Развитие телекоммуникаций ОДУ Сибири как составной части технологической сети связи Системного оператора

Павлюк С. В., èíæ.

Филиал ОАО “СО-ЦДУ ЕЭС” ОДУ Сибири

Развитие ведомственной сети связи электроэнергетики началось в конце 60-х годов прошлого века, когда 11 отраслей (МПС, электроэнергетика, газовая, нефтяная, угольная и др.) специальным правительственным постановлением получили разрешение на создание собственных технологи- ческих сетей связи. Вначале она создавалась с широким использованием кабельных и радиорелейных линий, а также ВЛ.

В 80-е годы начали появляться аппаратные средства для цифрового представления информации, ее обработки и передачи, что стало толчком к бурному развитию телекоммуникационной отрасли и применению передовых технологий.

Сегодня компании всех отраслей сталкиваются с проблемой повышения эффективности своей деятельности, что напрямую связано с оптимизацией их бизнес-процессов. Это, в свою очередь, невозможно без применения современных информационных технологий: различного рода корпоративных и информационных систем, систем связи и телекоммуникаций.

Однако применительно к электроэнергетике телекоммуникации влияют не только на эффективность и оптимальность бизнес-процессов, но и определяют надежность и устойчивость Единой энергетической системы (ЕЭС).

До недавнего времени ведомственная сеть связи РАО “ЕЭС России”, охватывающая компании электроэнергетики, развивалась как единая сеть связи.

К середине 2003 г. уровень цифрового представления информации сети РАО “ЕЭС России” в части коммутационной техники составлял около 40%, в области систем передачи – более 60%.

В основу развития сети РАО “ЕЭС России” был положен принцип поэтапного создания единой широкополосной цифровой сети интегрального обслуживания. В первую очередь, были внедрены волоконно-оптические линии связи (ВОЛС) с подвеской кабелей на ВЛ всех классов напряжений. Протяженность ВОЛС в сетях РАО “ЕЭС России” к концу 2005 г. должна составить 28,5 тыс. км, в том числе магистральной сети – около 23 тыс. км. На первичной сети предполагалось также строительство цифровых радиорелейных линий.

Процессы реформирования электроэнергетики

èреструктуризация РАО “ЕЭС России”, определенные постановлением Правительства РФ ¹ 526 от 11/VII 2001 г. “О реформировании электроэнергетики”, привели к принципиальному изменению взаимоотношений между участниками параллельной работы в ЕЭС, их степени ответственности за надежность и эффективность функционирования Единой энергосистемы, что потребовало пересмотра действующих нормативно-технических и эксплуатационных документов, договорных отношений, определяющих организацию эксплуатации

èразвитие сети связи РАО “ЕЭС России”.

Âконечном итоге это привело к разделению сети связи РАО “ЕЭС России” на две наиболее крупные ее составляющие: цифровую первичную сеть связи Системного оператора (ЦПСС СО) и сеть связи ФСК [в дальнейшем, с развитием, полу- чившую название: единая цифровая сеть связи электроэнергетики (ЕЦССЭ)].

Структура информационного взаимодействия в условиях оптового рынка показана на ðèñ. 1.

Таким образом, СО объединяет три уровня диспетчерского управления и находится в центре организационной структуры. ЦПСС CО является основой информационной инфраструктуры управления ЕЭС и состоит из ведомственных и преимущественно арендованных каналов связи, объединяющих между собой структурные подразделения СО (ЦДУ – ОДУ – РДУ) в единый технологиче- ский комплекс.

Сеть связи обеспечивает переговоры диспет- черского персонала разных уровней управления ЕЭС, работоспособность оперативно-информаци- онных и противоаварийных комплексов, передачу технологической информации, объединение ин- формационно-вычислительных сетей. Надежность функционирования сети связи обеспечивает устойчивость работы ЕЭC.

В настоящее время активно ведутся работы по развитию ЦПСС СО с учетом организации региональных диспетчерских управлений. Приоритетной задачей является обеспечение общих органи- зационно-технических принципов развития сети, учитывающих условия становления и функционирования филиалов СО и рынка электроэнергетики.

ЦПСС СО строится на базе цифровых потоков и отдельных цифровых каналов связи емкостью n 64 кбит/с, арендуемых у операторов связи ОАО “Ростелеком” и ЗАО “Компания ТрансТелеКом”. В перспективе предполагается использовать канальный ресурс создаваемой ФСК сети ЕЦССЭ. Наличие альтернативных цифровых маршрутов позволяет повысить надежность работы создаваемой сети и обеспечить необходимое резервирование и дублирование по независимым разнесенным трассам.

Взаимоотношения с ОАО “Ростелеком” строятся на общих договорных принципах. Взаимоотношения с ЗАО “Компания ТрансТелеКом” регламентируются “Соглашением об организации корпоративной сети связи ОАО “СО-ЦДУ ЕЭС” на базе магистральной цифровой сети ЗАО “Компания ТрансТелеКом”.

Перспективная схема ЦПСС СО показана на ðèñ. 2.

В рамках развития ЦПСС СО к настоящему моменту уже проделана большая работа. В СОЦДУ, ОДУ и отдельных РДУ внедрены цифровые автоматические телефонные станции, мультиплексоры, организованы цифровые каналы связи емкостью n 64 кбит/с, разработаны технологии перехода с аналоговых на цифровые каналы связи, позволяющие выполнить требование непрерывности диспетчерско-технологического управления.

В качестве оборудования гибкого мультиплексирования и кроссконнекции используется линейка оборудования MainStreet (Alcatel), a в качестве маршрутизаторов – оборудование Cisco (Cisco Systems Inc.). Причем узлы СО-ЦДУ и ОДУ оснащаются мультиплексорами MainStreet 3600, позволяющими обеспечивать необходимое резервирование и масштаб, а РДУ – MainStreet 3600 или MainStreet 3612 в зависимости от требуемой канальной емкости.

Управление мультиплексорным оборудованием сети осуществляется по иерархическому принципу с помощью системы управления (TMN) Main Street 46020 (Alcatel; более поздние версии Alcatel 5620). Распределение оборудования между уровнями иерархии управления должно осуществляться на основе территориального разделения и разграниче- ния зон ответственности администраторов сети.

Для обеспечения коммутации каналов диспет- черской связи и технологической телефонной связи используются коммутационные системы Hicom (Siemens).

Для повышения эффективности работы персонала в СО-ЦДУ и филиалах развертываются системы микросотовой связи Cordless (Siemens), для повышения информативности селекторных совещаний и дистанционных технических обучений используются системы видеоконференцсвязи ViewStation (Polycom).

* # ) & ' ! ,

1 – оперативно-диспетческая информация, телеинформация, данные АСКУЭ; 2 – коммерческая информация АТС; произ- водственно-техническая информация: 3 – ÃÊ; 4 – ÔÑÊ; 5 – ÐÑÊ

В ОДУ Сибири с 2001 г. эксплуатируются две [диспетчерский коммутатор ДК и учрежденческая (АТС)] коммутационные системы Hicom 350E, реализующие функции диспетчерского коммутатора и технологической АТС. С использованием мультиплексоров MainStreet 3600 и маршрутизатора Cisco 3640 организованы цифровые мультисервисные каналы на направлениях: ЦДУ, ОДУ Востока, Новосибирскэнерго, Томское РДУ, Красноярское РДУ, Иркутскэнерго. Для доступа на узлы операторов ОАО “Ростелеком” и ЗАО “Компания ТрансТелеКом” построена ВОЛС и используется оборудование SDH MicroSDM (ECI). До конца 2004 г. планируются во всех РДУ ОЭС Сибири монтаж и ввод в эксплуатацию мультиплексорного оборудования и цифровой АТС, а также организация доступа на узлы операторов. Для организации управления сегментом ОЭС Сибири ЦПСС СО прорабатывается вопрос организации удаленного рабочего места системы управления MainStreet 46020, установленной в СО-ЦДУ. В развитии телеметриче- ской подсети приоритетным направлением является переход на цифровой протокол FDST, позволяющий использовать каналы IP. С этой целью в ОДУ Сибири проведена модернизация ЦППС КОТМИ (ОАО “Электроцентроналадка”) с заменой операционной системы OS/2 на NT, а в РДУ

закуплены и ведутся работы по внедрению ЦППС SmartFEP (ЗАО “РТ-Софт”).

Наиболее проблематично обстоит ситуация с организацией цифровых каналов на направлениях электростанций, находящихся в оперативном управлении или ведении ОДУ Сибири. В настоящее время организован канал 128 кбит/с с Березовской ГРЭС-1, однако отсутствие мультиплексорного оборудования на ней не позволяет использовать его полнофункционально. Такое положение в совокупности с тем, что в местах расположения электростанций, как правило, пунктом доступа к аналоговой сети оператора являются районные узлы связи (без достаточного резервирования), не позволяет обеспечить требуемую надежность диспетчерской связи и, главное, является сдерживающим фактором в развитии системы автоматизированной регулировки частоты и мощности (вследствие невозможности передачи сигналов телерегулирования с достаточной скоростью).

Для решения указанной проблемы принято решение о создании первой очереди сети приема-пе- редачи управляющей информации АРЧМ станции и ПС, которая охватит Березовскую ГРЭС-1, Сая- но-Шушенскую, Братскую и Усть-Илимскую ГЭС. Сеть будет организована на базе арендованных цифровых каналов доступных операторов в месте расположения электростанций и мультиплексорного оборудования MainStreet 3612. Узлы будут предусматривать возможность подключения контроллеров – задатчиков внеплановой мощности (со скоростью передачи до 19,2 кбит/с) и обеспечи- вать канал диспетчерской связи. Также будет воз-

можно доукомплектовать оборудование для организации канала IP для передачи технологических данных различного назначения [АСКУЭ, цифровой регистратор аварийных событий (РАС) и др.].

Таким образом, проделанная работа существенно повысила скорость информационного обмена, надежность работы сети связи и снизила затраты на ее эксплуатацию, однако она не является пределом развития ТС. Дальнейшее перспективное развитие первичной сети связи должно происходить по следующим основным направлениям:

организация новых региональных сетевых узлов сети в РДУ, их оснащение современным оборудованием и организация обходных резервных цифровых каналов между соседними РДУ;

повышение надежности работы мультиплексорного оборудования узлов сети и соединительных линий к узлам доступа за счет организации горячего резервирования оборудования и дублирующих соединительных линий;

наращивание арендованной емкости цифровых потоков между сетевыми узлами;

опережающее развитие высокоскоростной сети передачи данных с пакетной коммутацией на основе IP и в перспективе – переход к единой интеллектуальной мультисервисной транспортной сети.

В заключение хотелось бы отметить, что наметившиеся темпы развития и модернизации технологической сети СО дают основание полагать, что в ближайшие годы будут полностью удовлетворены потребности в связи и передаче трафика не только оперативного диспетчерского управления, но и рыночных структур.

Объединенная энергосистема (ОЭС) Сибири расположена на территории Восточной и Западной Сибири и имеет протяженность более 4 тыс. км в широтном направлении, охватывая полностью 4 часовых пояса.

В состав ОЭС Сибири входит 12 энергосистем, установленная мощность которых по состоянию на 1 I 2004 г. составила 46,4 тыс. МВт, причем почти половина установленной мощности сосредоточена на гидроэлектростанциях.

В ОЭС Сибири работают крупнейшие гидроэлектростанции России, которые могут принимать участие в автоматическом регулировании частоты и перетоков активной мощности с достаточно большим регулировочным диапазоном.

Система АРЧМ функционирует в ОЭС Сибири более 30 лет. За это время система много раз модернизировалась, усовершенствовались алгоритмы, применялись новые технические средства. В 2002 г. в ОДУ Сибири была внедрена новая модернизированная система автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (АРЧМ ОДУ Сибири), которая разработана на базе современных технических средств (ðèñ. 1, 2).

Система автоматического регулирования частоты и перетоков мощности предназначена для автоматизации управления режимом энергообъединения Сибири. Система обеспечивает автоматиче- ское регулирование частоты и поддержание в за-

данных пределах перетоков активной мощности в наиболее ответственных сечениях как внутри ОЭС, так и в сечении ОЭС Сибири – ОЭС Казахстана (ПС Барнаульская – ПС Рубцовская – ПС Экибастузская).

К АРЧМ ОЭС Сибири могут быть подключены следующие (одна или несколько) регулирующие ГЭС: Братская, Усть-Илимская, Красноярская, Са- яно-Шушенская.

Все ГЭС, кроме Саяно-Шушенской, имеют однотипные устройства группового регулирования активной мощности (ГРАМ) типа ЦЗАН (центральный задатчик активной нагрузки) с задатчиками внеплановой мощности (ЗВМ). На Саяно-Шушен- ской ГЭС установлено устройство группового регулирования активной и реактивной мощности (ГРАРМ), выполненное на микропроцессорной базе ОАО “Промавтоматика” (г. Санкт-Петербург).

Система АРЧМ выполнена на базе программируемого логического контроллера (ПЛК) SJ1 (фирма “OMRON”). Для визуального контроля режима работы АРЧМ, задания уставок и настроечной информации, а также ведения архивов контроллер подключен к ЛВС ОДУ Сибири (Ethernet). На терминалах пользователей локальной вычислительной сети (ЛВС), которым необходимо общение с центральной системой (ЦС) АРЧМ, установлено специальное программное обеспечение (SX-Su- pervisor), с помощью которого пользователи в со-

ответствии с правами могут управлять, перестраивать или наблюдать за работой системы АРЧМ. Архивирование информации осуществляется на сервере, чтение архивов доступно с любого терминала ЛВС.

Для надежности в системе установлены два однотипных контроллера. Учитывая высокую надежность контроллеров, в работе постоянно находится один из них, второй находится в неавтомати- ческом резерве.

Для сбора и передачи информации для АРЧМ используются специальные каналы телемеханики (ТМ) на аппаратуре УТК-1, УТМ-7. Приемопередающее устройство в ОДУ – КОТМИ. Информация о состоянии режима ОЭС (телеизмерения– ТИ) и блокирующие сигналы (телесигналы – ТС) передаются с КОТМИ на ПЛК. Связь между ГРАРМ Саяно-Шушенской ГЭС и АРЧМ организована помимо КОТМИ с помощью модемов ТФМ по Protocol Modbus. Это повысило надежность передачи информации, качество и точность ТИ, позволило расширить объем передаваемой информации.

Система АРЧМ ОДУ Сибири выполняет следующие функции:

автоматическое регулирование частоты в ОЭС – АРЧ;

автоматическое ограничение перетока активной мощности (в обе стороны) по сечению Сибирь – Казахстан (ВЛ 500 кВ ПС Барнаульская – Ермаковская ГРЭС, ПС Барнаульская – ПС Экибастузская) – АОП-551;

автоматическое регулирование перетока активной мощности по сечению Сибирь – Казахстан с коррекцией уставки перетока по частоте – АРПЧ-551; автоматическое ограничение перетока активной мощности по сечению Кузбасс – Запад (ВЛ 500 кВ ПС Ново-Анжерская – ПС Юрга, ПС Новокузнецкая – ПС Барнаульская, ПС Итатская – ПС

Алтай) – АОП-530; автоматическое ограничение перетока активной

мощности по сечению Красноярск, Хакассия – Запад (сумма перетоков по шести ВЛ 500 кВ) – АОП-517 (с востока на запад);

автоматическое ограничение перетока активной мощности (в обе стороны) по сечению Братск – Красноярск (ВЛ 500 кВ ПС Тайшет – ПС Камала, две цепи) – АОП-503;

автоматическое регулирование перетока активной мощности по сечению Братск – Красноярск с коррекцией по частоте – АРПЧ-503;

задание внеплановых мощностей на регулирующие электростанции с учетом коэффициентов долевого участия и учет выработки электроэнергии по заданиям внеплановых мощностей;

прием и реализация регулирующего сигнала с верхнего уровня [от центральной координирующей системы (ЦКС) АРЧМ ЦДУ ЕЭС].

Система построена по централизованному принципу, т.е. регулирующим электростанциям автоматически задается внеплановая нагрузка с диспетчерского пункта ОДУ по каналам телемеханики.

Программируемый логический контроллер SJ1 (фирма “OMRON”) является базовым узлом системы АРЧМ. На ПЛК реализованы алгоритмы работы АРЧМ и ПИД-регуляторы (пропорционально- интегрально-дифференциальный регулятор), с помощью которых выполнены ограничители перетоков, регуляторы режимов, формирователи управляющих воздействий. Программы выполнены по стандарту IEC1131-3 в виде функциональных блоковых диаграмм FBD и релейных диаграмм RLL. Программы готовятся программным пакетом CxProgrammer.

В состав программ ПЛК входят следующие модули:

МО – модуль приема и выдачи информации с устройства телемеханики (ТМ);

АОП – автоматические ограничители перетоков; АРП – автоматический регулятор перетока с

коррекцией уставки по частоте; АРЧ – автоматический регулятор частоты;

АРПЧ – комбинированный регулятор перетока и частоты;

ЗВМ ЦДУ – задатчик внеплановой мощности из ЦДУ;

ФУВ – формирователи управляющих воздействий для формирования внеплановых мощностей и передачи их на ГРАМ электрической станции;

МБД – модуль формирования блокировок и диагностики входной информации;

МКУЭ – модуль контроля и учета выработки электроэнергии по внеплановой мощности и задания режима работы для регулирующей станции.

Все модули запускаются диспетчером программ с заданным интервалом времени цикличе- ски. Цикл расчета и выдачи управляющих сигналов 1 с.

Коммуникационные возможности ПЛК позволяют связываться с устройством ТМ по следующим интерфейсам:

Ethernet; Controller Link;

CompoBus D (Devicenet); Profibus-DP;

Protocol Modbus;

Protocol Macro (RS-232, RS-485).

Для связи с КОТМИ, через который поступает вся телеинформация в ПЛК и передается к регулирующим электростанциям, используется Protocol Macro. Связь ПЛК с Саяно-Шушенской ГЭС осуществляется по Protocol Modbus.

Технические характеристики ПЛК и системы: число принимаемой и передаваемой информа-

öèè:

ТИ (16 разрядов) – до 1000 шт.; ТС – до 4000 шт.;

число регуляторов и ограничителей – до 32 шт.;

диапазон внеплановых мощностей АОП, АРП и АРПЧ задается при настройке от минус 6000 до + 6000 МВт;

число управляемых электрических станций – до 32 шт. Задание по внеплановой мощности на станции подается через формирователи управляющих воздействий (ФУВ) по интегральному закону регулирования;

диапазон внеплановой мощности ФУВ и задат- чика внеплановой мощности ЦДУ задается при настройке и может корректироваться по информации от ГРАМ ГЭС от минус 6000 до + 6000 МВт;

программирование ПЛК – релейно-контактная (ступенчатая) программа;

объем памяти программ – до 250 кбайт; объем памяти данных – до 448 кбайт; число инструкций ПЛК – 400; наработка на отказ – не менее 100 000 ч;

питание ПЛК: 220 В переменного тока, 50 Гц; размеры ПЛК: 260 130 123 мм.

Устройство работает в помещениях без микроклимата при температуре окружающей среды от 0 до 55°С, при влажности воздуха до 80%, сейсмиче- ских воздействиях 7 баллов в условиях существующих электрических и электромагнитных помех.

Настройки параметров регулирования АОП, ФУВ, АРП и АРЧ, диапазонов внеплановых мощностей осуществляются персоналом ОДУ заданием соответствующих характеристик в базе данных настроечных параметров. Можно производить оперативное изменение большинства параметров настройки без остановки комплекса.

Работа регуляторов блокируется:

при работе более приоритетного регулятора или ограничителя;

при неисправных измерениях данного сечения (частоты);

при разрыве сечения, переток по которому регулируется (ограничивается).

При срабатывании противоаварийной автоматики на отключение генераторов блокируется изменение мощности на “прибавить” для всех регулирующих станций. Также блокируется изменение мощности станции при исчерпании на ней регулировочного диапазона (в соответствующую сторону).

Выводы

1.Система АРЧМ ОДУ Сибири, функционирующая в настоящее время в ОДУ Сибири, разработана на современной технической базе и способна обеспечить повышение надежности работы основной сети энергообъединения Сибири.

2.Существенной особенностью разработанной системы АРЧМ является реализация учета энергии, выработанной регулирующей ГЭС по заданию системы. Это позволит оценить экономиче- ские затраты ГЭС, участвующей в регулировании.