меньшем объеме позволяет обеспечить такую же достоверность РС, какую имеет, например, полная схема ОДУ Центра.

4. Для полного использования возможностей ОИК АСДУ АО Мосэнерго необходимо обеспе- чить поступление информации об изменениях режимов и схем электрических соединений в сетях соседних энергосистем, включенных в РС, а также разработать программное обеспечение для их обновления с требуемой периодичностью.

Список литературы

1.Информационно-вычислительная система для расчетов и анализа режимов и надежности энергосистем / Галактионов Ю. И., Гончарюк Н. В. и др. – Электричество, 1994, ¹ 9.

2.Гончарюк Н. В. Методика эквивалентирования электриче- ской сети. – Электричество, 2000, ¹ 8.

3.Фролов В. И. Свойство затухания реакций на локальные возмущения и упрощение расчетных схем электрических сетей энергосистем. ВНИИЭ. М., 1990. Деп. в Информэнерго 30 / VII 1990, ¹ 3227.

4.Фролов В. И. Упрощение схем электрических сетей энергосистем для расчетов установившихся режимов с локальными возмущениями. – Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1991, ¹ 4.

5.Идельчик В. И. Расчеты установившихся режимов электри- ческих систем. М.: Энергия, 1977.

6.Îêèí À. À., Портной М. Г., Шелухин Н. Н. Унифицированный состав и структура информации, используемые в системе диспетчерского управления при решении электротехнических задач. – Электричество, 1977, ¹ 6.

7.Фаддеев А. К., Фаддеева В. Н. Вычислительные методы линейной алгебры. М.: Физматгиз, 1960.

Одним из основных направлений повышения эффективности функционирования Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) является создание и развитие систем управления, предназна- ченных для повышения экономичности и надежности процессов преобразования, передачи и распределения электроэнергии за счет комплексной автоматизации сбора, обработки, хранения, передачи информации, принятия решений и реализации функций управления на базе современных программно-технических средств автоматизации, вычислительной техники и информационных технологий. С этой целью должны быть созданы интегрированные автоматизированные системы, охватывающие обе иерархические вертикали технологического управления в электроэнергетике:

оперативно-диспетчерского и технологического управления режимами функционирования электрических сетей, энергосистем и энергообъединений, являющегося прерогативой Системного оператора (ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ);

производственно-технологического управления процессами эксплуатационного обслуживания и развития электрических сетей, осуществляемого Федеральной сетевой компанией (ФСК ЕЭС) и ее филиалами – магистральными электрическими сетями (МЭС со своими региональными предприятиями – ПМЭС).

Нижним уровнем в обеих иерархических интегрированных системах управления должны стать автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) энерго-

объектов (электростанций и подстанций высокого и сверхвысокого напряжения), обеспечивающие значительным объемом достоверной своевременной технологической информации о режимах и состоянии оборудования энергообъектов и прилегающих линий электропередачи не только персонал самих объектов (оперативный и неоперативный), но и обе иерархические вертикали управления в электроэнергетике.

Ñточки зрения оперативно-диспетчерского и технологического управления режимами электри- ческих сетей, энергосистем и энергообъединений создаваемые на системообразующих подстанциях ЕНЭС интегрированные АСУ ТП должны стать естественным “информационным фундаментом” для всех функциональных подсистем автоматиче- ского управления единой интегрированной многоуровневой иерархической системы технологиче- ского управления (АСТУ), в том числе для:

автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ);

систем противоаварийной автоматики (ПА); систем автоматического регулирования напря-

жения и реактивной мощности (АРН); систем автоматического регулирования часто-

ты и перетоков активной мощности (АРЧМ).

Ñдругой стороны, АСУ ТП подстанций должны быть источником разнообразной технологи- ческой информации для создаваемых в настоящее время в иерархии ФСК ЕЭС систем производст- венно-технологического и организационно-эконо- мического корпоративного управления, в том числе управления процессами эксплуатационного обслуживания, ремонта и развития электрических сетей, предназначенных для обеспечения максимальной эффективности деятельности компании за счет автоматизации таких задач, как:

контроль текущего состояния схемы и оборудования основной электрической сети;

планирование и управление работами по ремонтам, техническому обслуживанию и реконструкции оборудования электрических сетей;

управление проведением оперативных переключений на оборудовании электрических сетей;

паспортизация, производственно-технический мониторинг, контроль, учет и анализ текущего и ретроспективного состояния оборудования;

контроль, учет и анализ ресурсов, аварийных отключений, повреждаемости основного оборудования электрических сетей и др.

Таким образом, создание АСУ ТП подстанций должно существенно повысить эффективность функционирования подстанций и прилегающих электрических сетей как за счет совершенствования эксплуатационного обслуживания сетевых объектов, так и за счет повышения качества управления во всех режимах работы ПС.

Необходимость построения на таких подстанциях современных систем управления (АСУ ТП)

устанавливается главой 3.5 “Автоматизированное управление” новой редакции ПУЭ, подготовлен-

ной к изданию ведущими организациями отрасли.

Принципы создания и основные функции АСУ ТП подстанций СВН. Опыт автоматизации

подстанций СВН, накопленный в энергетике развитых стран, свидетельствует о том, что эффективные современные АСУ ТП подстанций данного класса создаются на базе развитых специализированных программно-технических комплексов (ПТК), интегрирующих в своем составе средства решения различных задач автоматического и автоматизированного контроля и управления, в том числе (и прежде всего) – релейной защиты и электроавтоматики (РЗА).

На ПС данного класса с помощью средств АСУ ТП должен решаться достаточно широкий набор “базовых” информационных, управляющих и вспомогательных функций (или функциональных подсистем, задач). Под “базовыми” в данном слу- чае понимаются системообразующие задачи, решение которых необходимо для эффективной организации как оперативно-диспетчерского управления подстанцией в нормальных и аномальных режимах, так и диспетчерско-технологического управления процессами эксплуатационного обслуживания оборудования ПС и прилегающих электрических сетей. Характерной особенностью большинства базовых задач является то, что они решаются в рамках программного обеспечения, поставляемого в составе специализированного ПТК, на основе которого создается АСУ ТП подстанции.

Такими базовыми задачами являются:

сбор и обработка полного объема аналоговой и дискретной информации, характеризующей текущее состояние и режим функционирования основного оборудования подстанции;

контроль режимов ПС, в том числе: представление электрических схем в динамике изменений их состояния и режимов; представление цифровых значений аналоговых параметров, существенных для ведения режима ПС; контроль отклонений аналоговых параметров режима за заданные пределы; предупредительная и аварийная сигнализация технологических событий и событий в АСУ;

регистрация, архивирование и визуализация информации, необходимой для анализа работы электрооборудования, персонала и средств автоматизации, включая: технологические события; результаты осциллографирования аварийных режимов; действующие значения параметров нормального режима в объеме суточной ведомости;

технический учет и контроль качества электроэнергии;

организация автоматизированных рабочих мест – АРМ (в общем случае): оперативно-диспет- черского и ремонтного персонала (оперативного персонала – для ПС с постоянным оперативным

дежурством; дежурного диспетчера соответствующего диспетчерского пункта управления и персонала оперативно-выездных бригад (ОВБ) – для ПС без постоянного оперативного дежурства); инже- нера-релейщика; инженера, обслуживающего комплекс технических и программных средств АСУ ТП;

дистанционное управление коммутационными аппаратами главной схемы подстанции (в общем случае: выключателями, разъединителями, заземляющими разъединителями, РПН трансформаторов) с перечисленных АРМ оперативно-диспет- черского и ремонтного персонала с блокировкой ошибочных операций;

обмен информацией с вышестоящими уровнями иерархии управления в энергосистеме (в рамках соответствующих автоматизированных систем диспетчерского управления);

обмен информацией с вышестоящими уровнями автоматизированных систем управления эксплуатацией и развитием электрических сетей;

мониторинг состояния силового электрооборудования, в том числе: расчет остаточного ресурса; расчет допустимого времени работы в неблагоприятных режимах с учетом предыстории;

мониторинг состояния программно-техниче- ских средств АСУ ТП.

С целью получения максимального эффекта от внедрения АСУ ТП целесообразно предусматривать решение ряда функциональных задач, не являющихся базовыми, но существенно повышающих качество системы управления и, как следствие, эффективность эксплуатации оборудования подстанции.

Структура АСУ ТП ПС должна строиться на основе следующих общих широко известных принципов:

интегрированность (единство) системы; автономность подсистем; иерархичность архитектуры системы;

функциональная и территориальная децентрализация (в том числе, распределенность);

расширяемость и открытость; возможность координации со смежными систе-

мами и автоматизированными системами диспет- черского и технологического управления вышестоящего уровня иерархии (энергосистемы, электросетевых предприятий).

Далее в статье рассматриваются некоторые проблемы, связанные с реализацией одного из важнейших принципов – интегрированности АСУ

ТП подстанции.

Интеграция средств РЗА и автоматизированного управления. Микропроцессорные (МП)

устройства РЗА помимо выполнения основной функции – защиты электротехнического оборудования от повреждений, являются естественным источником информации, необходимой для решения многих функциональных задач АСУ ТП, таких как задачи регистрации и сигнализации различных

событий, оперативного и ретроспективного анализа технологических ситуаций, в том числе правильности работы устройств РЗА (и противоаварийной автоматики), цифрового осциллографирования технологических переменных в аварийных режимах.

В связи с этим при реконструкции или создании АСУ ТП подстанций необходимо стремиться к интеграции устройств РЗА со средствами управления в рамках единого ПТК АСУ ТП. Возможность и простота подобной интеграции является одним из существенных факторов, учитываемых при выборе ПТК, используемого в качестве базового.

Действительно, интеграция современных микропроцессорных средств РЗА в составе единой системы управления является характерным признаком лучших зарубежных специализированных ПТК, ориентированных на создание АСУ ТП электроэнергетических объектов, – указанным свойством обладают ПТК всех ведущих фирм отрасли: ABB, ALSTOM, Siemens, General Electric и др.; причем, интеграция обеспечивается, как правило, на программно-аппаратном уровне внутри однородного ПТК, реализующего одновременно функции и РЗА, и других базовых подсистем АСУ ТП подстанции.

Важным достоинством таких интегрированных систем управления является наличие в составе их программного обеспечения специальных инструментальных программных средств, позволяющих настраивать ПТК на условия конкретного объекта управления и выполняющих тем самым функции системы автоматизированного проектирования (САПР), что обеспечивает высокую надежность АСУ ТП, возможность быстрого внедрения системы в эксплуатацию, а также удобство обслуживания эксплуатационным персоналом подстанции всего парка программно-технических средств системы.

Âслучае применения на подстанции МП терминалов разных фирм как отечественных, так и зарубежных задача интеграции МП устройств РЗА должна решаться на основе использования международных протоколов информационного обмена. Однако это необходимое, но недостаточное условие решения задачи интеграции, так как в подобных случаях могут возникать проблемы стыковки разнородных МП устройств, что требует разработки соответствующего программного обеспечения и, как следствие, увеличивает стоимость реализации системы управления. Другой сложной проблемой, возникающей при интеграции разнородных МП устройств, является необходимость синхронизации их функционирования с требуемой точностью (с учетом синхронизации передаваемой ими информации).

Âсвязи с этим целесообразно на подстанциях рассматриваемого класса строить интегрирован-

ные АСУ ТП на базе однородных ПТК, специально ориентированных на задачи контроля, управления и защиты электротехнического оборудования, серийно выпускаемых и снабженных средствами автоматизированной параметрической настройки на конкретный объект управления.

Поскольку подобные ПТК в настоящее время не выпускаются отечественной промышленностью, то одной из первоочередных задач становится его создание на базе уже имеющихся разработок. Такая задача может быть решена двумя путями.

Первый путь заключается в освоении производства одного из зарубежных специализированных ПТК на лицензионной основе по аналогии с инициативой Минатома РФ, уже организовавшего производство и выпуск ПТК ТПТС-51 по лицензии фирмы Siemens на типовой ПТК Те1ереrm МЕ, предназначенный для создания АСУ ТП энергоблоков. Отметим попутно недопустимость использования ПТК автоматизации энергоблоков “в чистом виде”, без существенной доработки, для решения задач контроля и управления электротехническим оборудованием, что объясняется существенными отличиями тепломеханических и электроэнергетических процессов, прежде всего, по инерционности, и связанной с этим необходимостью решения задач контроля, анализа и управления быстропротекающими электромагнитными и электромеханическими процессами.

Другой возможный путь заключается в разработке специализированного отечественного ПТК для создания АСУ ТП электроэнергетических объектов, ориентированного на интеграцию с МП устройствами разных производителей (как отече- ственных, так и зарубежных). Здесь следует максимально использовать уже имеющийся опыт НИИПТ, РНИИКП, ЗАО “ПИК Прогресс” и других организаций в решении указанной сложной научно-тех- нической проблемы.

Интеграция средств и систем автоматиче- ского управления в составе АСУ ТП подстан-

öèé. Как и системы РЗА, средства и системы автоматического регулирования и управления (САУ) электротехническим оборудованием в нормальных, пред- и послеаварийных режимах (в том числе и противоаварийной автоматики) должны быть реализованы таким образом, чтобы обеспечивалась возможность их автономного функционирования, полностью независимого от состояния остальных средств интегрированной АСУ ТП подстанции.

Цели интеграции средств автоматического управления и остальных компонентов АСУ ТП подстанции в единую аппаратную и программную систему – повышение технического уровня системы, а также значительная экономия затрат на ее создание и обслуживание.

При реализации взаимодействия автономных САУ с остальными средствами АСУ ТП подстан-

ции должна обеспечиваться возможность (в общем случае):

представления на АРМ оперативного персонала информации о функционировании и текущем состоянии САУ (отключено, отказ и т.д.) с помощью тех средств человекомашинного обмена информацией (MMI), которые используются в единой системе управления;

изменения уставок (а в некоторых случаях и параметров настройки) САУ персоналом с соответствующих АРМ также с помощью единых средств ММI;

отключения САУ из работы по инициативе оперативного персонала с его АРМ и перехода на режим дистанционного управления;

использования средств измерения технологи- ческих параметров, применяемых в автономных САУ, в качестве источников информации для решения других задач интегрированной системы управления.

Полностью интегрированная АСУ ТП, как децентрализованная многоуровневая иерархическая система управления, будет иметь следующие основные достоинства:

функции управления в нормальных и аварийных режимах реализуются с помощью ПТС (про- граммно-технических средств) подсистем, “по построению” умеющих общаться;

на каждом присоединении устанавливаются свои устройства, выполняющие все связанные с ним функции: сбор информации о мгновенных значениях токов и напряжений, о положении коммутационной аппаратуры и срабатывании релейной защиты; решение задач, требующих быстроты и надежности;

реализуется единый подход к управлению коммутационными аппаратами, а также штатными устройствами автоматики;

реализуется непременный принцип распределения задач по аппаратуре системы: задачи автоматического управления решаются в контроллерах нижнего уровня, а оперативного управления – с АРМ верхнего уровня, причем контроллеры нижнего уровня должны удовлетворительно выполнять свои функции независимо от состояния средств верхнего уровня.

Проблема интеграции средств противоаварийного управления в состав единой АСУ ТП подстанции имеет свои особенности и трудности по сравнению с аналогичной интеграцией устройств РЗА. В частности, для осуществления интеграции средств ПА в составе АСУ ТП подстанций должна предусматриваться разработка программного согласования средств ПА с остальными средствами

ÏÒÊ ÀÑÓ ÒÏ.

Интеграция данных АСКУЭ. В принципе задачи контроля и учета электроэнергии и мощности (как технического, так и коммерческого) могут и должны решаться средствами базового ПТК АСУ

ТП ПС. Однако для большинства реконструируемых ПС возникает необходимость в интеграции средств автономной АСКУЭ уровня энергообъекта, реализованной или спроектированной с использованием программно-технических средств (счетчиков и УСПД – устройств сбора и передачи данных) других производителей.

На основе данных, полученных средствами АСКУЭ и/или расчетным путем – путем соответствующей обработки текущих значений активной мощности, измеряемых (определяемых) в контроллерах нижнего уровня АСУ ТП, производятся балансные расчеты затрат электроэнергии и составление ведомости технического учета.

С целью использования данных АСКУЭ для решения задач технического учета электроэнергии по присоединениям ПС в рамках АСУ ТП предусматривается реализация специальных компонентов технологического программного обеспечения АСУ ТП, обеспечивающих доступ к УСПД АСКУЭ и организующих формирование и отображение ведомости технического учета электроэнергии на экранах АРМ оперативного персонала и служб ПС.

Для организации технического контроля каче- ства электроэнергии могут использоваться специальные приборы, входящие в состав устройств нижнего уровня ПТК АСУ ТП (если соответству-

ющая задача не решается в рамках АСКУЭ).

Интеграция средств сбора и передачи телеинформации, аварийной регистрации, контроля и диагностики основного оборудования подстанции. Общие проблемы. Создание полномас-

штабных АСУ ТП подстанций с учетом реконструкции, технического перевооружения и развития существующих на ряде подстанций устройств и систем автоматизации может приводить к необходимости решения проблем интеграции разнородных программно-аппаратных средств решения отдельных задач. Чаще всего такая необходимость возникает в отношении следующих существующих или вновь внедряемых на подстанциях автономных средств (подсистем):

сбора и передачи на высшие уровни иерархии диспетчерского управления требуемого объема оперативно-диспетчерской телеинформации;

сбора и обработки данных аварийной регистрации, получаемых как от МП терминалов РЗА, так и от цифровых регистраторов аварийных процессов; организации АРМ инженера-релейщика;

контроля и диагностики основного оборудования подстанции (трансформаторов, выключателей, реакторов и т.д.).

Это объясняется как существованием подобных средств и систем на подстанциях, так и тем, что в условиях создания систем управления на действующих (реконструируемых) объектах работы, как правило, затягиваются на несколько лет, в течение которых предприятия МЭС вынуждены производить частичное обновление эксплуатируе-

мого парка технических средств и внедрять новые средства для решения неотложных задач.

Основное общее требование, удовлетворение которого делает возможной и практически выполнимой указанную интеграцию, заключается в том, что внедрению автономных средств и систем автоматизации на подстанциях должны предшествовать разработка и согласование проекта АСУ ТП подстанции в целом (в соответствии с одним из руководящих принципов системного подхода – проектирование системы управления “сверху – вниз”). В рамках реализации этого проекта планируемое внедрение тех или иных автономных средств и систем автоматизации на данной подстанции должно осуществляться в качестве первых этапов создания в будущем полномасштабной АСУ ТП.

С этой целью в составе проекта должны быть выбраны такие технические и программные средства решения указанных автономных задач, которые либо заведомо входят в состав единого ПТК, позволяющего поэтапно развивать пусковой комплекс системы, либо (как минимум) обеспечивают возможность “нормальной” стыковки с другими средствами будущей АСУ ТП, т.е. гарантируют возможность организации информационного обмена в системе с использованием стандартных международных протоколов.

Интеграция автономных средств и подсистем ССПИ. При построении АСУ ТП на подстан-

циях существующие и внедряемые при реконструкции средства сбора и передачи диспетчерскотехнологической информации (ССПИ) на высшие уровни иерархии управления могут использоваться в качестве резервных, а также – в случае необходимости – на первых этапах внедрения соответствующих средств АСУ ТП и каналов межмашинной передачи данных от ПС.

Помимо уже отмеченной необходимости предварительной разработки системы управления ПС в целом, основным техническим требованием к автономно внедряемым средствам сбора и передачи данных (телемеханики) является поддержка ими стандартных протоколов информационного обмена, например, ГОСТ Р МЭК 60870-5-10х, что делает возможным их дальнейшую интеграцию в составе единой АСУ ТП подстанции. Однако для достижения более полной интеграции целесообразно выбирать указанные программно-технические средства ССПИ в процессе проектирования АСУ ТП подстанции из состава компонентов ПТК, на базе которого предполагается построение системы управления в целом.

Интеграция автономных средств и подсистем сбора, обработки и представления информации аварийных режимов. Как отмечалось, ха-

рактерной особенностью современных ПТК, на базе которых создается АСУ ТП подстанции, является то, что микропроцессорные устройства РЗА,

помимо выполнения основной функции – защиты электротехнического оборудования от повреждений – играют роль компонентов нижнего уровня системы управления и снабжают (в рамках “своего” ПТК) верхний уровень АСУ ТП информацией, необходимой для решения многих функциональных задач, в том числе и цифрового осциллографирования основных электрических параметров в аварийных режимах.

Однако в реальных условиях замена функционирующих в настоящее время на подстанциях устройств РЗА на современные микропроцессорные растягивается на годы, в течение которых реализация функции цифрового осциллографирования на присоединениях, где пока отсутствуют МП защиты, вынужденно осуществляется путем внедрения отдельных цифровых регистраторов аварийных процессов (таких как БАРС, ПАРМА, ГОСАН и др.) или их комплексов.

Автономные цифровые регистраторы аварийных событий должны проектироваться в качестве функциональной подсистемы будущей единой системы управления подстанцией. С этой целью должны быть заранее предусмотрены механизмы: передачи аварийной информации (в том числе, и данных осциллографирования) с использованием международных стандартных протоколов в интегрирующее ядро системы управления; организации единых архивов аварийных событий, АРМ инже- нера-релейщика системы единого времени (общей для всех регистраторов и для остальных компонентов системы управления).

Для создания развитых средств поддержки персонала служб ОДУ и МЭС при анализе аварийных ситуаций, таких, например, как информаци- онно-экспертные системы аварийных режимов (ИЭС АР), должна также обеспечиваться возможность единообразной передачи данных от регистраторов аварийных событий в соответствующую базу данных.

Интеграция автономных подсистем контроля и диагностики основного оборудования под-

станции. Поскольку основное электротехниче- ское оборудование подстанций СВН имеет весьма высокую степень физического износа, то внедрение на подстанциях программно-технических средств диагностики силового оборудования (трансформаторов, реакторов, высоковольтных выключателей, синхронных компенсаторов и др.) является актуальной задачей, позволяющей существенно повысить надежность работы подстанций. В связи с этим возникает стремление к автономному внедрению подобных комплексов программнотехнических средств контроля и диагностики, не “дожидаясь” внедрения полномасштабных АСУ ТП, в рамках которых, как правило, предусматриваются соответствующие функции.

С целью обеспечения возможности последующей интеграции при проектировании средств кон-

троля и диагностики должны предусматриваться технические решения, обеспечивающие организацию их подключения в качестве информационных подсистем к интегрирующему ядру системы управления. Например, такая диагностическая подсистема может реализовываться как иерархи- ческая трехуровневая локальная сеть, нижний уровень которой образуют датчики и первичные преобразователи, средний уровень – технические средства сбора и предварительной обработки диагностической информации, а верхний – IBM-со- вместимый компьютер, одновременно выполняющий функции шлюза для коммуникаций с интегрирующим ядром системы управления по согласованному стандартному протоколу информационного обмена.

Создание систем диспетчерского управления подстанциями СВН. Перспективным направ-

лением развития систем управления подстанциями напряжения 220 кВ и выше является увеличе- ние степени их автоматизации, позволяющее не только оптимизировать технологические процессы преобразования, передачи и распределения электроэнергии в ЕНЭС, но и перейти на организацию оперативного телеуправления такими подстанциями с диспетчерских пунктов (ДП) предприятий электрических сетей или ОДУ (РДУ), что сделает возможным отказаться от постоянного присутствия на ПС данного класса оперативного персонала.

С этой целью в составе ПТК должны быть предусмотрены современные микропроцессорные средства сбора, обработки и передачи текущей информации и команд телеуправления, которые позволяют выполнять практически все перечисленные ранее базовые функции АСУ ТП ПС, причем, с организацией удаленных автоматизированных рабочих мест диспетчерского персонала и служб ДП. При этом должна обеспечиваться возможность передачи (по волоконно-оптическим каналам связи с использованием международных стандартных протоколов информационного обмена) оперативной телеинформации в объеме, достаточ- ном для эффективного диспетчерского управления подстанцией, а также информации, необходимой для ретроспективного анализа аварийных ситуаций на ПС и в прилегающих электрических сетях.

Как правило, на подстанциях данного класса средствами указанных ПТК, помимо организации удаленных АРМ диспетчерского персонала и служб ДП, целесообразно организовывать централизованные и/или локальные АРМ (в том числе, мобильные) для персонала оперативно-выездных бригад (ОВБ), существенно повышающие эффективность работ по эксплуатационному обслуживанию оборудования подстанций.

В качестве примера целесообразно рассмотреть создаваемую в настоящее время подстанцию 750 кВ Череповецкая, которую предполагается эк-