Диспетчеризация управления и контроля электроподстанций

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Введение

1.1 Назначение диспетчеризации в энергосистемах

диспетчеризация энергосистема программный серверный

Под диспетчеризацией понимается централизация (концентрация) оперативного контроля и управления на энергетических, транспортных, промышленных и других предприятиях, основанная на применении современных средств передачи и обработки информации. Диспетчеризация обеспечивает согласованную работу отдельных звеньев управляемого объекта в целях повышения технико-экономических показателей, ритмичности работы, лучшего использования производственных мощностей

Диспетчер - это человек, который отвечает за эффективное функционирование всего технологического процесса.

Функции диспетчера:

· осуществление оперативного управления всеми технологическим операциям в соответствии с инструкциями и заданиями верхнего уровня управления (центрального диспетчера);

· дистанционное управление механизмами и поточно-транспортными системами, различными удаленными станциями (электрическими, насосными, тепловыми, газовыми);

· контроль выполнения распоряжений центрального диспетчера;

· контроль выполнения работ операторами, обходчиками, ремонтниками, аварийными бригадами, транспортниками и т.д.

Структура диспетчерского управления в энергосистемах основана на централизованно-ступенчатом (иерархическом) принципе со строгим подчинением низшего звена высшему. Высшей ступенью диспетчерского управления является Центральное диспетчерское управление (ЦДУ). Центральное диспетчерское управление непосредственно руководит работой диспетчерских управлений объединенных энергосистем (ОДУ ОЭС). Оперативным центром ОДУ ОЭС является ДП ОДУ. Каждая энергосистема входящая в ОЭС, имеет собственный оперативный центр - Центральный диспетчерский пункт энергосистема (ЦДП). Диспетчер энергосистемы управляет работой энергообъектов (электростанциями, подстанциями, сетями) либо непосредственно, либо через промежуточные диспетчерские пункты предприятий электросетей (ДП ПЭС), диспетчерские пункты районов электросетей (ДП РЭС), опорные оперативные пункты (ООП), являющиеся филиалами ДП ПЭС или ДП РЭС, организуемыми для диспетчерского управления и оперативного обслуживания узлов электрических сетей, удаленных от ДП ПЭС или ДП РЭС.

Электростанции, подстанции или часть их оборудования, на которых оперативные переключения или изменения режима работы могут производиться по прямому указанию оперативного персонала ДП, в зону действия которого входит данный энергообъект, называют энергообъектами, находящимися в непосредственном оперативном управлении данного диспетчерского пункта. Если же переключения и изменения режима работы энергообъектов производятся персоналом данного ДП только по указанию или с разрешения вышестоящего ДП, то такие энергообъекты называются энергообъектами, находящимися в оперативном ведении вышестоящего ДП.

Так, в оперативном управлении или оперативном ведении ДП ОДУ находятся электростанции, подстанции и часть их оборудования и линии электропередачи, на которых изменение режима работы или коммутационные переключения существенно влияют на надежность и экономичность работы объединенной энергосистемы. Такие энергообъекты называются энергообъектами межсистемного назначения. К ним, в частности, относятся межсистемные линии электропередач, обеспечивающие параллельную работу и обмен мощностями, а также так называемые регулирующие станции, принимающие участие в регулировании частоты и покрытии пиковых нагрузок в объединенных энергосистемах.



Размещено на http://www.allbest.ru/

На рис. 1 приведена структурная схема диспетчерского управления энергосистемой.

В оперативном управлении или ведении (через ДП ПЭС, например) ЦДП энергосистемы находятся энергообъекты системного значения, т. е. те энергообъекты, работа которых существенно влияет на надежность и экономичность работы данной энергосистемы. К таким энергообъектам, в частности, относятся электростанции, мощность которых превышает 3-5% суммарной установленной мощности энергосистемы, называемые основными электростанциями энергетической системы.

Характер подчиненности энергообъектов тем или иным диспетчерским пунктам определяет объемы и пути оперативной информации, передаваемой на диспетчерские пункты средствами телемеханики.

Объемы средств телемеханики на ДП различных уровней иерархии регламентируются “Основными положениями по объемам средств телемеханики и связи в энергосистемах”. Согласно этим положениям на диспетчерских пунктах объединенных энергетических систем для диспетчерского управления предусматриваются следующие объемы средств телемеханики:

а) телесигнализации положения основного коммутационного оборудования энергообъектов, находящихся в непосредственном оперативном управлении и в ведении ДП ОДУ(выключатели мощности межсистемных связей и основных линии электропередач, определяющих параллельную работу энергосистем, а также линейные, секционные, шиносоединительные, трансформаторные и генераторные выключатели отдельных регулирующих электростанции, узловых и транзитных подстанций, имеющих межсистемное значение;

б) телеизмерение активной мощности каждой из энергосистем, выходящих в объединение с суммированием и регистрацией обей суммарной мощности;

в) телеизмерение суммарной активной мощности отдельных электростанции, имеющих межсистемное значение;

г) телеизмерение частоты в нескольких контрольных точках объединении с регистрацией частоты, как правило в одной контрольной точке;

д) телеизмерение с регистрацией напряжения в нескольких контрольных точках основной сети объединения.



1.2 Цели и задачи диспетчеризации

Целью бакалаврской работы является решение задачи диспетчеризации на технологическом и производственном уровнях с отработкой дистанционного управления одним из центральных распределительных пунктов (ЦРП).

Исходными условиями для выполнения работы являются:

· разработка прикладного программного обеспечения диспетчеризации средствами SCADA системы типа Трейс Моуд версии 6.

· однолинейная схема телемеханизируемого ЦРП, определяющая состав коммутируемых цепей и объем диспетчеризации;

Задачи, которые необходимо решить в бакалаврской работе ддя достижения поставленной цели:

1. Разработка прикладного программного обеспечения диспетчеризации ЦРП средствами SCADA системы типа Трейс Моуд версии 6.

2. Проверка функционирования разработанного технического решения диспетчеризации ЦРП.

3. Анализ задач диспетчера на производственном уровне.

4. Повышение эффективности работы диспетчера в части решения задач управления как технологическим, так и производственным процессами.



2. Разработка прикладного программного обеспечения диспетчеризации ЦРП

2.1 SCADA -технология организации человеко-машинного интерфейса «диспетчер-система» (HMI) и разработки ППО автоматизации объекта

Приступая к разработке специализированного прикладного программного обеспечения (ППО) для создания системы контроля и управления обычно выбирают один из следующих путей:

· Программирование с использованием "традиционных" средств (традиционные языки программирования, стандартные средства отладки и пр.)

· Использование SCADA-систем - инструментальных проблемно-ориентированных средств.

Для сложных распределенных систем процесс разработки собственного ППО с использованием "традиционных" средств может стать недопустимо длительным, а затраты на его разработку неоправданно высокими. Вариант с непосредственным программированием относительно привлекателен лишь для простых систем или небольших фрагментов большой системы, для которых нет стандартных решений (не написан, например, подходящий драйвер) или они не устраивают по тем или иным причинам в принципе.

Процесс разработки ППО важно упростить, сократить временные и прямые финансовые затраты на разработку ППО, минимизировать затраты труда высококлассных программистов, по возможности привлекая к разработке специалистов-технологов в области автоматизируемых процессов. При такой постановке задачи второй путь может оказаться более предпочтительным. Именно поэтому в настоящее время использование SCADA-систем стало стандартным.

SCADA-система (Supervisory Control And Data Acquisition) -- программно-аппаратный комплекс сбора данных и диспетчерского контроля. Смысл, вкладываемый в термин SCADA, изменялся вместе с развитием технологий автоматизации и управления технологическими процессами. В 80-е годы под SCADA-системами чаще понимали программно-аппаратные комплексы сбора данных реального времени. С 90-х годов термин SCADA больше используется для обозначения только программной части интерфейса АСУ ТП (автоматической системы управления технологическими процессами).

SCADA-системы предназначены для осуществления мониторинга и диспетчерского контроля большого числа удаленных объектов (от 1 до 10000 , иногда на расстоянии в тысячи километров друг от друга) или одного территориально распределенного объекта. К таким объектам относятся нефтепроводы, газопроводы, водопроводы, электрораспределительные сети, водозаборы, дизель-генераторные пункты и т.д.

Главная задача SCADA-систем - это сбор информации о множестве удаленных объектов, поступающей с пунктов контроля, и отображение этой информации в едином диспетчерском центре. Также, SCADA-система должна обеспечивать долгосрочное архивирование полученных данных. Диспетчер зачастую обладает возможностью не только пассивно наблюдать за объектом, но и им управлять им, реагируя на различные ситуации.

Задачи SCADA-систем:

-обмен данными с УСО (устройства связи с объектом, то есть с промышленными контроллерами и платами ввода/вывода) в реальном времени через драйверы;

-обработка информации в реальном времени;

-отображение информации на экране монитора в понятной для человека форме;

-ведение базы данных реального времени с технологической информацией;

-аварийная сигнализация и управление тревожными сообщениями;

-подготовка и генерирование отчетов о ходе технологического процесса;

-обеспечение связи с внешними приложениями (СУБД, электронные таблицы, текстовые процессоры и т. д.).

Концепция SCАDA (Supervisory Control And Data Acquisition - диспетчерское управление и сбор данных) предопределена всем ходом развития систем управления и результатами научно-технического прогресса. Применение SCADA-технологий позволяет достичь высокого уровня автоматизации в решении задач разработки систем управления, сбора, обработки, передачи, хранения и отображения информации.

Дружественность человеко-машинного интерфейса (HMI/MMI), предоставляемого SCADA - системами, полнота и наглядность представляемой на экране информации, доступность "рычагов" управления, удобство пользования подсказками и справочной системой и т. д. - повышает эффективность взаимодействия диспетчера с системой и сводит к нулю его критические ошибки при управлении.

Следует отметить, что концепция SCADA, основу которой составляет автоматизированная разработка систем управления, позволяет решить еще ряд задач, долгое время считавшихся неразрешимыми: сократить сроки разработки проектов по автоматизации и прямые финансовые затраты на их разработку. В настоящее время SCADA является основным и наиболее перспективным методом автоматизированного управления сложными динамическими системами (процессами)

Программные продукты класса SCADA широко представлены на мировом рынке. Наиболее популярные из них приведены ниже:

· InTouch (Wonderware) - США;

· Citect (CI Technology) - Австралия;

· FIX (Intellution ) - США;

· Genesis (Iconics Co) - США;

· RealFlex (BJ Software Systems) - США;

· Trace Mode (AdAstrA) - Россия;

· Master SCADA (ИнСАТ) - Россия;

· Cimplicity (GE Fanuc) - США;

· САРГОН (НВТ - Автоматика) - Россия.

При таком многообразии SCADA - продуктов на российском рынке естественно возникает вопрос о выборе. Выбор SCADA-системы представляет собой достаточно трудную задачу, аналогичную поиску оптимального решения в условиях многокритериальности.

2.2 Сравнение и выбор SCADA-систем по соотношению "Цена/качество"

Понятие соотношения "ЦЕНА/КАЧЕСТВО" широко используется в мире. Подразумевается, что выбирать надо продукт с наименьшей ценой в своем классе (при данном наборе функций и сопоставимым уровнем надежности), либо обладающий большей функциональностью при той же цене. Применим этот метод и к оценке SCADA-систем.

Суть метода оценки продукта по соотношению "ЦЕНА/КАЧЕСТВО" заключается в оценке потребительских свойств конкурирующих продуктов по набору потребительских свойств с учетом ценности каждого из них. Выбор критериев может осуществляться как группой экспертов для получения обобщенной характеристики продукта, так и пользователем для индивидуальной оценки под конкретную задачу.

Метод включает в себя 3 этапа.

ЭТАП 1. ВЫБОР ПОТРЕБИТЕЛЬСКИХ КРИТЕРИЕВ

Вначале необходимо определиться, какие свойства SCADA-системы важны для пользователя (цена не принимается к рассмотрению). Практика показывает, что в большинстве случаев инженеры называют следующие свойства SCADA:

надежность - основной критерий выбора основы для системы автоматизации. Наиболее важна надежность исполнительных модулей, т.е. их способность работать продолжительное время без сбоев. При желании можно отдельно оценить надежность инструментальной системы, надежность взаимодействия отдельных модулей между собой, надежность подсистемы архивирования данных, а также защищенность исполнительных модулей от несанкционированного доступа к функциям управления или неадекватных действий персонала;

драйверы УСО и контроллеров - для обобщенной оценки желательна поддержка как можно большего количества типов устройств, а с точки зрения пользователя важна поддержка конкретного оборудования, которое предполагается использовать;

Softlogic - система программирования контроллеров, интегрированная со SCADA - большой плюс системе. Контроллер программируется теми же средствами, что и АРМ, т.е. в тех же редакторах и на тех же стандартных языках программирования, поэтому отпадает необходимость привлечения дополнительных программистов. Кроме того, применение технологии Softlogic позволяет сократить время разработки и наладки проекта за счет автопостроения связей между контроллером и компьютером. Единая отладочная система (эмулятор) позволяет отлаживать программу контроллера, даже не имея реального устройства;

поддержка OPC - в последнее время приобретает все большее значение, хотя пока еще далеко не все производители поставляют OPC-серверы со своим оборудованием. Поддержка всех типов взаимодействия с устройствами (драйверы, Softlogic и OPC) гарантирует пользователю решение проблем совместимости с оборудованием, в том числе с точки зрения перспектив наращивания системы;

отладочные средства - облегчают отладку алгоритмов обработки данных в системе. Хороший встроенный отладчик-эмулятор способен ускорить наладку проекта в несколько раз, причем львиную долю всей работы можно делать не связываясь с реальным оборудованием;

производительность в реальном времени - параметр, критичный для автоматизации быстрых процессов, управления агрегатами, систем с большим потоком данных для архивирования, и особенно для масштабных распределенных систем;

горячее резервирование - необходимая функция для автоматизации жизненно-важных участков производства и просто больших систем;

графические возможности - современная SCADA должна обладать редактором для создания мнемосхем с использованием трехмерной графики и развитыми возможностями анимации, поддержкой импорта из внешних графических файлов и возможностью работы с библиотеками элементов;

встроенные библиотеки - способны ускорить создание графических экранов с мнемосхемами за счет использования готовых элементов. Чем больше библиотека, тем выше вероятность того, что пользователь найдет в них нужное изображение - рисунок насоса, емкости, клапана, заготовку для настройки регулятора и т.п. Использование встроенных библиотек не только сокращает время на создание экранов, но и поднимает дизайн проекта на более высокий качественный уровень;

современные технологии (WEB, GSM) - все чаще становятся основой реальных проектов распределенных систем;

построение распределенных систем - клиент-серверная архитектура, поддержка стандартных протоколов связи и различных типов подключения, простота и прозрачность настройки обмена информацией между отдельными узлами системы автоматизации - без всего этого немыслима современная АСУТП;

генерация отчетов - современная SCADA предоставляет гибкие средства анализа архивных данных и подготовки отчетов. Нередко этот критерий оказывается самым важным после надежности исполнительных модулей. Хорошо, когда генератор отчетов поставляется вместе со SCADA-системой. С другой стороны, для создания отчетов можно использовать и другие возможности, например, настроить сохранение данных реального времени в стандартную базу данных, из которой брать данные для отчетов с помощью специальных утилит, написанных на языке программирования высокого уровня под конкретную задачу. С этой точки зрения особую важность приобретает поддержка стандартных интерфейсов ODBC и DDE;

русификация - большинство зарубежных производителей, как правило, возлагают русификацию своих продуктов на плечи региональных дистрибьюторов, поэтому локализованные версии выходят с опозданием, нестабильного качества, а перевод системы помощи задерживается еще на некоторое время. С этой точки зрения предпочтительнее выбирать отечественного производителя;

документация - должна быть полной и хорошо структурированной. Желательно наличие и печатной, и электронной версии. И что самое главное, документация должна быть полностью переведена на русский язык. Аккуратно подготовленная документация облегчает освоение системы, снимает большинство вопросов, задаваемых службе технической поддержки, помогает максимально задействовать все возможности SCADA системы;

техническая поддержка - поможет быстро найти выход из затруднительной ситуации. Затраты времени на поиск собственного пути решения возникшей проблемы даже при высокой квалификации пользователя могут быть несоизмеримо больше, чем на звонок или e-mail в службу техподдержки от производителя SCADA. Разумеется, поддержка должна оказываться на родном языке и квалифицированными, опытными специалистами. Также желательно, чтобы техническая поддержка включалась в цену SCADA и ее не надо было бы приобретать отдельно;

простота освоения - этот критерий очень субъективен и во многом зависит от уровня и характера базовых знаний начинающего пользователя системы. В конечном итоге он может быть истолкован как совокупность интуитивности интерфейса, следования общепринятым стандартам и актуальности системы помощи.

Оценивается каждая из рассматриваемых SCADA-систем по этим критериям по десятибалльной системе (1 - очень плохо, 10 - отлично). Результаты заносятся в таблицу.

Табл. 1. Оценка производительности SCADA-систем

Критерии	Genesis	IFIX	InTouch	Citect	TRACE MODE
Надежность	6,5	7,5	6	7,5	9,5
Драйверы УСО	1	5,5	5	5	8
Softlogic	1	1	1	1	8
Поддержка OPC	10	8	4	8	7
Отладочные средства	8,5	8	6	9	8
Производительность в реальном времени	6,5	7,5	6	6	9
Горячее резервирование	5	8,5	2,5	9	9
Графические возможности	7,5	8	6,5	7,5	8
Встроенные библиотеки	8	8	8	7	8
Современные технологии (WEB, GSM)	6,5	4	2,5	7	9
Построение распределенных систем	6,5	7,5	7	9	9
Генерация отчетов	7,5	7	7	8	9
Русификация	7	8,5	7	4,5	10
Документация	6	8	6,5	5	7,5
Техническая поддержка	6	8	7	6,5	10
Простота освоения	7	8	8,5	7,5	7
ИТОГО:	100,5	113	90,5	107,5	136

ЭТАП 2. ОЦЕНКА ЗНАЧИМОСТИ КРИТЕРИЕВ

После первого этапа мы получили оценку SCADA в баллах исходя из предположения о равном влиянии каждого критерия на итоговую оценку продукта. Однако в действительности это не так - некоторые вышеперечисленные свойства имеют большее значение для потребителя, а некоторые - меньшее. Поэтому второй этап - оценка важности каждого из вышеназванных критериев для конкретного проекта, т.е. "взвешивание" критериев. Взвешивание критериев может сильно изменить общую оценку производительности SCADA, приведенную в предыдущем разделе.

Оценивается также по десятибалльной шкале значимость каждого оценочного критерия (1 - не влияет на выбор, 10 - очень сильно влияет на выбор). Далее баллы каждого критерия следует умножить на соответствующие весовые коэффициенты.

Табл. 2. Взвешенная оценка производительности SCADA-систем

Критерии		Genesis	IFIX	InTouch	Citect	TRACE MODE
Надежность	10,0	65	75	60	75	95
Драйверы УСО	6,0	6	33	30	30	48
Softlogic	5,0	5	5	5	5	40
Поддержка OPC	4,0	40	32	16	32	28
Отладочные средства	7,0	59,5	56	42	63	56
Производительность в реальном времени	7,0	45,5	52,5	42	42	63
Горячее резервирование	5,0	25	42,5	12,5	45	45
Графические возможности	8,0	60	64	52	60	64
Встроенные библиотеки	6,5	52	52	52	45,5	52
Современные технологии (WEB, GSM)	4,5	29,25	18	11,25	31,5	40,5
Построение распределенных систем	6,0	39	45	42	54	54
Генерация отчетов	6,5	48,75	45,5	45,5	52	58,5
Русификация	4,0	28	35	28	18	40
Документация	6,5	39	52	42,25	32,5	48,75
Техническая поддержка	8,0	48	64	59	52	80
Простота освоения	5,5	38,5	44	46,75	41,25	38,5
ИТОГО:		628,5	714,5	583,25	678,75	851,25

ЭТАП 3. ОЦЕНКА СТОИМОСТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК

Для оценки стоимости различных SCADA-систем полезным является ранговая система, выраженная в той же десятибалльной шкале (1 - бесплатная система, 10 - очень дорогая).

Далее создадим график "цена/производительность", где по оси Х отложены стоимостные значения, а по оси Y - взвешенные оценки производительности.

В верхней части графика расположены наиболее функциональные и надежные SCADA системы, а в нижней - самые маломощные; в правой части - самые дорогие, а в левой - самые дешевые. Соответственно, левая верхняя часть графика содержит наиболее привлекательные для потребителя SCADA (ЛУЧШИЙ сегмент), а правый нижний - системам с наихудшим соотношением "ЦЕНА/КАЧЕСТВО" (сегмент - ХУЖЕ). Наклонная пунктирная линия является линией среднего товара - системы, находящиеся на ней, обладают средним соотношением "ЦЕНА/КАЧЕСТВО". Таким образом, для пользователя наиболее предпочтительным является выбор SCADA системы, максимально удаленной от линии среднего товара в лучшем сегменте.

Рис.1. Оценка SCADA по критерию "ЦЕНА/КАЧЕСТВО".

Если предположить, что пользователь справился и с этой задачей - остановил свой выбор на конкретной SCADA - системе, то далее начинается разработка системы контроля и управления, которая включает следующие этапы:

· Разработка архитектуры системы автоматизации в целом. На этом этапе определяется функциональное назначение каждого узла системы автоматизации.

· Решение вопросов, связанных с возможной поддержкой распределенной архитектуры, необходимостью введения узлов с "горячим резервированием" и т.п.

· Создание прикладной системы управления для каждого узла. На этом этапе специалист в области автоматизируемых процессов наполняет узлы архитектуры алгоритмами, совокупность которых позволяет решать задачи автоматизации.

· Приведение в соответствие параметров прикладной системы с информацией, которой обмениваются устройства нижнего уровня (например, программируемые логические контроллеры - ПЛК) с внешним миром (датчики технологических параметров, исполнительные устройства и др.)

· Отладка созданной прикладной программы в режиме эмуляции.

2.3 OPC серверная технология

Комплекс радиотелемеханики КОРАТ позволяет создавать радиотелемеханическую сеть, которая на телемеханическом пункте управления должны быть подключена к персональному компьютеру (РС). В этом случае при создании автоматизированных систем контроля, учета и управления возникает проблема обеспечения программной доступности радиотелемеханической сети с учетом установленной в РС операционной системы и выбранных SCADA средств для разработки прикладного программного обеспечения. Решение такой проблемы требовало разработки специальных драйверов.

Ситуация принципиально изменилась с развитием и широким внедрением ОРС-серверной технологии, направленной на унификацию (стандартизацию) протоколов передачи и способов представления данных. OPC (OLE for Process Control) - это международный стандарт, устанавливающий единообразный способ взаимодействия между программами визуализации данных (SCADA, MMI) и драйверами устройств различных производителей (рис1). OPC-стандарт предлагает унифицированные способы передачи данных от устройства и OPC-сервера на рабочее место диспетчера.

Основным понятием OPC-стандарта является замена физического (или логического) устройства - датчика или исполнительного механизма его абстракцией - Item (буквально - позиция в таблице, списке, графа). Item является именованным объектом (идентификация производится по имени). Он имеет значение (value) - цифровое или символьное представление заменяемой им величины, качество (quality) - число из списка, определяющее степень достоверности значения и возможную причину недостоверности (если она имеет место), а также отметку времени (timestamp), соответствующую времени получения данных.

Рис.1. Взаимодействие компонентов распределенной OPC-системы

Кроме указанных value - quality - timestamp и имени, а также частоты (периодичности) опроса, Item может обладать практически неограниченным набором именованных дополнительных атрибутов и свойств (параметров). Эти величины носят по большей части информационный и настроечный характер (единицы измерения, списки состояний, пределы измерений, границы достоверности и т.д.). Интерфейсы для получения этих величин описаны в стандарте OPC. Различие между атрибутами и параметрами не очень строгое, и оно состоит в том, что атрибуты неизменны (статические) по своей природе, а параметры, в принципе, могут быть изменены, например, наладчиком или диспетчером, однако, это происходит нечасто (квазистатические).

Множество Item внутри OPC-сервера образуют его адресное пространство. Оно может быть как плоским (все Item равноправны), так и иерархическим, характеризующим более или менее точно логические связи между Item (типа связки прибор-агрегат-датчик).

Основное логическое понятие Item широко используется в главном из OPC-серверов - OPC DA (Data Access)-сервере. Однако, этот тип сервера предназначен (удобен) для получения только мгновенных данных, и поэтому неполон. Для получения и обработки статистических данных специфицирован OPC HDA (Historical Data Access)-сервер. Он вводит новые типы данных - статистические агрегаты (как-то: среднее значение, интегральное значение, максимум, минимум на к.-л. временном отрезке) и интерфейсы для получения готовых статистических данных. Кроме того, для получения оповещений и сигналов тревоги и их конфигурирования специфицирован OPC A&E (Alarms&Events) -сервер.

Из изложенного ранее следует, что для достаточно широкой поддержки OPC-технологии имеет смысл сделать структуру ПО "КОРАТ" OPC-ориентированной, расширить информационное сопровождение данных и разработать соответствующий по содержанию логический протокол передачи данных.

В качестве HAL (Hardware Abstraction Level - уровень аппаратной абстракции) ПО "КОРАТ" использует класс Item. С одной стороны, Item связан с непосредственным аппаратным или логическим источником данных, позволяя приложениям-пользователям (техпроцессам), владеющим Item, не заботиться об аппаратуре и одинаково работать с разными как физическими, так и логическими, устройствами, с другой стороны, внутренние свойства Item направлены на автоматическую поддержку OPC-ориентированной диспетчеризации (DA, HDA и A&E), ведение архивов и журналов событий.

2.4 Проектное решение интерфейса оператора инструментальными средствами SCADA системы TRACE MODE 6

Разработка проекта включает следующие процедуры:

- создание структуры проекта в навигаторе;

- конфигурирование или разработка структурных составляющих - например, разработка шаблонов графических экранов оператора, разработка шаблонов программ, описание источников/приемников и т.д.;

- конфигурирование информационных потоков;

- выбор аппаратных средств АСУ (компьютеров, контроллеров и т.п.);

- создание узлов в слое Система и их конфигурирование;

- распределение каналов, созданных в различных слоях структуры, по узлам и конфигурирование интерфейсов взаимодействия компонентов в информационных потоках;

-сохранение проекта в единый файл для последующего редактирования;

-экспорт узлов в наборы файлов для последующего запуска под управлением мониторов TRACE MODE .

Перечисленные процедуры (за исключением двух заключительных) и входящие в их состав операции могут выполняться в произвольном порядке. Например, можно начинать разработку проекта с разработки шаблонов графических экранов оператора, с создания узлов и их каналов в слое Система (если аппаратные средства АСУ известны заранее), можно конфигурировать каналы и информационные потоки после распределения каналов по узлам и т.п.

Структуры проекта в навигаторе



Графически экран

OPC-сервер и его отображение в Trace Mode



2.5 Анализ задач диспетчеризации на производственном уровне

2.5.1 Организация оперативно-диспетчерского управления

1) Оперативно-диспетчерское управление в энергосистемах (Единой энергетической системе и технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах) осуществляется посредством централизованного круглосуточного и непрерывного управления взаимосвязанными технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, образующими в совокупности электроэнергетические режимы соответствующих энергосистем (далее - управление электроэнергетическим режимом энергосистемы).

Управление электроэнергетическим режимом энергосистемы может осуществляться одним субъектом оперативно-диспетчерского управления или несколькими субъектами оперативно-диспетчерского управления, находящимися в соподчинении, то есть являющимися вышестоящими и нижестоящими по отношению друг к другу.

Вышестоящим субъектом оперативно-диспетчерского управления является организация, зона диспетчерской ответственности которой включает зоны диспетчерской ответственности иных субъектов оперативно-диспетчерского управления, являющихся нижестоящими по отношению к данной организации и осуществляющих деятельность на основании договоров с данной организацией. Вышестоящий субъект оперативно-диспетчерского управления вправе давать соответствующим нижестоящим субъектам оперативно-диспетчерского управления обязательные для исполнения диспетчерские команды и распоряжения.

В пределах Единой энергетической системы вышестоящим субъектом оперативно-диспетчерского управления по отношению к другим субъектам оперативно-диспетчерского управления выступает системный оператор.

2) Субъект оперативно-диспетчерского управления осуществляет управление электроэнергетическим режимом энергосистемы в зоне своей диспетчерской ответственности через один или несколько диспетчерских центров, за каждым из которых закрепляет соответствующую операционную зону.

В случае если субъект оперативно-диспетчерского управления имеет только один диспетчерский центр, то закрепленная за ним операционная зона должна совпадать с зоной диспетчерской ответственности субъекта оперативно-диспетчерского управления.

Системный оператор (в технологически изолированной территориальной электроэнергетической системе - соответствующий субъект оперативно-диспетчерского управления) определяет в зоне своей диспетчерской ответственности структуру диспетчерских центров, включая их уровни и соподчиненность. При этом в качестве вышестоящих диспетчерских центров определяются диспетчерские центры, в операционные зоны которых входят операционные зоны иных диспетчерских центров, являющихся нижестоящими по отношению к данным диспетчерским центрам.

Вышестоящие диспетчерские центры вправе давать соответствующим нижестоящим диспетчерским центрам обязательные для исполнения диспетчерские команды и распоряжения.

Вышестоящий субъект оперативно-диспетчерского управления обязан определить для каждого из нижестоящих субъектов оперативно-диспетчерского управления диспетчерский центр, уполномоченный давать их диспетчерским центрам обязательные для исполнения диспетчерские команды и распоряжения.

3) Каждый субъект электроэнергетики и потребитель электрической энергии с управляемой нагрузкой обязан обеспечить работу основного и резервного каналов связи с соответствующим диспетчерским центром для передачи диспетчерских команд и информации о технологическом режиме работы объектов электроэнергетики, необходимой диспетчерскому центру для управления электроэнергетическим режимом энергосистемы.

4) В каждом диспетчерском центре определяются работники (диспетчеры), уполномоченные давать диспетчерские команды по управлению электроэнергетическим режимом энергосистемы.

5) Диспетчерские центры при осуществлении своих функций действуют от имени того субъекта оперативно-диспетчерского управления, структурными подразделениями которого они являются.

Диспетчеры дают диспетчерские команды от имени диспетчерского центра.

6) Каждый субъект электроэнергетики и потребитель электрической энергии с управляемой нагрузкой определяет работников (дежурных работников), уполномоченных на осуществление в отношении принадлежащего ему оборудования объекта электроэнергетики или энергопринимающей установки:

мероприятий, обеспечивающих его эксплуатацию;

переключений, пусков и отключений в соответствии с установленным настоящими Правилами порядком;

локализации технологических нарушений и восстановления технологического режима работы;

подготовки к проведению ремонта.

В случае если устройства управления технологическими режимами работы объекта электроэнергетики находятся непосредственно в диспетчерском центре, то соответствующие функции по управлению технологическими режимами выполняет диспетчер этого диспетчерского центра.

На объектах электроэнергетики и энергопринимающих установках потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой, виды которых определяются системным оператором (в технологически изолированной территориальной электроэнергетической системе - соответствующим субъектом оперативно-диспетчерского управления), субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии, которым принадлежат указанные объекты и установки, организуют круглосуточное дежурство.

7) Управление электроэнергетическим режимом энергосистемы осуществляется посредством диспетчерских команд и распоряжений, а также в случаях, устанавливаемых настоящими Правилами, - путем выдачи разрешений.

Диспетчерская команда дается диспетчером вышестоящего диспетчерского центра по каналам связи диспетчеру нижестоящего диспетчерского центра или дежурному работнику и содержит указание совершить (воздержаться от совершения) конкретное действие (действия) по управлению технологическими режимами работы и эксплутационным состоянием объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой.

Диспетчерское распоряжение дается вышестоящим диспетчерским центром нижестоящему диспетчерскому центру, субъекту электроэнергетики или потребителю электрической энергии с управляемой нагрузкой в виде документа, определяющего содержание, порядок и сроки осуществления действий, связанных с управлением технологическими режимами работы и эксплутационным состоянием объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой.

8) Каждая диспетчерская команда регистрируется диспетчерским центром с указанием следующих сведений:

время, когда дается команда;

требуемое время исполнения команды, если команда касается изменения нагрузки генераторов тепловых электрических станций или энергопринимающих установок потребителей с управляемой нагрузкой;

фамилия, инициалы и должность лица, давшего команду;

фамилия, инициалы и должность лица, которому адресована команда;

содержание команды;

наличие подтверждения получения команды.

Регистрация диспетчерской команды осуществляется при помощи технических средств (в том числе средств звукозаписи), позволяющих обеспечить достоверность указанных сведений посредством их расшифровки (стенографирования) и защиты от изменений после регистрации. Системный оператор по согласованию с администратором торговой системы оптового рынка устанавливает порядок и сроки хранения зарегистрированных сведений.

Информация о диспетчерских командах, данных участникам оптового рынка электрической энергии (мощности), предоставляется администратору торговой системы и участникам оптового рынка электрической энергии (мощности) в порядке, предусмотренном договором присоединения к торговой системе оптового рынка.

9) Каждый диспетчерский центр составляет перечень объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой, в отношении которых он осуществляет диспетчерское ведение или диспетчерское управление (далее - объекты диспетчеризации).

Информация о включении объектов диспетчеризации в указанный перечень доводится в письменном виде до сведения соответствующих субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой, которым принадлежат объекты диспетчеризации, а также до сведения иных диспетчерских центров.

Системный оператор (в технологически изолированной территориальной электроэнергетической системе - соответствующий субъект оперативно-диспетчерского управления) организует составление диспетчерскими центрами перечней объектов диспетчеризации в соответствии с настоящими Правилами.

10) Диспетчерский центр включает в перечень объектов диспетчеризации оборудование электрических станций, электрических и тепловых сетей, устройства релейной защиты, аппаратуру противоаварийной и режимной автоматики, устройства автоматического регулирования частоты электрического тока и мощности, средства диспетчерского и технологического управления, оперативно-информационные комплексы и иные объекты электроэнергетики, а также энергопринимающие установки потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой, технологический режим работы и эксплуатационное состояние которых влияют или могут влиять на электроэнергетический режим энергосистемы в операционной зоне данного диспетчерского центра.

В перечень объектов диспетчеризации включаются объекты, находящиеся в диспетчерском управлении, и объекты, находящиеся в диспетчерском ведении.

Объект диспетчеризации включается в перечень объектов, находящихся в диспетчерском управлении диспетчерского центра, в случае если изменения технологического режима работы или эксплуатационного состояния данного объекта осуществляются непосредственно с помощью технических устройств этого диспетчерского центра или если эти изменения требуют координации этим диспетчерским центром действий или согласованных изменений на нескольких объектах диспетчеризации.

Объекты диспетчеризации, не включенные в перечень объектов, находящихся в диспетчерском управлении диспетчерского центра, включаются в перечень объектов, находящихся в его диспетчерском ведении.

11) Объект диспетчеризации может находиться в диспетчерском управлении только одного диспетчерского центра и в диспетчерском ведении одного или нескольких диспетчерских центров одного или различных уровней.

Объект диспетчеризации, влияющий на электроэнергетический режим энергосистемы в операционной зоне диспетчерского центра и находящийся в операционной зоне другого диспетчерского центра, подлежит включению в перечень объектов диспетчеризации каждого из указанных диспетчерских центров.

12) В случае необходимости осуществления взаимосвязанных действий в операционных зонах нескольких диспетчерских центров при изменении технологического режима работы или эксплуатационного состояния объекта диспетчеризации диспетчерское управление таким объектом осуществляется вышестоящим диспетчерским центром, операционная зона которого включает в себя указанные операционные зоны, или одним из нижестоящих диспетчерских центров, определенным вышестоящим диспетчерским центром.

13) Изменение технологического режима работы или эксплуатационного состояния объекта диспетчеризации может осуществляться по инициативе субъекта электроэнергетики или потребителя электрической энергии с управляемой нагрузкой, которому принадлежит этот объект, а также по инициативе диспетчерского центра, в диспетчерском управлении или диспетчерском ведении которого находится данный объект диспетчеризации.

Изменение технологического режима работы или эксплуатационного состояния объекта диспетчеризации подлежит согласованию со всеми диспетчерскими центрами, в диспетчерском ведении которых находится данный объект диспетчеризации.

Информация о результатах согласования в указанных случаях представляется в диспетчерский центр, в диспетчерском управлении которого находится данный объект диспетчеризации, для принятия соответствующего решения.

Если объект диспетчеризации не находится в диспетчерском управлении ни одного из диспетчерских центров, информация о результатах согласования (разрешение или отказ в разрешении) доводится до соответствующего субъекта электроэнергетики или потребителя электрической энергии с управляемой нагрузкой.

При наличии разногласий по вопросу изменения технологического режима работы или эксплуатационного состояния объекта диспетчеризации решение об изменении технологического режима работы или эксплуатационного состояния объекта диспетчеризации принимается вышестоящим диспетчерским центром.

Порядок согласования, принятия решения, выдачи разрешений, подачи диспетчерских команд и распоряжений по изменению технологического режима работы или эксплуатационного состояния объекта диспетчеризации определяется системным оператором (в технологически изолированной территориальной электроэнергетической системе - соответствующим субъектом оперативно-диспетчерского управления).

14). В чрезвычайных обстоятельствах (несчастный случай, возникший в результате эксплуатации оборудования, стихийное бедствие, пожар, авария, иные обстоятельства, создающие угрозу жизни и здоровью людей) допускается изменение технологического режима работы или эксплуатационного состояния объекта диспетчеризации без диспетчерской команды или согласования (разрешения) соответствующего диспетчерского центра с последующим незамедлительным его уведомлением о произведенных изменениях и причинах, их вызвавших.

Действия диспетчеров и дежурных работников в чрезвычайных обстоятельствах определяются в соответствующих инструкциях субъектов электроэнергетики, потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой и субъектов оперативно-диспетчерского управления.

Диспетчерские команды не подлежат исполнению в случае, если это создает угрозу жизни и здоровью людей, угрозу повреждения оборудования или может привести к нарушению условий безопасной эксплуатации атомных электростанций.



2.5.2 Управление электроэнергетическим режимом энергосистемы

1) Системный оператор и субъекты оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах при управлении электроэнергетическим режимом энергосистемы обязаны обеспечивать:

соответствие технологического режима работы объектов электроэнергетики допустимым технологическим режимам работы и условиям работы электроэнергетического оборудования;

баланс производства и потребления электрической энергии при соблюдении установленных параметров качества электрической энергии;

соответствие технологических режимов работы генерирующих мощностей требованиям системной надежности;

соответствие технологических режимов работы атомных электростанций установленным обязательным требованиям;

оптимизацию электроэнергетических режимов работы Единой энергетической системы и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем по критерию минимизации суммарных затрат покупателей электрической энергии (в ценовых зонах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода - в порядке, определяемом в соответствии с правилами оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода).

Указанная оптимизация должна обеспечиваться с учетом приоритетности производства электрической энергии:

тепловыми электростанциями в объеме, соответствующем их работе в теплофикационном режиме;

гидроэлектростанциями в объеме, который необходимо произвести по технологическим причинам и в целях обеспечения экологической безопасности;

генерирующими мощностями в объеме, предусмотренном обязательствами по двусторонним договорам купли-продажи электрической энергии в случаях, установленных правилами оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода.

2) Диспетчеры и дежурные работники обязаны немедленно докладывать в вышестоящий диспетчерский центр обо всех вынужденных (фактических и предполагаемых) отклонениях от заданного диспетчерского плана для принятия решения об изменении диспетчерского плана и о способе дальнейшего управления электроэнергетическим режимом энергосистемы.

Изменения в диспетчерские планы могут быть внесены диспетчерским центром только после их предварительного согласования с вышестоящим диспетчерским центром.

Регистрация команд по изменению диспетчерского плана, составленного для операционной зоны (в том числе в целом для энергосистемы), осуществляется соответствующим диспетчерским центром с указанием причин таких изменений.

Изменение величины максимально допустимой и минимально допустимой нагрузки электростанции при регулировании электроэнергетического режима энергосистемы может осуществляться соответствующим диспетчерским центром на основании запроса владельца этой электростанции с последующей выдачей диспетчерского распоряжения.

3) В энергосистемах осуществляется непрерывное круглосуточное регулирование технологического режима работы объектов диспетчеризации по частоте электрического тока и мощности, обеспечивающее:

выполнение заданных диспетчерских графиков мощности (нагрузки) отдельных электростанций;

поддержание частоты электрического тока в установленных пределах;

поддержание потоков мощности в объектах электросетевого хозяйства, в том числе входящих в состав имущества электростанций, в пределах допустимых значений;

изменение заданных диспетчерских планов и электроэнергетических режимов энергосистемы при изменении фактического электроэнергетического режима энергосистемы.

4) Для регулирования технологического режима работы объектов диспетчеризации по частоте электрического тока и мощности в энергосистемах должны планироваться, задаваться и постоянно поддерживаться резервы мощности на регулирующих электростанциях.

Нормативы резервов мощности определяются соответствующими техническими регламентами или иными обязательными требованиями.

Диспетчерские центры в пределах своих операционных зон определяют величину и места размещения резервов мощности для первичного и вторичного регулирования, достаточные для компенсации возникших отклонений в балансах мощности при аварийных отключениях энергоблоков или частей энергосистемы, а также при отклонении объема производства и потребления электрической энергии от значений, предусмотренных диспетчерским планом.

5) Использование субъектом электроэнергетики систем автоматического управления и технологических режимов работы оборудования электрических станций, препятствующих изменению мощности этого оборудования при изменениях частоты электрического тока, допускается только при неисправности указанного оборудования по согласованию с диспетчерскими центрами, в диспетчерском ведении которых находятся указанные системы.

При изменении мощности оборудования электростанций, вызванном действием автоматики, дежурные работники электростанции вправе осуществлять самостоятельное регулирование мощности только с разрешения диспетчера или в случае выхода мощности за допустимые при данном состоянии оборудования пределы.

6) При снижении частоты электрического тока ниже пределов, установленных техническими регламентами или иными обязательными требованиями, диспетчерские центры, в операционных зонах которых находится объект диспетчеризации, из-за изменения технологического режима работы которого снижена частота, обязаны ввести в действие имеющиеся резервы мощности.

В случае если частота электрического тока продолжает снижаться и использованы все имеющиеся резервы мощности, диспетчерские центры обеспечивают восстановление нормальной частоты электрического тока путем ограничения или отключения потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой в порядке, установленном законодательством .

7) При превышении допустимых значений передачи мощности (перегрузке электрической сети) диспетчерские центры в пределах закрепленных за ними операционных зон обязаны устранить его путем введения в действие резервов мощности и (или) изменения схемы электрических соединений.

В случае сохранения перегрузки электрической сети диспетчерские центры устраняют ее путем ограничения или отключения потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой в порядке, установленном законодательством.

8) Субъекты электроэнергетики обязаны обеспечивать выполнение заданий по рабочей мощности, поддержание заданных нагрузки и резервов мощности.

9) При регулировании напряжения должны быть обеспечены:

соответствие уровня напряжения значениям, допустимым для оборудования электрических станций и сетей (в соответствии с эксплуатационными характеристиками, установленными изготовителями);

определяемый системным оператором (в технологически изолированной территориальной электроэнергетической системе - соответствующим субъектом оперативно-диспетчерского управления) запас устойчивости энергосистемы;

минимум потерь электрической энергии в электрических сетях.

10) Каждый диспетчерский центр определяет в закрепленной за ним операционной зоне перечень объектов диспетчеризации (контрольных пунктов), напряжение в которых контролируется этим диспетчерским центром. При этом в качестве критерия, являющегося основанием для включения в указанный перечень, используется степень влияния напряжения в объектах диспетчеризации на устойчивость электроэнергетического режима энергосистемы.

Регулирование напряжения в электрических сетях, номинальный класс напряжения которых составляет 110 киловольт и выше, осуществляется соответствующими субъектами электроэнергетики в контрольных пунктах на основании графиков напряжения или характеристик зависимости напряжения от параметров электроэнергетического режима энергосистемы с учетом состава работающего оборудования объектов электроэнергетики.