Контакты

Пресс-служба
Тел.: (495) 974-2276
Факс.: (495) 974-2277
E-mail общий: pr@croc.ru
июль 2014
Источник:  www.newsme.com
Лодка на солнечных батареях будет изучать океан
Оснащенная уникальным оборудованием, лодка на солнечных батареях «Turanor» перевезет команду ученых, которые будут наблюдать за воздухом и водой Гольфстрима в Атлантическом океане. Цель экспедиции состоит в том, чтобы уяснить процессы, которые регулируют климат.

июнь 2014
Источник:  www.energocenter.com
Геотермальная энергия
Геотермальные станции используют горячий пар и воду в качестве энергии, получая её из недр планеты.

Система сбора и передачи технологической информации ОАО «ФСК ЕЭС»

декабрь 2009

Проблемы обработки технологической информации

В настоящее время в ОАО «ФСК ЕЭС» реализуется ряд  широкомасштабных программ реконструкции подстанций ЕНЭС с созданием  систем АСУ ТП на базе современных интеллектуальных измерительных устройств как российских, так и западных производителей, содержащих подсистемы:

  • мониторинга и диагностики состояния силового оборудования, 
  • цифровой релейной защиты и противоаварийной автоматики, 
  • регистрации  аварийных событий и процессов,
  • контроля качества электроэнергии событий и др.

Системы  АСУ ТП обеспечивают высокий уровень контроля состояния оборудования ПС, при этом устройствами АСУ ТП генерируется значительный объем сигналов и измерений, правильное применение которых важно для повышения эффективности технологического управления ЕНЭС. В то же время, у персонала подразделений и служб МЭС и ПМЭС отсутствуют унифицированные средства доступа к технологической информации от АСУ ТП – в лучшем случае для этого используются выносные АРМ или удаленный доступ к отдельным подсистемам АСУ ТП ПС.

Усугубляет ситуацию то, что до последнего времени в ОАО «ФСК ЕЭС» не было единой политики и регламентов сбора и долгосрочного хранения технологической информации, существовали только отдельные упоминания в нормативных документах, определяющие сроки хранения некоторых частных видов технологической информации.

В ОАО «ФСК ЕЭС» принято условное разделение видов технологической информации в зависимости от задач, для которых они используются на оперативно-технологическую и неоперативную технологическую информацию.

Оперативно-технологическая информация (ОТИ) в основном используется для решения задач диспетчерского управления энергосистемой и в основном включает в себя следующие виды данных - перетоки мощности и состояние коммутационных аппаратов (выключателей) по основным присоединениям подстанции, напряжения на секциях шин, частота и обобщенные сигналы срабатывания защит и аварийной сигнализации. В среднем, количество сигналов измерений и сигналов оперативно-технологической информации по одной подстанции не превышает несколько сотен.

Под неоперативной технологической информацией (НТИ) подразумеваются все виды технологической информации, обрабатываемой в рамках АСУТП ПС, которые используются не только для решения задач диспетчерского управления, но и задач эксплуатации подстанции и линии электропередач.  В составе неоперативной технологической информации можно выделить следующие виды данных:

  • дополнительный объем информации о состоянии схемы соединений и параметров режима функционирования оборудования ПС;
  • данные от средств регистрации аварийных событий и процессов подстанций (РАС, ОМП);
  • данные от микропроцессорных (МП) устройств РЗА, ПА;
  • данные от МП устройств ОМП;
  • данные от подсистем мониторинга и диагностики силового оборудования ПС и ВЛ;
  • данные от МП устройств контроля качества электроэнергии;
  • данные от инженерных и вспомогательных систем ПС;
  • данные от систем климат-контроля, раннего обнаружения гололедообразования и плавки гололеда на проводах и тросах ВЛ;
  • информация от систем технологического и охранного видеонаблюдения «необслуживаемых» подстанций.


В отличие от оперативно-технологической информации, объем данных НТИ, обрабатываемых в рамках АСУТП ПС, в среднем достигает десятка тысяч измерений и сигналов.

Все эти виды технологической информации могут быть эффективно использованы при решении большого числа задач:

  • планирование и проведение ремонтов оборудования;
  • стратегическое планирование развития сети;
  • оценка состояния оборудования и общая оценка надежности энергосистемы;
  • расследование аварийных ситуаций;
  • анализ протекавших режимов электрических сетей с точки зрения обеспечения надежности передачи и потребления электроэнергии, максимальной экономической эффективности передачи электроэнергии, либо эффективной эксплуатации оборудования электрических сетей;
  • оценка воздействия решений диспетчерского персонала на состояние оборудования;
  • оценка воздействия условий эксплуатации на состояние оборудования;
  • статистический анализ надежности работы оборудования;
  • анализ действий и обучение диспетчерского персонала.

На данный момент, большинство данных, необходимых для решения перечисленных задач, недоступно для сотрудников эксплуатирующих организаций (ПМЭС, МЭС, ТОиР).

Исторически, в составе систем АСУТП ПС разворачивались автоматизированные рабочие места оперативно-диспетчерского персонала и сотрудников службы релейной защиты непосредственно на подстанциях. На верхние уровни управления осуществлялась передача только ограниченного объема оперативно-технологической информации (телеметрии), необходимой для решения задач диспетчерского управления энергосистемой. При этом передача телеметрии осуществлялась в основном в диспетчерские управления Системного оператора (РДУ и ОДУ).   Неоперативная технологическая информация в большинстве случаев была «заперта» на уровне подстанции и недоступна для сотрудников эксплуатирующих предприятий МЭС (ПМЭС).

 В качестве примера можно привести АСУ ТП ПС 500 кВ «Хабаровская», которая включает пять интегрированных подсистем в составе АСУ ТП и две автономные системы, из них только АСКУЭ передает информацию в МЭС Востока. При этом внутри АСУ ТП регистрируется порядка 37 000 сигналов и измерений, из них на SCADA-сервере регистрируется порядка нескольких тысяч, в ПМЭС информация не передается, а в архиве системы  SCADA сохраняются только сводки технического учета по основным присоединениям. Доступ к данным системы АСУ ТП может осуществляться только средствами доступа к контроллерам и серверам АСУ ТП с удаленного АРМ сотрудника службы ИТСиСС в МЭС, используемого для мониторинга и конфигурирования средств АСУ ТП ПС.

В целом же по ФСК ЕЭС имеется следующая статистика: персоналу МЭС и ПМЭС доступно менее 10% неоперативной технологической информации, необходимой для эффективной эксплуатации ПС и ВЛ, при этом более 85% информации в существующих условиях не может быть проанализирована и обработана автоматизированными средствами, а более чем 75% информации не доступна персоналу ЦУС и ПМЭС принципе.

Обеспечить передачу требуемого объема неоперативной технологической информации на уровни ЦУС/ПМЭС/МЭС существующими средствами телемеханики не представляется целесообразным, так как специфика решаемых задач в случае оперативного диспетчерского управления энергосистемы и задач эксплуатации оборудования подстанции и ВЛ достаточно сильно отличаются в требованиях к объемам передаваемых данных, оперативности доставки и требованиям к долгосрочному хранению данных.

Для решения данной проблемы создается система сбора и передачи технологической информации (ССПТИ). Система предназначена для обработки технологической информации на всех уровнях иерархии технологического управления (подстанциях, ЦУС ПМЭС, ЦУС МЭС, исполнительного аппарата ФСК ЕЭС), ее долгосрочного хранения и предоставления доступа к ней персоналу служб и подразделений ФСК ЕЭС.

Система сбора и передачи неоперативной технологической информации

Система сбора и передачи неоперативной технологической информации создается в соответствии с положениями Концепции развития автоматизированной системы технологического управления (АСТУ) ОАО «ФСК ЕЭС» и выступает в качестве единой системы сбора и обработки неоперативной технологической информации от объектов электросетевого хозяйства ФСК ЕЭС, необходимой для решения задач технологического управления.

ССПТИ представляет собой распределенную систему сбора и обработки технологической информации, охватывающую уровни подстанции (ПС), предприятий (ПМЭС), филиалов (МЭС) и Исполнительного аппарата ФСК ЕЭС, где разворачиваются специализированные программно-технические комплексы (ПТК ССПТИ). Первая очередь системы сбора и передачи технологической информации охватывает 11 диспетчерских центров (ЦУС и ДП) ФСК ЕЭС и 17 подстанции ЕНЭС. Общая структурная схема системы ССПТИ первой очереди приведена на рисунке 2.


На уровне ПС система ССПТИ обеспечивает сбор различных видов неоперативной технологической информации от систем управления технологическими процессами (АСУ ТП), а так же и от автономных (не интегрированных в АСУ ТП) контроллеров и терминалов РАС, ОМП, контроля качества электроэнергии и прочих систем. К неоперативной технологической информации относится:

  • дополнительный объем информации о состоянии схемы соединений и параметров режима функционирования оборудования ПС, включающая аналоговые сигналы (измерения токов и напряжений на оборудовании постоянного тока (ОПТ) и собственных нужд 0,4 кВ, данные метеоконтроля на территории ПС) и дискретные сигналы положения коммутационных аппаратов оборудования оперативного постоянного тока - ОПТ (вводных выключателей ОПТ), коммутационных аппаратов оборудования собственных нужд - СН (вводных и секционных выключателей ЩСН).
  • регистрация работы защит, положения ключей блокировки и вывода защит, электронные осциллограммы переходных процессов, данные мониторинга работоспособности устройств РЗ и ПА, РАС и т.д.;
  • информация, собираемая системой мониторинга состояния маслонаполненного оборудования о текущем состоянии силового оборудования, результаты расчетов, сигнализация об отклонениях от заданных значений;
  • данные определения места повреждения (ОМП) на линиях электропередачи, включающие сигналы расстояния до места повреждения на ВЛ (в км от данной ПС), вид повреждения, длительность КЗ, ток КЗ, время АПВ, параметры аварийного режима, параметры предаварийного режима, дискретные сигналы диагностики
  • основные показатели качества электроэнергии - установившееся отклонение напряжения, отклонение частоты, коэффициент искажения синусоидальности напряжения, коэффициент n–ой гармонической составляющей напряжения, коэффициент несимметрии напряжений по обратной и нулевой последовательности и т.д.
  • события аварийной и предупредительной сигнализации, данные от систем мониторинга состояния ЩСН, АБ, данные от систем противопожарной сигнализации и пожаротушения, сигнализация о неисправностях оборудования системы АСУ ТП.

Собранная на уровне подстанции технологическая информация передается в ПТК ССПТИ уровня ПМЭС, где она помещается в долгосрочное хранилище данных. Совокупный объем неоперативной технологической информации (измерений и сигналов) для одной подстанции может достигать нескольких десятков тысяч (в среднем около пятнадцати тысяч на ПС). На уровне ПМЭС объем неоперативной технологической информации может достигать сотен тысяч измерений и сигналов. Ситуация осложняется тем, что даже в рамках одной подстанции наименование систем, кодирование сигналов, единицы и типы измерений и сигналов для разных устройств различаются в зависимости от конкретного производителя. Обработка такого объема информации (в первую очередь персоналом служб и подразделений) является достаточно трудоемким и сложным процессом.

Отдельной проблемой создания системы сбора и передачи технологической информации являются повышенные требования к инфраструктуре каналов связи, необходимых для передачи данных с уровня подстанции в ПМЭС/МЭС.  В среднем, для передачи требуемого объема неоперативной технологической информации от одной подстанции, необходим канал связи с пропускной способностью не менее 2 мБит/сек. Для исключения потери технологической информации в случае разрыва канала связи между уровнями системы ССПТИ, используются специальные технические средства, которые позволяют обеспечить непрерывный сбор и промежуточную буферизацию данных в случае отсутствия канала связи с верхним уровнем и автоматически передать сохраненные данные из буфера после восстановления канала. Это позволяет отказаться от необходимости разворачивания резервного канала передачи данных, так как буфер позволяет обеспечить сбор данных в течение нескольких недель, до полного восстановления канала связи. Использование буфера также позволяет снизить пиковые нагрузки на канал связи путем равномерного распределения передаваемых данных во времени. 

Для реализации ССПТИ были выбраны специализированные программно-технические средства, обеспечивающие наилучшие показатели производительности и надежности.


В качестве информационной базы применяется продукт OSIsoft PI System, являющийся лучшим в своем классе решением. Специализированная архитектура данного решения обеспечивает обработку до 2 000 000 тегов на одном сервере, при этом может быть осуществлено до 100 000 операций чтения/записи в архив в секунду. Специализированный алгоритм сжатия позволяет хранить данные за десятки лет (в среднем требуется порядка 1Кб для хранения истории 1 тега в день). Кроме того, PI System поддерживает большое число различных протоколов сбора и передачи данных – в настоящее время существует более 400 интерфейсов для различных протоколов. Продукт фактически не имеет аналогов по производительности и возможностям обработки сверхбольших массивов технологических измерений. Крупнейшие производители SCADA/EMS-систем (в частности ABB и GE) используют PI System как внутренний архив.

Для создания информационной модели ССПТИ используется продукт PSS/ODMS компании Siemens PTI, который является уникальной средой описания и поддержки модели энергосистемы, поддерживает ведение CIM-совместимой база данных и имеет готовые модули для подключения к интеграционной шине, построенной на стандартах МЭК 61970/61968.

Для решения задач интеграции используется продукт Utility Integration Bus компании SISCO. Utility Integration Bus построен полностью в соответствии с положениями стандартов МЭК 61970/61968, и обеспечивает высокоэффективную передачу технологической информации между интегрируемыми приложениями.

Для реализации взаимодействия по стандартам МЭК 60870-5-101, 102, 103, 104 применяется продукт SCADA Data Gateway компании Triangle Microworks, специализирующейся на реализации протокольных конверторов индустриальных стандартов в электроэнергетике и обеспечивающей эталонную реализацию данных протоколов.

Модель измерений ССПТИ

Вся неоперативная технологическая информация в системе ССПТИ описывается в виде Модели измерений, построенной на базе Общей информационной модели (CIM-модели) ЕНЭС. CIM-модель ЕНЭС обеспечивает описание и классификацию элементов силового и измерительного оборудования, схемы электрических соединений силового оборудования, точки измерения и непосредственно сами измерения и сигналы. Сама Модель измерений строится в соответствии с требованиями международных стандартов МЭК 61970/61968. Такой подход к структурированию информации (т.е. привязка сигналов к точкам измерений, ведение общих справочников, типов и единиц измерений) существенно упрощает совместный анализ и обработку данных от различных источников и устройств.

На рис. 3 представлена реализация интерфейса представления оборудования и привязанной к нему технологической информации в контексте CIM-модели ЕНЭС.


Использование Модели измерений ССПТИ обеспечивает:

  • единую систему классификации измерений и использования общих справочников типов и единиц измерений, независимо от источника технологической информации;
  • привязку измерений к схеме электрических соединений силового оборудования подстанции и средствам измерений;
  • корректное описание измерительных устройств и параметров проведения измерений.

Предоставление доступа к технологической информации

ССПТИ, как часть комплексной системы АСТУ ОАО «ФСК ЕЭС» является единой инфраструктурной системой                сбора, передачи и обработки технологической информации. Как уже указывалось выше, система ССПТИ является единым хранилищем технологической информации для всех прикладных систем АСТУ.

В соответствии с принятой концепцией развития системы АСТУ ОАО «ФСК ЕЭС», ССПТИ обеспечивает возможность предоставления данных прикладным системам АСТУ по стандартным интерфейсам обмена данными Generic Interface Definition (GID), определенных в серии международных стандартов МЭК 61970/61968.

В составе  программно-технических комплексов ССПТИ уровня ПМЭС и выше разворачиваются специальные адаптеры интерфейсов GID, обеспечивающие подключение ПТК ССПТИ к интеграционной шине обмена данными АСТУ:

  • Generic Data Access (GDA) – для синхронизации модели измерений (CIM-модели);
  • High Speed Data Acces (HSDA) – для передачи измерений и сигналов прикладным системам АСТУ в режиме поступления данных;
  • Time Series Data Access (TSDA)  - для предоставления доступа к ретроспективным значениям технологической информации.

Использование интеграционной шины обмена данными и стандартных интерфейсов GID позволяет организовать унифицированный обмен данными между ССПТИ и прикладными системами АСТУ без необходимости реализации прямого обмена данными по специфичным протоколам прикладных систем. 

При необходимости организации сбора или передачи технологической информации с прикладными системами внешних организации, в составе ПТК ССПТИ уровней ПМЭС и выше предусмотрена возможность обмен данными по стандартным протоколам телемеханики, например МЭК 60870-5-101/104 или IEC 60870-6 TASE.2 (ICCP).

Кроме того, в рамках создания Системы сбора и передачи технологической информации было принято решение реализовать ряд специализированных Автоматизированных рабочих мест ПТК ССПТИ (АРМ), обеспечивающих минимально необходимый набор функций для персонала служб РЗА, службы подстанций и службы ИТСиСС.

АРМ ССПТИ службы подстанции позволяет обеспечить возможность проведения оценки состояния маслонаполненного оборудования на основании оперативных и ретроспективных данных, поступающих от систем СМУиД и АСУТП ПС.



АРМ ССПТИ службы ИТСиСС обеспечивает возможность проведения удаленного мониторинга состояния компонент ССПТИ и источников данных для сотрудников службы ИТСиСС, ответственных за эксплуатацию ПТК ССПТИ и АСУТП ПС.


В качестве примера ниже приведена характеристика АРМ РЗА по анализу аварийных событий силами сотрудников служб релейной защиты. Основное задача данного АРМ – реализовать централизованную инфраструктуру сбора, долгосрочного хранения и комплексной визуализации данных регистрации аварийных событий и другой технологической информации от устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики и обеспечить для сотрудников служб РЗА единый интерфейс для анализа осциллограмм со всех объектов и устройств на ПС.

АРМ ПТК ССПТИ для Службы РЗА

АРМ РЗА предназначен для использования в своей деятельности специалистами служб релейной защиты и автоматики, находящихся в МЭС, ПМЭС и Исполнительного аппарата ОАО «ФСК ЕЭС» и обеспечивает решение следующих задач:

  • интерактивный анализ результатов регистрации аварийных процессов (работа с осциллограммами);
  • анализ правильности работы релейной защиты и противоаварийной автоматики (на основе данных предаварийного и послеаварийного режимов, данных от смежных устройств РЗ и ПА, АСУ ТП ПС);
  • анализ журнала событий как по отдельным устройствам РЗ и ПА, РАС так и по подстанции в целом;
  • формирование отчетов с возможностью экспорта данных в виде электронных таблиц и последующей печати.

В составе АРМ можно выделить отдельные модули визуализации и обработки данных:

  • Модуль визуализации и анализа электронных осциллограмм;
  • Модуль формирования журнала событий;
  • Модуль формирования отчетов по статистике работы устройств РЗ и ПА.

Модуль визуализации позволяет отобразить на одном экране графики измерений и дискретные сигналы осциллограмм от разных устройств, в том числе и с разных подстанций, использовать синхронизированные курсоры для выделения начала и окончания аварий, строить векторные диаграммы токов и напряжений. 


Процесс предварительной обработки и загрузки данных в архив технологической информации имеет некоторые особенности, которые позволяют реализовать уникальные возможности анализа осциллограмм средствами АРМ ПТК ССПТИ. 

Для каждого источника электронных осциллограмм предварительно описывается конфигурация регистрируемых каналов и дискретных сигналов. Данная конфигурация строится  на базе CIM-модели и позволяет детально описать каждый канал или сигнал – указать его тип, единицы измерения, привязку к присоединению и точке измерения. Это позволяет в дальнейшем использовать отдельные измерения и сигналы из данной осциллограммы совместно с данными, полученными от других устройств.

Непосредственно при сборе электронных осциллограмм от регистрирующих устройств, перед помещением их в хранилище ССПТИ производится конвертация в стандартный формат COMTRADE - в случае использования производителями собственных форматов представления электронных осциллограмм. Если устройство поддерживает функцию сохранения данных в формате COMTRADE, то результаты загружаются без предварительного конвертирования. При этом поддерживаются все существующие версии формата COMTRADE.

При помещении данных регистрации аварийных событий в хранилище ССПТИ, мгновенные значения каждого регистрируемого канала (или дискретного сигнала) сохраняются в архиве как временной ряд значений в отдельном теге. Технические средства системы ССПТИ позволяют обеспечить разрешение метки времени с точностью до нескольких микросекунд. Такой подход позволяет обеспечить визуализацию и синхронизацию по времени измерений осциллограммы вместе с измерениями и сигналами осциллограмм от других регистрирующих устройств – например, для анализа короткого замыкания на линии, зарегистрированного устройствами РАС с обоих концов линии.

Таким образом, реализуется комплексный анализ осциллограмм от различных устройств на одном экране – независимо от источника осциллограмм исходного формата данных и частоты дискретизации регистрирующего прибора. 

При работе с осциллограммами, собранными на разных подстанциях может возникнуть проблема рассинхронизации времени на разных регистрирующих устройствах – так как они не имеют единого источника времени.  Для решения данной проблемы в составе АРМ предусмотрена возможность ручной синхронизации измерений от разных устройств непосредственно по форме кривой регистрируемого параметра (тока или напряжения).



По результатам проведения анализа короткого замыкания или другого аварийного события возникает задача сформировать отчет об аварийном событии в формате Microsoft Word и передать данные для анализа сотрудникам организаций (например – сотрудникам «СО ЕЭС»). Также АРМ позволяет выгрузить любую осциллограмму в исходном формате.
 


Кроме модуля визуализации и анализа осциллограмм, в составе АРМ реализован модуль журнала событий и модуль формирования статистических отчетов по используемым в ОАО «ФСК ЕЭС» формам. 
С помощью модуля журнала событий можно сделать выборку из хранилища интересующих типов событий за определенный промежуток времени. Выборка может быть сделана как для подстанции в целом, так и для отдельного устройства.  Результаты выборки могут быть экспортированы в формат Microsoft Excel.
Модуль формирования статистических отчетов по работе устройств РЗ и ПА позволяет выгрузить в формате Microsoft Word требуемую статистику работы устройств за произвольный период в стандартной форме.

Выводы

Использование распределенной системы сбора и передачи неоперативной технологической информации упрощает доступ к информации сотрудникам служб РЗА различных подразделений ОАО «ФСК ЕЭС» - ПМЭС, МЭС, Центров управления сетью ЕНЭС и даже Исполнительного аппарата «ФСК ЕЭС». Автоматический сбор и передача данных от уровня подстанции на уровни ПМЭС, МЭС и ИА «ФСК ЕЭС» позволяет обеспечить оперативную обработку технологической информации на разных уровнях иерархии управления непосредственно по факту поступления данных в хранилище, при этом поддерживается онлайн-доступ к хранимой технологической информации независимо от срока давности. Система позволяет комфортно работать с данными, собранными в течение нескольких десятилетий.  Создание общей Модели измерений на базе требований стандарта МЭК 61970/61968 позволяет организовать и упорядочить данные и создать единую инфраструктуру хранения и обработки данных для использования всеми прикладными системами АСТУ ОАО «ФСК ЕЭС». 

В заключении хотелось бы выразить благодарность сотрудникам ОАО «ФСК ЕЭС», принимавших участие в разработке АРМ ПТК ССПТИ и системы ССПТИ в целом.  Особенно  хотелось бы поблагодарить Александра Александровича Андро, Алексея Геннадиевича Ткаченко, Александра Сергеевича Зорихина, Константина Евгеньевича Уткина, Александра Михайловича Маргуляна и Андрея Сергеевича Березина,  принимавших непосредственное участие в формировании требований и выработке технических решений ПТК ССПТИ.


Источник: Журнал «Рилейщик»

Все публикации

© КРОК, 2014. Все права защищены.
Тел.: +7(495) 974-2274, +7(495) 797-4799
E-mail: croc@croc.ru