3.3Краткая характеристика существующего состояния систем технологического управления
3.3.1Состояние средств и систем сбора и передачи информации (ССПИ)
В настоящее время все энергообъединения, в той или иной мере, оснащены рядом автономных АИС и локальных автоматических систем на объектах энергосистем. Такими системами являются функционирующие в «реальном времени» системы АСДУ, АРЧМ, АРН, РЗА, ПА. Развивается автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого и технического учета электроэнергии – АИИС КУЭ.
Исторически сложилось так, что каждая автоматизированная система и система автоматического управления/регулирования на каждом сетевом объекте имеет собственную подсистему измерений.
Необходимо в рамках реконструкции и техперевооружения подстанций ЕНЭС осуществить переход к организации единых измерительных комплексов, создаваемых на базе интеллектуальных измерительных устройств, с уменьшением суммарного количества датчиков, повышения точности измерений, обеспечения высокой надежности и простоты расширения, модернизации и эксплуатации.
В предшествующие периоды в рамках ЕЭС СССР, а затем РАО ЕЭС основная технологическая информация по процессам производства, транспорта и распределения электроэнергии собиралась в целях информационного обеспечения функционирования диспетчерской вертикали РДУ-ОДУ-ЦДУ главным образом с помощью устройств телемеханики (УТМ). На энергообъектах ЕЭС России эксплуатируется более 15000 УТМ различных производителей. Более 95% УТМ и комплектов датчиков находятся в работе более 20 лет, морально и физически устарели, не соответствуют необходимым требованиям по точности, достоверности, надежности и быстродействию. Каналы телемеханики организованы за счет уплотнения телефонных каналов связи (ТЧ) с сохранением голосовой связи и обеспечивают передачу данных со скоростью 100-300 бит/с. Хотя для современного уровня телекоммуникаций, обеспечивающего скорость передачи по телефонным каналам 56 Кбит/с и выше, использование телефонного канала на скоростях 100 – 300 бит/с представляется совершенно неэффективным со всех точек зрения.
Эти обстоятельства снижают качество и надежность оперативного управления объектами ЕЭС. Серьезным фактором, ограничивающим возможности решения задач АСДУ на всех уровнях иерархии, является недостаточность объемов собираемой телеинформации.
Существующие первичные сети связи и передачи информации в основном являются аналоговыми и базируются на использовании кабельных и радиорелейных линий связи, ВЧ каналов по ВЛ и арендованных каналов тональных частот. Протяженность действующих волоконно-оптических ли-ний связи по отношению к общей протяженности существующих линий связи других видов не превышает 1%.
Для обеспечения сбора и передачи оперативной информации необходим ряд неотложных мероприятий:
срочная замена (хотя бы на важнейших энергообъектах) УТМ, эксплуатация которых не-возможна из-за физического износа;
реконструкция системы связи для обеспечения каналов телемеханики со скоростью 1200 бит/с и более;
поэтапная замена устаревших УТМ и измерительных преобразователей (датчиков) в рамках процесса развертывания на подстанциях ЕНЭС АСУ ТП - сопровождаемое увеличением объемов собираемой информации и повышением точности их измерения.
3.3.2Состояние систем технологического управления
Находящиеся в эксплуатации системы технологического управления, решающие отдельные задачи управления, слабо связаны между собой, не обеспечивают достаточной точности и быстродействия для реализации требуемых функций создаваемой системы управления. Серьезным недостатком существующих систем является низкое качество (часто – отсутствие) проектной и эксплуатационной документации.
3.3.2.1Средства компенсации реактивной мощности
Основными средствами компенсации реактивной мощности в электрических сетях 110-750 кВ являются нерегулируемые масляные шунтирующие реакторы (ШР) и синхронные компенсаторы (СК) мощностью 50, 100 и 160 МВАр, подключаемые к третичным обмоткам АТ 220, 330, 500 кВ. Однако в целом управляемость ЕНЭС не соответствует современным требованиям, недостаточен объем устройств регулирования напряжения и реактивной мощности, практически отсутствуют управляемые элементы сети на базе силовой электроники: шунтирующие реакторы, статические компенсаторы, элементы продольного и поперечного регулирования, накопители энергии и др., отношение мощности всех видов управляемых средств компенсации к установленной мощности электростанций в ЕЭС России значительно меньше, чем в энергосистемах развитых европейских стран. По этой причине для снижения напряжения до допустимых значений проводятся вынужденные отключения системообразующих ВЛ 750-330 кВ, что снижает надежность ЕНЭС и ЕЭС России в целом, ограничивает пропускную способность межсистемных транзитов, создает трудности при проведении ремонтов ЛЭП.
3.3.2.2Устройства релейной защиты
Значительную часть устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) сетей 110-750 кВ составляют электромеханические устройства (95-97%). Доля микроэлектронных устройств составляет 3-4, а микропроцессорных – менее 1%. В среднем примерно 25% устройств РЗА в сетях ЕНЭС находятся в эксплуатации более 20-25 лет. Поддержание приемлемого уровня надежности в настоящее время обеспечивается за счет своевременного выполнения многочисленным персоналом служб РЗА большого объема работ по техническому обслуживанию этих устройств.
3.3.2.3Противоаварийная автоматика
В состав противоаварийной автоматики (ПА) ЕНЭС входят автоматика предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ, имеет иерархическую структуру), локальные устройства ликвидации асинхронного режима (АЛАР) и ограничения недопустимых отклонений частоты и напряжения. На уровне объектов находятся пусковые и исполнительные устройства АПНУ и локальные устройства. На уровне районов противоаварийного управления и на уровне ОДУ размещаются устройства автоматической дозировки управляющих воздействий (ЛАДВ и РАДВ). На нижнем уровне ЕЭС эксплуатируются несколько тысяч отдельных устройств ПА, в основном, на базе релейной аппаратуры и исполнительных механических систем, морально и физически устаревших. Для дозировки управляющих воздействий на среднем уровне применяются средства вычислительной техники.
В настоящее время низкий уровень автоматизации подстанций и незначительное количество реализованных на них проектов АСУТП, не обеспечивают достаточные информационные ресурсы для верхних уровней управления энергетической системой.
Необходимо отметить, что создание АСУТП подстанций имеет самостоятельное важное значение для конкретной подстанции в плане повышения эффективности, оперативности, качества управления технологическими процессами, снижения уровня аварийности и т. д., что не потеряло, а скорее увеличило свою значимость и в настоящее время в связи с новыми требованиями, обусловленными рыночными отношениями и, в частности, требованиями по качеству электроэнергии, качеству обслуживания клиентов, снижению потерь электроэнергии, снижению эксплуатационных расходов, увеличению ресурса оборудования и ряда других.
Таким образом, можно утверждать, что АСУТП подстанции может рассматриваться как проект двойного назначения, с одной стороны – как информационный ресурс для внешних систем автоматизации различного назначения, необходимых для практической реализации рыночных отношений в ЕЭС, с другой стороны, как самостоятельная система повышения рентабельности производственной деятельности подстанций и ЕНЭС в целом.
Необходимость построения АСУТП на подстанциях в настоящее время понимается со всей очевидностью, поэтому в реализуемых проектах реконструкции основного оборудования создание АСУТП закладывается в обязательном порядке.
3.3.3Проблемы модернизации и реконструкции систем технологического управления
Актуальность реконструкции систем технологического управления ЕЭС определяется:
моральным и значительным физическим износом существующей систем защиты, управления и связи, что требует их модернизации и реконструкции на базе современных технических решений;
изменением доступных ресурсов управления режимами, вызванных расчленением ЕЭС СССР на ЕЭС России и стран СНГ, которое потребовало корректировки или пересмотра ряда концептуальных решений по технологическому управлению энергообъединениями в условиях новых рыночных экономических отношений;
появлением новых функций ФСК и СО, вызванных необходимостью ведения режимов с учетом экономических критериев и правил ОРЭ;
существенное для подразделений ОАО “ФСК ЕЭС” расширение количества контролируемых сетевых объектов, ранее входивших в состав АО-энерго (общее число подстанций ФСК, после передачи ей части подстанций 220 кВ, увеличится с 142-х до 826, а количество ВЛ - до 1823).
Эксплуатируемые системы не учитывают современные процессы реструктуризации электроэнергетики и создания новых структур – субъектов оптового рынка: ФСК ЕЭС, АТС и др., которые приступили к созданию собственных автоматизированных систем практически с нуля, а Системный Оператор принял решение о замене существующей АСДУ на новую SCADA/EMS, удовлетворяющей современным требованиям и условиям функционирования.
Каждая из этих систем представляет собой распределенную иерархическую систему, исходными первичными данными для которой являются параметры режима, технологические и технические параметры, характеристики оборудования энергетических объектов (электрических станций, подстанций и ЛЭП), а также характеристики техногенной и природной среды, в которой реализуется процесс производства (генерации), передачи, распределения и потребления электрической энергии. В связи с необходимостью обеспечения согласованного функционирования АС СО, ФСК и АТС на первый план выходит проблема обеспечения эффективного информационного взаимодействия этих систем на базе единой информационной модели ЕЭС и современных коммуникационных стандартов.
Определенную роль играет перспектива вхождения в европейскую энергосистему, что потребует повышения качества и эффективности функционирования практически всех систем автоматического и автоматизированного управления в электроэнергетике.
Существенны также те обстоятельства, что современные тенденции развития вычислительной техники и связи, накопленный опыт эксплуатации АСДУ, АСУ ТП, ПА и др. в ЕЭС СССР и ЕЭС России и возможности использования новых технологий проектирования цифровых систем управления на базе мощных компьютеров и компьютерных сетей, позволят заметно повысить научно-технический уровень разрабатываемых систем управления, а также расширить и усложнить их функции контроля, анализа, самодиагностики и оптимизации управления.
3.3.4Создание современных систем связи
Важнейшее значение для создания и функционирования АС всех инфраструктурных организаций ОРЭ имеет находящаяся в настоящее время в стадии завершения работа по развертыванию единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ) и Генеральная схема развития Единой технологической сети связи электроэнергетики (ЕТССЭ) на период до 2015 года, осуществляемая ОАО “ФСК ЕЭС”. Принципы, заложенные в системный проект создания ЕЦССЭ, отвечают существующим тенденциям в сфере телекоммуникаций и при использовании в проектах систем автоматизации перспективных протоколов и технологий Internet/Intranet, web-технологий, поставленные функциональные задачи могут быть успешно решены. Генеральная схема развития ЕТССЭ предусматривает интеграцию магистральных и распределительных сетей (аналоговых и цифровых) связи, построенных на различных технологических принципах (волоконно-оптические, высокочастотные по ЛЭП, радиорелейные, спутниковые, кабельные линии связи, ЕЦССЭ) с единой системой управления.
|
