Реформирование энергетической отрасли стимулирует создание на электростанциях современных информационных систем

Архитектурные, аппаратные и программные решения, положенные в основу системы сбора и передачи телемеханической информации Невинномысской ГРЭС, предоставляют возможность ее масштабирования, наращивания функциональных возможностей и обрабатываемых объемов данныхРеформа электроэнергетики и формирование в нашей стране оптового рынка электроэнергии стимулируют внедрение его участниками измерительных и информационных систем, отвечающих директивным требованиям РАО «ЕЭС России».

Одно из таких требований — модернизация генерирующими компаниями комплексов телемеханики и связи, являющаяся обязательным условием их работы на формируемом в рамках реформы отрасли балансирующем рынке электроэнергии. Теперь к потокам электроэнергии, поступающей к потребителям генерирующих компаний, добавляются потоки информации, необходимой для централизованного оперативно-технологического управления электроснабжением.

Данные телемеханики, исчерпывающим образом характеризующие состояние процессов производства электроэнергии, передаются в информационные системы «Системного оператора ЕЭС» — сначала в региональные объединенные диспетчерские управления, а после их обработки и в Центральное диспетчерское управление, которые обеспечивают соблюдение установленных технологических параметров функционирования электроэнергетики.

Создание подобных систем, которые в прежние годы традиционно разрабатывались отраслевыми проектными институтами, сегодня становится объектом все более пристального внимания отечественных системных интеграторов.

Одна из таких компаний — «Крок». Ее сотрудниками совместно с управлением информационных технологий Невинномысской ГРЭС, входящей в состав Пятой генерирующей компании оптового рынка электроэнергии (ОГК-5), введена в промышленную эксплуатацию система сбора и передачи телемеханической информации, данные которой поступают в Объединенное диспетчерское управление (ОДУ) Юга.

При участии «Крок» подобные системы введены в действие на Среднеуральской и Рефтинской ГРЭС. В результате ОГК-5 стала первой компанией в составе РАО ЕЭС, полностью завершившей этап модернизации систем телемеханики и связи во всех производственных филиалах.

Не только измерения

«В процессе реализации проекта решалась не только задача построения системы телемеханики, отвечающей требованиям соответствующего приказа РАО ‘ЕЭС России’, но и создавалась программно-аппаратная платформа, позволяющая в конечном итоге значительно повысить эффективность управления основными технологическими процессами станции и производства электроэнергии», — подчеркнул начальник управления информационных технологий Невинномысской ГРЭС Сергей Пугач.

По словам Станислава Шаховского, менеджера проектов департамента информационных технологий компании «Крок», модернизированная система телемеханики обеспечивает измерение в реальном времени основных электрических параметров в штатном и аварийном режимах работы ГРЭС, включая токи, напряжения, частоту, активную и реактивную мощность выработанной и потребляемой электроэнергии. В ее функции входит также сбор информации о состоянии коммутационного оборудования станции. Наряду с передачей полученных данных в диспетчерские управления предусмотрено их использование в информационных системах самой станции с возможностью хранения и ретроспективного анализа режимов работы электрооборудования.

В основу решения положена распределенная система диспетчерского управления производством, передачей, распределением и потреблением электроэнергии РСДУ2, отвечающая требованиям российского оптового рынка электроэнергии. Она создана в новосибирской компании ЭМА, которая приняла участие в работах на Невинномысской ГРЭС в качестве субподрядной организации. РСДУ2 имеет модульную масштабируемую архитектуру и реализует принципы, используемые в современных системах управления производственными процессами промышленных предприятий.

Построенный на базе РСДУ2 многоуровневый комплекс сбора и передачи телемеханической информации Невинномысской ГРЭС включает измерительные системы, СУБД, а также приложения доступа к полученным данным и средства их визуализации.

В качестве измерительных систем применяются многофункциональные микропроцессорные устройства семейства ION канадской компании Power Measurement, которые способны также анализировать качество электроэнергии и осуществлять осцилографирование измеряемых параметров. Для сбора дискретной информации, характеризующей положение выключателей и разъединителей, используются контроллеры WAGO.

Регистрация аварийных событий осуществляется разработанной в екатеринбургской компании «Свей» системой «Аура», формирующей, хранящей и передающей соответствующие данные, а также создающей файлы с информацией об аварийных процессах и текстовые файлы с описанием внештатных ситуаций.

Основные компоненты центра сбора, обработки и хранения информации — реляционная база данных технической информации, реализованная на основе программных продуктов Oracle, а также СУБД реального времени, которая содержит сведения из информационно-измерительных систем нижнего уровня (в качестве вычислительной платформы для нее используются промышленные компьютеры, работающие под управлением операционной системы реального времени iRMX). На основе данных, содержащихся в БДТИ, строится информационная модель, описывающая объект управления, включая технологическое оборудование станции. Также эти данные используются для формирования долговременных архивов и отчетов.

Вычислительные системы, средства измерения электрических параметров, автоматизированные рабочие места операторов и другие компоненты комплекса телемеханики связаны между собой и с локальной сетью ГРЭС каналами Ethernet; волоконно-оптическое кольцо объединяет дистанционно разнесенные объекты станции. Связь с ОДУ Юга осуществляется по 256-килобитным каналам передачи данных.

Отказы в работе технических средств, способные привести к сбоям в передаче данных в объединенное диспетчерское управление, чреваты экономическими потерями, связанными с дисквалификацией участника оптового рынка электроэнергии. Поэтому особое внимание уделено повышению надежности и готовности всех систем. С этой целью используются кластеры на базе Intel-серверов для поддержки баз данных, горячее резервирование сервера баз данных реального времени, использование для связи с ОДУ каналов двух операторов, размещение оборудования в стойках с системами климатического контроля и применение на всех уровнях системы источников бесперебойного питания.

Первые результаты

Созданный комплекс является первой подобной системой, введенной в промышленную эксплуатацию в Южном регионе. На первом этапе его внедрения осуществляется мониторинг и передача в информационную систему ОДУ около тысячи параметров, характеризующих результаты измерений электрических величин и состояние оборудования ГРЭС, а также предоставляющих данные об аварийных событиях. Период цикла опроса не превышает 1,5 секунды. Максимальная пиковая загрузка каналов связи с ОДУ составляет при этом около трети их потенциальной емкости.

Функции мониторинга выполняются в настоящее время в объеме типовой SCADA-системы. Полученная информация поступает на автоматизированные рабочие места операторов и представляется в табличном виде, а также отображается на мнемосхемах. АРМы начальника смены электроцеха и начальника смены станции установлены в помещении главного щита ГРЭС, где в дальнейшем появятся также широкоформатные жидкокристаллические панели, дублирующие изображения дисплеев. Но пока не менее важным рабочим инструментом дежурного персонала остается огромная механическая мнемосхема, на которую вручную заносятся изменения, соответствующие состоянию оборудования и режимам работы ГРЭС.

Директор по информационным технологиям ОГК-5 Сергей Дятлов считает, что на Невинномысской ГРЭС созданы предпосылки построения автоматизированной системы технологического управления, реализующей основные функции исполнительной системы производства (Manufacturing Execution System, MES), включая регулирование мощности генераторов для поддержания планового диспетчерского графика производства электроэнергии. Заложена возможность перехода от мониторинга состояния коммутационных аппаратов к автоматизированному управлению программами их переключений. Дальнейшее развитие системы позволит внедрить средства поддержки принятия решений персоналом, управляющим работой станции, на основе моделирования технологических процессов.

Поделитесь материалом с коллегами и друзьями