблиц такие данные, как текущая генерируемая мощность по всей станции, мощность по каждой группе точек поставки, по каждому генератору, а также текущее потребление для собственных нужд. Программное обеспечение АСДУ позволяет отслеживать соблюдение заданного диспетчерского графика (ДГ), фиксировать отклонения от него, выдавать информацию о состоянии коммутационного и технологического оборудования, формировать различные отчеты, аварийные и предупредительные сообщения и запускать связанные с ними процедуры.

Помимо этого АСДУ позволяет получать данные из других информационных систем (например, АИИС КУЭ) и использовать их для анализа совместно с оперативными данными.

АСДУ в проекте СОТИ представлена двумя иерархическими уровнями системой сбора и передачи информации (ССПИ) и оперативно-информационным комплексом (ОИК). Межуровневое взаимодействие реализуется коммуникационной подсистемой и поддерживается программно-техническими средствами иерархических уровней.

"Сердцем" ССПИ является коммуникационный сервер, разработанный РТСофт, и, как и положено сердцу, выполняет жизненно-важные для всей системы функции:

  • прием данных с различных устройств сбора информации, цифровых измерительных приборов;
  • ведение локального архива (буфер);
  • дорасчет параметров;
  • организация локального АРМ телемеханика;
  • ретрансляция данных различным потребителям;
  • диагностика системы сбора (сервера, контроллеров и каналов связи).

Для опроса и передачи дискретных сигналов, а также некоторых аналоговых сигналов (температура и другие) в ССПИ использовано устройство сбора данных (УСД) Smart-КП Электра производства РТСофт.

Smart-КП Электра представляет собой интеллектуальную распределенную систему сбора, обработки и передачи информации на основе промышленной сети CAN. Поддержка двух интерфейсов CAN с различной пропускной способностью позволяет строить на базе модулей Smart-КП Электра как распределенные системы, так и устройства, скомпонованные в едином конструктиве. Основным элементом системы является центральный процессорный модуль, обеспечивающий обмен данными с модулями ввода-вывода по сети CAN, а также обмен с верхним уровнем по двум независимым каналам по протоколу МЭК 870-5-101 и сети Ethernet по протоколу МЭК 870-5-104.

Модули ввода-вывода Smart-КП Электра представляют собой функционально законченные микропроцессорные устройства, ориентированные на выполнение определенного набора функции (например, сбор ТС 24, 220В или ТИТ). Автоматические самодиагностика и определение конфигурации системы, простота обслуживания,  расширенный температурный диапазон (-40 С - +50 С) и повышенная  степень защиты от ложных срабатываний все эти особенности системы Заказчик оценит при эксплуатации.

Для обеспечения различных категорий пользователей необходимой информацией, а также организации межмашинного обмена с программно-аппаратными комплексами других диспетчерских пунктов (ОДУ, РДУ) в состав АСДУ входит ОИК. Комплекс состоит из сервера баз данных (БД), сервера SCADA-системы InTouch и Web-сервера. В АСДУ реализованы автоматизированные рабочие места телемеханика, инженера АСУ, начальника смены станции (АРМ НСС), начальника смены электроцеха (АРМ НСЭ), специалистов ПТО и отдела энергосбыта (отдела маркетинга).

Все пользователи АСДУ Троицкой ГРЭС условно могут быть разделены на две категории оперативные пользователи и, так называемые, "тонкие" клиенты.

К оперативным пользователям ГРЭС относятся начальник смены станции (НСС),  начальник смены электроцеха (НСЭ) и специалист по телемеханике. Для выполнения служебных обязанностей им необходима оперативная информация о режимах работы оборудования, сигналы оповещения об аварийных и предаварийных событиях, возможность выдавать управляющие воздействия, квитировать сигналы и производить аналогичные операции. Интерфейс АРМ НСС и НСЭ реализован на основе SCADA-системы InTouch. Контроль работоспособности ССПИ осуществляется с АРМ телемеханика, администрирование всей системы с АРМ инженера АСУ.

К "тонким" клиентам относятся руководители различного уровня, сотрудники неоперативных служб и подразделений, которые используют технологическую информацию только в режиме просмотра без возможности вмешательства в управление процессом. Доступ к данным может быть также организован через Интернет с рабочих мест специалистов ОГК, имеющих право на доступ к соответствующей информации. "Тонкие" клиенты получают доступ к данным АСДУ, используя стандартный интернет браузер.

Подсистема регистрации аварийных событий Троицкой ГРЭС построена на основе комплекса "Нева"  разработки "НПФ" Энергосоюз" (г. Санкт-Петербург), партнера компании "РТСофт".

Структура подсистемы представлена тремя уровнями:

  • нижний уровень - быстродействующие преобразователи переменного и постоянного тока, переменного напряжения, напряжения обратной последовательности фаз, частоты;
  • средний уровень - блоки регистрации, контроля и управления (БРКУ), установленные на ГЩУ и блочных щитах;
  • верхний уровень - резервированный сервер РАС и АРМ инженера-релейщика.

Наличие подсистемы РАС позволит проводить качественный и оперативный анализ аварий и происшествий, что очень важно в условиях внедряемых рыночных отношений в электроэнергетике.

Даже из краткого обзора видно, что объем работ в рамках проекта велик. Но высокопрофессиональный уровень специалистов всех заинтересованных в успешном проекте сторон и их тесное сотрудничество обеспечивают синергетический эффект в реализации проекта. В настоящее время ведутся работы по созданию СОТИ на Троицкой ГРЭС, окончание же проекта планируется на четвертый квартал 2005 года. Перед сдачей системы в эксплуатацию планируется проведение межведомственных испытаний с участием специалистов Троицкой ГРЭС, ОДУ Урала, Челябинского РДУ и исполнителей проекта.