Розглядаються питання побудови основної та резервної систем моніторингу, збору та передачі інформації з мікропроцесорних пристроїв релейного захисту та автоматики, що входять до складу автоматизованої системи керування технологічними процесами електричної підстанції.
Вступ. Одним з напрямів прикладних досліджень, які проводяться кафедрою автоматизації енергосистем Київського політехнічного інституту ім. Ігоря Сікорського, є розробка та впровадження автоматизованих систем управління, збору та передачі інформації з електроенергетичних об’єктів. У 2006 р. Державним департаментом інтелектуальної власності Міністерства освіти і науки видано Свідоцтво про реєстрацію авторського права на програмну складову автоматизованої системи збору та передачі інформації (АСЗІ МП) «АРГОН». На сьогодні АСЗІ МП «АРГОН» встановлено більш ніж на тридцяти об’єктах 110-750 кВ НЕК "Укренерго", ряду обленерго та промислових підприємств. На деяких об’єктах АСЗІ МП АРГОН застосовується в якості резервної системи моніторингу та керування у складі автоматизованої системи керування технологічними процесами (АСК ТП).
Сучасні загальні вимоги до АСК ТП. Останнє десятиліття характеризується широким впровадженням в мікропроцесорні пристрої релейного захисту та автоматики (МП РЗА) та в АСК ТП електричної підстанції новітнього стандарту обміну інформації IEC 61850. Його використання основними світовими виробниками МП РЗА та АСК ТП привело до значної уніфікації системи передачі даних між рівнями АСК ТП, що дало можливість інтеграції в межах однієї підстанційної АСК ТП будь-якого виробника фактично всіх МП РЗА різних виробників даної підстанції [1]. Згідно вимог НЕК «Укренерго» [2] всі МП РЗА та АСК ТП нових електричних підстанцій та підстанцій, які модернізуються, повинні використовувати стандарт IEC 61850. Причому є вимога 100%-дубльованого резервування. Резервується (рис. 1) як апаратне забезпечення (сервери, джерела безперервного живлення, мережеві комутатори, кабельна система), так і програмне (дубльоване або полуторне). У цьому випадку на кожному приєднанні використовується два пристроя МП РЗА з незалежним живленням, на дискретні входи кожного з цих пристроїв заводяться окремі блок-контакти комутаційного обладнання, команди управління з вихідних реле МП РЗА також паралельно включаються в ланцюги керування. Даний підхід забезпечує високу надійність дистанційного керування та моніторингу. Можливі відмови системи керування зустрічаються досить рідко і викликані однотипними алгоритмічними помилками або однотипних пристроїв РЗА, або однотипного програмного забезпечення. Недоліком даного підходу є його висока вартість, в основному, викликана вартістю дублюючих комплектів пристроїв РЗА на кожному приєднанні. Використання для таких підстанцій додаткової АСЗІ МП буде надлишковим.
Але вимоги НЕК «Укренерго» розповсюджуються тільки на підстанції НЕК «Укренерго». Вимоги до нових підстанцій обленерго та промислових підприємств значно простіші, 100% резервування у більшості випадків не вимагається. Окрім того, існує дуже багато електричних підстанцій, які обладнані МП РЗА, що не підтримують стандарт IEC 61850. Ці пристрої попередніх поколінь використовують Modbus, SPA, IEC 60870-5-103, IEC 60870-5-101 та інші менш розповсюджені протоколи обміну інформацією. Такі МП РЗА в сучасні АСК ТП не інтегруються. В цих обмін інформацією з ними може бути покладена на АСЗІ МП АРГОН, яка забезпечує інтеграцію більшості вітчизняних та закордонних МП РЗА, реєстраторів аварійних сигналів, пристроїв передачі команд, блоків входів/виходів як сучасних, так і попередніх поколінь.
Рис. 1 Фрагмент 100%-дубльованої АСК ТП для одного приєднання
Передумови застосування АСЗІ МП як складової АСК ТП. З метою забезпечення високої надійності функцій керування та моніторингу на підстанціях з МП РЗА попередніх поколінь більшою частиною з двома різнотипними портами (можливо без IEC 61850) та у кількості одного пристрою на одне приєднання, пропонується застосовувати дві незалежні автоматизовані системи АСК ТП - основну та резервну. Кожна з цих систем має власне різнотипне програмне та апаратне забезпечення з повним об’ємом моніторингу та керування комутаційним обладнанням, але у якості джерел інформації та для видачі команд управління використовуються різні пристрої (рис. 2).
Рис. 2 Фрагмент побудови основної та резервної АСК ТП для одного приєднання
Резервна АСК ТП реалізується на базі АСЗІ МП АРГОН і складається з двох підсистем - системи керування та системи збору інформації. При виборі структури підстанційного рівня системи враховувалось наступне:
- вихідні реле МП РЗА вже використовуються для керування комутаційним обладнанням в основній АСК ТП. Тому, з метою підвищення надійності керування в цілому, для резервної АСК ТП обрано зовсім інший шлях керування - не через МП РЗА. Для керування з резервної системи використовуються вихідні реле мікропроцесорних блоків входів-виходів вітчизняного виробництва (наприклад, УСДМ-01, ПАТ "Електротехнічний завод", м. Київ). Дискретна інформація про положення комутаційного обладнання, несправності блоків керування вимикачами зі входів УСДМ-01 передається на сервер резервної АСК ТП за протоколом MODBUS. Причому, знову ж таки з метою підвищення надійності, використовуються інші блок-контакти комутаційних апаратів;
- резервна система керування використовується у випадку виходу з ладу основної системи. Тому структура її обрана спрощеною, без використання відносно більш дорожчих мережевих пристроїв з підтримкою стандарту IEC-61850.
Висновки.
1. На новостворюваних електричних підстанціях рівня НЕК «Укренерго» та тих, що модернізуються, вимагається використання 100% резервування МП РЗА з застосуванням стандарту IEC 61850 з інтеграцією в сучасні закордонні АСК ТП.
2. На електричних підстанціях обленерго та тих, які використовують МП РЗА попередніх поколінь, інтеграція їх у єдину сучасну АСК ТП неможлива.
3. В цих випадках пропонується використати АСЗІ МП АРГОН виробництва НТУ КПІ ім. Ігоря Сікорського, яка забезпечує всі необхідні функції моніторингу та резервного керування комутаційним обладнанням.
Список літератури
1. Релейний захист. Цифрові пристрої релейного захисту, автоматики та управління електроенергетичних систем [Електронний ресурс] : навчальний посібник / О. С. Яндульський, О. О. Дмитренко; НТУУ «КПІ».– Київ : НТУУ «КПІ», 2016. – 103 с.
2. СОУ НЕК 03.100.0-22:2021 Загальні технічні вимоги до підсистем релейного захисту та протиаварійної автоматики у складі автоматизованих систем управління підстанцій 220-750 кВ ОЕС України. ДП «НЕК «УКРЕНЕРГО», 2021. – 37 с.
3. СОУ НЕК 33.200.0-35:2025 «Загальні технічні вимоги до автоматизованих систем керування технологічними процесами підстанцій 220-750 кВ ОЕС України», 2025. – 52 с.
|
Голосування 
Ця робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution 4.0 International License
Знайшли помилку? Виділіть помилковий текст мишкою і натисніть Ctrl + Enter