АСУ и SCADA
ОАО «Белэлектромонтажналадка» имеет большой опыт по разработке и внедрению систем АСУ ТП. Данными работами занимается участок автоматизированных систем управления (АСУ).
ОАО «Белэлектромонтажналадка» имеет все необходимые лицензии для разработки и реализации систем АСУ ТП. При этом мы выполняем следующие виды работ:
- Инжиниринговые услуги по разработке системы АСУ ТП
- Технико-экономические расчеты системы
- Проектные работы
- Закупка оборудования или контроль за закупкой оборудования
- Монтажные и наладочные работы
- Так же при необходимости мы производим обучение навыкам работы с системой АСУ ТП специалистов заказчика.
После выполнения системы АСУ ТП предоставляется гарантия на систему сроком три года.
За последние годы нами были разработаны и внедрены следующие объекты:
- Телемеханизация Горецкого РЭС
- АСУ ТП ЗРУ 10кВ и котлов на Слуцком сахарорафинадном заводе.
- Телемеханизация ПС 110кВ «Новобелица» Гомельских ЭС
- Системы АСКУЭ на объектах Днепробужского водного пути.
- АСУ ТП Котельной предприятия «Беларуськалий»
- АСУ теплопунктов Гомельских ТС
- АСУ теплопунктов Витебских ТС
- Телемеханизация ТП по городу Бобруйску.
- ПТК телемеханики Оршанской ТЭЦ
И др.
При проведении инжиниринговых услуг мы прорабатываем несколько вариантов построения системы с расчетом затрат на их реализацию. И только после согласования с заказчиком варианта построения АСУ ТП мы приступаем к более детальной проектной проработке системы. При разработке систем АСУ ТП мы учитываем пожелания заказчика. При разработке системы мы используем оборудование с открытыми стандартными протоколами обмена. Это позволяет в будущем наращивать систему АСУ ТП без замены существующей.
В данный момент ведутся работы по разработке системы автоматизации Бобруйских ТС.
Специалисты ОАО «БЭМН прошли обучение в специализированных центрах и имеют дипломы Сертифицированного Руководителя проекта, Сертифицированного Проектировщика и Сертифицированных монтажников, что позволило стать ОАО «БЭМН» Системным партнером.
В данное время в республике Беларусь остро стоит вопрос об комплексной автоматизации распределительных сетей 10-0,4кВ.
Нашей организацией выполняется комплексная автоматизация распределительных сетей. Основные объекты автоматизации находятся в Бобруйских и Молодеченских электрических сетях.
Одним из главных путей снижения затрат на обслуживание распределительных электрических сетей является внедрение интегрированных автоматизированных систем (ИАСУ РЭС), обеспечивающих комплексное решение эксплуатационных, оперативных, режимных и других задач. Главной составляющей ИАСУ РЭС является автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ РЭС) представляющий собой программно-технический комплекс, реализующих набор необходимых функций по оптимальному управлению отпуском энергии. С позиции автоматизации диспетчерского управления распредсети существенно отличаются от основных сетей огромным количеством, так называемых контролируемых пунктов. Если в ФЭС их количество варьируется от 30 до 60, то в РЭС это как минимум несколько сотен штук. Учитывая современную тенденцию секционирования линий 10 кВ с помощью телемеханизированных реклоузеров, количество КП может значительно возрасти. Предвидя развитие автоматизации распредсетей в этом направлении, в ОАО «БЭМН» проведена проверка ряда новых программно-аппаратных решений. В результате у нас сформировалась техническая позиция и появилась возможность сформулировать технические требования к АСДУ РЭС, отвечающие существующему уровню состояния программно-технических средств. В общем виде АСДУ РЭС включает в себя АРМ диспетчера, диспетчерский щит, приемо-передающую аппаратуру, каналы связи и КП (Рис.1.)
Рис.1. Схема АСДУ РЭС
В соответствии с рис.1 система АСДУ РЭС состоит из двух основных частей:
Верхний уровень:
- АРМ диспетчера
- Сервер АСДУ РЭС
- Приемо-передающая аппаратура
- Нижний уровень(оборудование устанавливаемое на контрольном пункте):
- Микропроцессорные устройства автоматизации.
- Датчики тока и напряжения
- Коммутационный модуль
- Приемо-передающая аппаратура
Технические требования к АСДУ РЭС в целом формируются исходя из требований к ее составным частям.
Оборудование нижнего уровня выполняет следующие функции:
- Контроль состояния коммутационного модуля (реклоузера, выключателя нагрузки);
- Автоматическое отключение поврежденного участка.
- Измерения действующих (текущих) значений токов и напряжений с двух сторон реклоузера, активной и реактивной мощности, коэффициента мощности;
- Ведение оперативных журналов;
- Ведение аварийных журналов (с учетом токов КЗ и типа повреждения);
- Дистанционное и местное управление коммутационным модулем;
- Наличие интерфейсных выходов RS 485/232;
- Наличие сигнала прохождения тока короткого замыкания через устройство;
- Контроль за состоянием дверей;
- Возможность изменение уставок защит, ввод-вывод защит дистанционным и местным способом;
- Учет количества аварийных отключений коммутационного аппарата;
- Автоматическая диагностика микропроцессорного оборудования с системой перезапуска в случае зависания;
- Автоматический контроль устройств приемо-передающая аппаратуры с автоматическим перезапуском в случае зависания порта;
- Поддержка обмена с верхним уровнем по протоколам Modbus RTU, Modbus TCP, DNP3.
В качестве коммутационного модуля применяется любое коммутационное оборудование имеющее сертификат. Данное устройство выбирается исходя из технических требований заказчика и параметров сети. Это устройство оборудовано устройствами положения коммутационного аппарата и иметь возможность дистанционного управления
Для контроля токов и напряжений предусматриваются датчики тока и напряжения.
Для нормальной работы системы как минимум должны быть следующие датчики:
- 6 датчиков напряжения (по 3 с каждой стороны коммутационного аппарата),
- 3 датчика фазных токов,
- 1 датчик тока нулевой последовательности.
- С помощью этих датчиков мы имеем следующие измерения:
- Фазные токи А
- Фазные напряжения кВ
- Линейные напряжения кВ
- Напряжение прямой последовательности кВ
- Ток прямой последовательности А
- Ток нулевой последовательности А
- Одно и трехфазная полная, активная и реактивная мощность кВА (кВт, кВар)
- Одно и трехфазная полная и реактивная энергия в прямом и в обратном направлении мощности кВА.ч (кВар.ч)
На нижний уровень АСДУ РЭС предусматривается установка оборудования связи для организации канала передачи данных на диспетчерский пункт. Микропроцессорное устройство нижнего уровня работает с различными модемами. При отсутствии каналов связи, а так же на небольших объектах управления средством связи может служить GSM router. C помощью его организуется GPRS-канал.
Питание модема осуществляться непосредственно от ИБП или АБ шкафа управления. Подключение модема к микропроцессорному устройству осуществляется посредством телекоммуникационных интерфейсов RS232 или RS485.
Комплексная автоматизация осуществляется путем создания специализированных автоматизированных систем, интегрированных в единое информационное пространство.
Главная особенность создаваемых систем лежит в использовании полной модели электрической сети, что обеспечивает автоматизацию решения большинства сложнейших технологических задач.
На АРМе диспетчера устанавливается программно-аппаратный комплекс, реализующий определенный набор функций. Функции АРМ диспетчера обеспечивает решение основных задач включающих:
- прием, обработку, отображение и архивирование информации, поступающей от КП;
- ручное и автоматическое управление переключениями;
- моделирование переключениями с автоматическим расчетом режимов сети.
Прием обработка и архивирование информации. Вся информация, поступающая от КП, принимается, обрабатывается, достоверизируется и архивируется. Объем обрабатываемой информации составляет не менее двух тысяч ТС и ТИ на одну ЛЭП 10 (6) кВ.
Отображение информации. Отображается информация на мнемосхемах в виде схем ЛЭП, однолинейных схем ТП и РП, таблиц, журналов, а также текстовых и звуковых сообщений. Схемы полностью динамические и обеспечивают автоматическое изменение отображения всех коммутационных аппаратов, элементов и участков в соответствии с их реальным состоянием (включен, отключен, под напряжением, заземлен и др.).
Управление элементами сети. Управление любыми элементами сети осуществлятся с использованием мнемосхем. Все элементы динамические и имеют возможность как телемеханизированного способа управления, так и ручного.
Имется возможность установки на любой элемент схемы переносных заземлений и плакатов.
При достаточном уровне телемеханизации КП, в случаях аварийного отключения ЛЭП 10 (6) кВ на подстанциях напряжением 35 кВ и выше, обеспечивается автоматическое определение поврежденного участка и автоматическое формирование наборов команд по локализации поврежденного участка и перезапитке неповрежденных участков.
В системе обеспечен автоматический расчет режима сети, положения регулирующих устройств, предполагаемого места повреждения, количества отключенных потребителей, количества недоотпуска электроэнергии, количества отключенных ТП и др. Расчеты осуществляются как на основании данных телеметрии, так и данных ручного ввода.
В системе обеспечен автоматический контроль за действиями персонала при работе с мнемосхемами. Формируеться предупреждающие сообщения в случае включения в параллель, подачи напряжения на заземленный участок, заземления участка находящегося под напряжением и блокироваться действия в случае попытки установки плакатов на оборудования находящегося под напряжением, попытки включения коммутационного аппарата с установленным плакатом и др.
Для решения данных задач предусмотрен следующий комплекс программ:
- Автоматизированная система паспортизации оборудования распредсетей
- Автоматизированная система диспетчерского управления сетями 0,38-10 кВ
- Автоматизированная система сведения балансов
- Автоматизированная система планирования и учета ремонтных работ
Автоматизированная система паспортизации оборудования распредсетей.
В основе комплекса лежит автоматизированная система паспортизации оборудования. Она предназначена для перевода в цифровой вид паспортной информации и формирования полноценной базы данных, которая служит информационным обеспечением для создания и функционирования других систем.
Система строится на базе комплекса программ «Диполь-РЭС». В основу технологии паспортизации положено создание главных паспортных схем: паспортных схем воздушных участков, схем-планшетов кабельных участков, однолинейных электрических схем трансформаторных подстанций и распределительных пунктов. При прорисовке схем одновременно осуществляется паспортизация элементов и формирование электрических связей между ними. Как самостоятельные объекты распредсети паспортизируются все воздушные и кабельные линии напряжением 0,38 - 10 кВ, трансформаторные подстанции и распределительные пункты. Благодаря использованию специально разработанных методик прорисовки схем обеспечивается перевод в цифровой вид максимально возможного объема информации при минимуме трудозатрат. Вся информация сохраняется в базе данных под управлением СУБД «Oracle». Формирование печатных паспортов, включая различные специализированные информационные таблицы об оборудовании, проводах, изоляторах, муфтах и т.п., осуществляется динамически автоматической выборкой из базы данных.
Автоматизированная система диспетчерского управлениясетями 0,38-10 кВ
Автоматизированная система диспетчерского управления обеспечивает решение как традиционных задач (обработка телеметрической информации, телеуправление и т.п.), так и аналитических задач контроля за действиями диспетчера при выполнении переключений, задач расчета режимов, расчета поврежденных участков и т.п. Автоматическое решение этих задач стало возможным благодаря использованию полной динамической модели распредсети. Процесс создания системы, включая модель сети, автоматизирован. Мнемосхемы линий, трансформаторных подстанций и распределительных пунктов формируются конвертацией информации из паспортной базы данных. Все коммутационные аппараты на мнемосхемах динамические и могут отображаться различными состояниями. Перевод из одного состояния в другое осуществляется либо диспетчером, либо телеметрической информацией. Благодаря полной динамике участки мнемосхем автоматически окрашиваются различными цветами в зависимости от уровня напряжения и состояния (под напряжением, отключен, заземлен).
Система внедрена в одиннадцати РЭС Республики Беларусь
Система диспетчерского управления может дополнительно комплектоваться самостоятельными программными модулями: тренажер оперативных переключений, модуль автоматического управления переключениями, модуль дистанционного контроля за действиями ОВБ.
Тренажер оперативных переключений встроен систему диспетчерского управления. Для осуществления тренинга АСДУ переходит в режим имитации. Для тренировки могут использоваться как реальные состояния схем, так любые другие задаваемые пользователем. Отличительная особенность тренажера состоит в автоматическом контроле действующих правил выполнения переключений, что обеспечивает возможность тренировки в любых ситуациях.
Модуль автоматического управления переключениями может функционировать только при наличии телемеханизированных ТП и РП. Он автоматически определяет поврежденный участок при аварийном отключении линии 10(6) кВ, формирует набор команд по его локализации и формирует ряд наборов команд по перезапитке неповрежденных участков от смежных фидеров. От диспетчера требуется выбрать из предлагаемых модулем управления переключениями вариант перезапитки и дать разрешение на автоматическое выполнение команд. Все команды формируются, передаются и контролируются автоматически.
Модуль дистанционного контроля за действиями ОВБ обеспечивает взаимодействие автоматизированной системы диспетчерского управления с «карманным компьютером» (КПК) ОВБ по каналу сотовой связи. Модуль позволяет диспетчеру создать бланк выполнения переключений, передать его в КПК ОВБ и организовать контроль всех действий ОВБ по следующей схеме. Первоначально ОВБ выбирает необходимое действие в бланке переключений, КПК передает сообщение в систему диспетчерского управления, диспетчер проверяет правильность предполагаемого действия и дает разрешение на его исполнение, КПК принимает и отображает подтверждение, ОВБ выполняет действие и отмечает в бланке, КПК отправляет сообщение о выполнении действия, сообщение обрабатывается и архивируется в системе диспетчерского управления. По результатам действий автоматически формируется протокол. Кроме того, при получении сообщения о выполнении действия происходит автоматическое изменение состояния нетелемеханизированных коммутационных аппаратов, с которыми были произведены переключения.
Модули внедрены в Молодечненском сельском РЭС
Автоматизированная система сведения балансов(АССБ)
АССБ обеспечивает автоматическое формирование отчетов о балансах электрической энергии:
- по любой из линий 10 (6) кВ,
- по любой из линий 0,38 кВ,
- по любому ТП
- по любому силовому трансформатору
Период формирования любого из отчетов задается и может составлять сутки, месяц(ы) и год. Дискретность суточных отчетов составляет 1 час.
Информационную основу отчетов составляет база данных расчетных значений энергораспределения по элементам сети. Расчет осуществляется автоматически каждые пять минут с использованием реальной модели сети на момент расчета.
В расчете участвуют:
- Телеизмерения нагрузок по ЛЭП 10 кВ и имеющиеся на подстанциях
(ТИ поступают с подстанций в АСДУ и автоматически транслируется в АССБ)
- Положения коммутационных аппаратов
(Положения телемеханизированных коммутационных аппаратов поступают с подстанций
в АСДУ и автоматически транслируется в АССБ.
Положения нетелемеханизированных коммутационных аппаратов устанавливается диспетчером в АСДУ и автоматически транслируется в АССБ).
- База данных модели сети.
(Формируется автоматически из паспортной базы данных и хранится в АССБ. Содержит описание всех однородных участков линий, коммутационных аппаратов, элементов ТП, РП и ПС как динамических объектов, содержащих определенные наборы свойств. Изменяется по мере изменения паспортов)
- Суточные графики нагрузок по ЛЭП 0,38 кВ.
( Задаются по каждой ЛЭП в отдельности и хранятся в АССБ. Задаваться могут как измеренные, так и типовые графики, выбираемые в зависимости от вида потребителей. Для одной ЛЭП задается один суточный график с указанием даты и вводятся коэффициенты для пересчета активной и реактивной мощности в зависимости от месяца. Графики изменяются по мере необходимости).
На основании приведенных данных каждые 3 минуты автоматически рассчитывается распределение мощностей по всем элементам сети. Значения мощностей автоматически пересчитываются в почасовые значения энергии, которые архивируются в базу данных. Кроме рассчитанных значений энергий в базу данных заносится информация об отпущенной энергии потребителям. Она поступает из автоматизированной системы расчета с потребителями с учетом привязки к месту установки счетчиков.
Для повышения точности расчетов в АССБ предусмотрена возможность ввода показаний счетчиков электрической энергии, установленных вначале ЛЭП 10 кВ. Это дает возможность сравнивать расчетные значения энергии, отпускаемой энергии в ЛЭП 10 кВ с измеренными по счетчикам, а также пересчитывать энергораспроеделение по элементам сети. Пересчет происходит за календарный месяц путем перераспределения энергии, измеренной по счетчикам, в соответствии с рассчитанными почасовыми графиками.
Автоматизированная система планирования и учета ремонтных работ
Автоматизированная система планирования и учета ремонтных работ предназначена для создания и хранения всех документов, участвующих в планировании и учете ремонтных работ (Рис.2). В процессе формирования документов автоматически обеспечивается точный учет всех выполненных работ, использованных материалов и трудозатрат в разрезе каждого объекта распредсети. По результатам выполненных ремонтов автоматически редактируется паспортная база данных.
Так же в нашей организации имеется большой опыт реализации систем АСКУЭ.
Основные функции выполняемые системами АСКУЭ:
- оперативный (в получасовом цикле на уровне разграничения между энергосистемой и промышленным потребителем) контроль режимов электропотребления по энергии и мощности промышленным потребителем, осуществляющим расчет с энергосистемой по зонному тарифу;
- оперативный контроль за соблюдением лимитов электропотребления и мощности (в получасовом цикле) потребителем;
- ведение расчетного расхода электроэнергии в точках разграничения между энергосистемой и промышленным потребителем;
- достоверность принятой и переданной информации;
- сбор измерений и сервисных данных со счетчиков Альфа по запросу или в автоматическом режиме;
- ведение архивов измеряемых величин в соответствии с типовыми требованиями к системам АСКУЭ;
- поиск максимальных мощностей на заданных временных интервалах;
- многотарифный учет энергии и мощности;
- ведение календаря с четырьмя сезонами и четырьмя типами дней недели;
- формирование локальной базы данных первичной информации и восстановление в любой момент в компьютерной базе данных всех показаний счетчиков на 30-минутных интервалах за три месяца;
- использование генератора отчетов для формирования различных типов отчетов с использованием данных, считываемых со счетчиков;
- автоматическое получение отчетов по расходу электроэнергии отдельных счетчиков и их гОАОп с выводом на печать и построением соответствующих графиков;
- передача данных по каналам связи на вышестоящий уровень по запросу;
- встроенный контроль работоспособности счетчиков;
- ведение журнала событий;
- защита от несанкционированного доступа на уровне программного обеспечения и конструкции;
- сохранение данных в памяти в случае неисправности линий связи или пропадания питающего напряжения;
Специалисты участка АСУ могут работать с различными программными продуктами ведущих фирм Siemens, ALSTOM, ABB и др. Так же есть свои программные разработки систем АСУ ТП которые значительно дешевле зарубежных аналогов.