Автор: Иванюкович А.А., специалист по АСУ ТП

Электроэнергетика считается уникальной производственной отраслью, где практически единовременно происходит производство и потребление готового продукта в условиях значительной территориальной удаленности между поставщиками и потребителями.

Как следствие большого количества отдельных объектов генерации, распределения и потребления (узлов), именно в электроэнергетике довольно остро стоит вопрос организации автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ).

Рассмотрим принцип построения АСДУ на базе распределительной сети 0,4-10(6) кВ.

На уровне отдельных узлов устанавливаются системы телемеханики – комплексы технических, аппаратных и программных средств, осуществляющих сбор сигнализации, передачу телеинформации на вышестоящие уровни, трансляцию команд управления.

Согласно СТП 09110.47.104-11 «Методические рекомендации по автоматизации распределительных электрических сетей 0,4-10(6) кВ Белорусской энергосистемы» сбор информации с объектов управления электрических сетей рекомендуется предусматривать в следующем объеме:

− телесигнализация положения основного коммутационного оборудования 10(6) кВ;

− телеизмерение токов, а при возможности активной и реактивной мощности линий 10(6) кВ и понижающих трансформаторов 10(6)/0,4 кВ;

− телеизмерение напряжения на шинах 10(6) и 0,4 кВ;

− телеизмерение токов вводных и секционных выключателей 0,4 кВ;

− телесигнализация наличия напряжения либо телеизмерения на отходящих линиях 0,4 кВ при необходимости;

− аварийно-предупредительная сигнализация;

− телесигнализация срабатывания пожарных и охранных датчиков и систем;

− информация фиксирующих приборов и ОМП.

Для выполнения телеизмерений, как правило, применяются многофункциональные цифровые измерительные преобразователи с цифровым интерфейсом.

Телеуправление, как правило, предусматривается в объеме, необходимом для централизованного решения задач по установлению надежных и экономически выгодных режимов работы электроустановок с обеспечением электробезопасности персонала и оборудования. Рекомендуется предусматривать телеуправление выключателями 10(6) кВ, вводными и секционным выключателями 0,4 кВ.

Передача телеметрической информации на вышестоящие уровни, как правило, выполняется по модемным, оптическим и GSM-каналам связи с использованием стандартного телемеханического протокола передачи данных МЭК-101/104 по СТП 09110.48.526 и СТП 09110.48.528, что позволяет, теоретически, независимо от типа контроллера нижнего уровня интегрировать систему телемеханики в существующую систему АСДУ. Однако, практически, в рамках одного протокола данных реализация может быть выполнена несколькими способами и иногда приходится затратить на отладку стыковки верхнего и нижнего уровня значительный промежуток времени, соизмеримый со временем наладки остальной части системы. Данное утверждение было неоднократно проверено нашими специалистами на практике, т.к. приходилось налаживать системы телемеханики на базе практически всех, представленных на сегодняшний день, контроллерах нижнего уровня, таких фирм-производителей, как Mitsubishi Electric (контроллеры FX3U), Alstom (контроллеры присоединения C264), ПрософтСистемы (УТМ ЭКОМ-ТМ, контроллеры присоединения ARIS C30X), Новософт (контроллеры Вариконт-Микро, Вариконт-Нано), ИнделКо (контроллеры Индел 1716, Moscad) и др.

Верхний уровень включает в себя сервер, с установленным на нем SCADA-пакетом, реализующим сбор, обработку, архивирование информации об объектах мониторинга и предоставляет всю информацию на автоматизируемое рабочее место (АРМ) диспетчера в наиболее удобной для восприятия форме (в виде графиков, ретроспектив, однолинейных схем). В Республике Беларусь на данный момент используются такие SCADA-пакеты как — ABB MicroSCADA Pro SYS 600C, АГАТ-2000, Simatic WinCC, PROFICY iFIX, ТМ2000 и др. Данное разнообразие объясняется тем, что выбор систем АСДУ происходит на тендерной основе.

На данный момент системы телемеханики являются неотъемлемой частью всех реконструируемых и вновь вводимых объектов электроэнергетики всех классов напряжения, так как внедрение данных систем значительно повышает такие параметры, как:

1) долговечность — устойчивость сетевого комплекса к физическому износу активов и отрицательному воздействию внешней среды;

2) работоспособность — сохранение больших участков сети под напряжением в периоды неблагоприятных условий, а также более точный мониторинг;

3) контроль перетоков электроэнергии и контроль объемов, поставляемых потребителям, при гарантированном качестве энергоснабжения;

4) гибкость — адаптируемость сети к изменениям в окружающей среде с сохранением функциональных характеристик;

5) эффективность — минимизация расхода первичных энергоресурсов, эксплуатационных расходов и потерь в сетях;

6) безопасность — защищенность сети от повреждений, которые могут возникнуть в результате намеренных действий или естественных явлений.