Приоритеты ОАО "ФСК ЕЭС" в области автоматизации объектов ЕНЭС 02 декабря 2009 г. Начальник Департамента информационно-технологических систем С. В. Балашов
Целевая модель технологического управления ЕНЭС ü Подстанции автоматизированы комплексно (внедрена АСУ ТП) или частично (внедрены современные ПТК ССПИ) с созданием каналов связи в центы управления ü Количество постоянного обслуживающего персонала на подстанциях минимизировано ü Мобильные ОВБ технически оснащены, укомплектованы грамотным персоналом и под управлением ЦУС занимаются всем комплексом работ на подстанциях: оперативными и плановыми переключениями, допуском бригад, контролем приемки работ у бригад ТОи. Р и пр. и мобильным взаимодействием системами SCADA/EMS/DMS и АСУ ТОи. Р ü ЦУС оснащены автоматизированными системами класса SCADA/EMS/DMS, позволяющими выполнять все операционные и неоперационные функции по управлению объектами и ОВБ, осуществлять информационно-аналитическую и операционную поддержку программ ТОи. Р, а также осуществлять функции прямого или опосредованного (через ОДУ/РДУ) управления оборудованием с целью улучшения показателей эффективности использования сетевых активов (перегрузки, потери) ü Количество ЦУС оптимизировано с учетом территориальной распределенности объектов управления ü Управление эксплуатацией технологического оборудования и ИТС осуществляется из МЭС/ЦУС на базе анализа технологической информации с учетом прогнозных моделей состояния оборудования и системных режимных ограничений (ПТК ЦУС), позволяющих снизить влияние человеческого фактора на надежность сети ü Расследование причин технологических нарушений с разработкой мероприятий по их недопущению ведется службами ПМЭС в автоматизированной экспертной системе на базе технологической информации ü Обеспечение обоснованных планов ТОи. Р с низким % отказа заявок благодаря полностью автоматизированным и согласованным с СО ЕЭС расчетным процедурам с постепенным переходом на систему «извещений» о ТОи. Р для оборудования, находящегося в ведении ОДУ/РДУ 2
Последовательность перехода на целевую модель ОТУ Шаг № 1: Отработка в рамках пилотного проекта в МЭС Северо-Запада целевой модели ОТУ, включающей: • • • управление автоматизированными подстанциями (Княжегубская, Ржевская, Новгородская, Лоухи, Проспект Испытателей и др. ) из ЦУС (1 -ый пусковой этап ПТК ЦУС) с выводом с ПС постоянного обслуживающего персонала; Автоматизация подстанций ЕНЭС в регионе МЭС Северо-Запада в рамках программ реновации (комплексная АСУТПС) и ППНи. Н (телемеханика) с интеграцией всех подстанций в ЦУС; Реализация функций разработки и оптимизации графиков вывода оборудования в ТОи. Р средствами ПТК ЦУС (2 -ой пусковой этап ПТК ЦУС); Создание мобильных ОВБ на базе высвобождаемого персонала ПС, техническое оснащение и интеграция ОВБ в систему управления эксплуатацией из ЦУС (3 -ий пусковой этап ПТК ЦУС); Проведение организационных мероприятий по адаптации существующей оргструктуры к потребностям целевой модели; Реализация в МЭС Северо-Запада полномасштабной архитектуры АСТУ (АСДТУ, ССПТИ, СПТК, ИВИ) с интеграцией с СУА/АСУ ТОи. Р, отработка всех технических и организационных решений, разработка необходимой нормативной базы. Срок: до 4 кв. 2010 г. Шаг № 2. . 8: Последовательная реализация проектов АСТУ в других МЭС с тиражированием готовых технических решений по АСТУ МЭС Северо-Запада с постепенным удалением нижнего уровня управления, интеграцией ПС в ЦУС, высвобождением персонала с автоматизированных подстанций, создание и техническое оснащение ОВБ, оснащение служб Главных инженеров МЭС/ПМЭС средствами доступа к технологической информации с ПС для планирования Программ ТОи. Р и расследования причин технологических нарушений. 3
Целевая архитектура АСТУ Объект – ВЛ КСУПР SAP x. MII CIM Системный ПТК АСТУ АС анализа аварийных режимов EMS Внешние расчетные приложения (Космос, РАСТР, ТКЗ 3000, ОМП Бреслер) АИИС КУЭ NMS OMS DMS АСДТУ (ПТК ЦУС) ССПТИ DTS Объект – ПС (АСУ ТП, ССПИ, АСКУЭ, СМи. Д, РАС, РЗА) АС мониторинга и диагностики АС контроля качества ЭЭ 4
Функции подсистем АСТУ в целевой модели Системный ПТК ССПТИ ИА ФСК Формирование для СУА оптимального графика вывода в ТО и ремонт. Обеспечение СУА данными о работе сети. Управление НСИ АСТУ. Синхронизация с НСИ КИСУ и НСИ АСДУ ОАО «СО ЕЭС» и АСТУ РСК. Обеспечение СУА данными о причинах технологических нарушений и данными online диагностики. Оперативное (операционное) управление ЦУС ПТК ЦУС Выполнение операционных и неоперационных функций по управлению объектами ЕНЭС. Создание и ведение оперативных расчетных моделей ЕНЭС в зоне МЭС Анализ данных о состоянии оборудования и характеристиках технологических нарушений. Предоставление исходных данных для актуализации информационной модели объекта, включая модель измерений Сбор неоперативной технологической информации о состоянии объектов и оборудования. АСДТУ Корпоративное управление Уровень подстанции ССПИ, АСУ ТП Сбор оперативной информации о состоянии объекта (ТИ, ТС). Мониторинг состояния объекта. Телеуправление и телерегулирование. 5
АСДТУ (ПТК ЦУС) Этапы реализации: 1. Реализация Пускового комплекса АСДТУ на базе ОИК СК-2003 в 8 -и МЭС и 25 -и ЦУС на базе ПМЭС (2005 -2008 гг. ) 2. Реализация пилотного внедрения полномасштабного ПТК ЦУС МЭС Северо-Запада (2008 -2010 гг. ): Этап № 1: «Базовый комплекс ЦУС» (2008 г. ): - функции ОИК (SCADA); - отработка функций ТУ на ПС с АСУТП; - подсистема архивирования и формирования отчетов; - подсистема ведения оперативного журнала; - подсистема поддержки работы со схемами (диспетчерские пометки, плакаты, состояние оборудования); - подсистема «Заявка» ; - реализация ГИС-интерфейса у SCADA (на базе КСУПР) Этап № 2 «Расчетный комплекс ЦУС» (2009 г. ): - функции расчета установившегося режима; - функции оценки состояния; - функции расчета оптимального режима; - функции расчета сетевых ограничений; - тренажера диспетчера по переключениям. Этап № 3 «Аналитический и Управляющий комплекс ЦУС» (20092010 г. ): - моделирование сети с проведением расчета нормальных и аварийных режимов, надежности (N-1) с учетом действия РЗА и ПА в реальном масштабе времени; - тренажер диспетчера на базе модели сети; - функции диспетчерского управления эксплуатацией и ремонтом. 3. Поэтапное тиражирование ПТК ЦУС для других МЭС в случае принятия такого решения (2010 -2013 гг. ) 6
Системный ПТК АСТУ Этапы реализации (объекты внедрения – ИА ФСК и филиалы - МЭС) Этап № 1: «Формирование общей информационной модели ЕНЭС» (2008 – 2009 гг. ) - Топологическое, графическое и объектное представление силового оборудования объектов ЕНЭС, паспортные данные оборудования, модели измерений в объеме оперативной информации. - Формирование НСИ в объеме 1 -й и 2 -й фазы создания ПТК ЦУС, 1 -й очереди ССПТИ, 1 -го и 2 -го этапов АИИС КУЭ. - Обмен данными в формате XML. Этап № 2: «Организация информационного взаимодействия» (2010 – 2011 гг. ) - Модели РЗА и ПА, паспортные данные оборудования и модели измерений в объеме технологической информации. - Формирование НСИ в объеме 3 -й фазы создания ПТК ЦУС, 2 -й очереди ССПТИ. - Полная интеграция с СУА. Формирование автоматизированного информационного обмена с приложениями АСТУ. 7
Укрупненная схема обмена нормативно-справочной информацией в АСТУ и смежных системах 8
ПТК ССПТИ Этапы реализации: Реализуется по титулам НС, КТПи. Р 1. Реализация 1 -ой очереди ССПТИ в МЭС Центра, Сибири и Востока: Этап № 1: «Комплекс сбора и представления данных» (2007 -2009 гг. ): - функции сбора технологической информации с АСУ ПС; - функции структурирования, идентификации и организации архивирования технологических данных; - функции доступа к данным архива на базе функциональных АРМ (АРМ Службы РЗА, АРМ Службы ПС, АРМ Службы АСТУ, АРМ Службы Режимов). Этап № 2: «Прикладной информационно-аналитический комплекс» (2010 -2012 гг. ): - функции анализа аварийных режимов; - функции контроля качества электроэнергии; - функции диагностики состояния оборудования по данным мониторинга. 2. Реализация 2 -ой очереди ССПТИ в МЭС Северо-Запада, Юга, Волги, Западной Сибири, Урала (2010 -2012 гг. ): Этап № 1: «Комплекс сбора и представления данных» (2010 -2012 гг. ): Этап № 2: «Прикладной информационно-аналитический комплекс» (2010 -2012 гг. ): 9
ППНИН ЕНЭС (ПТК ССПИ) Существующая схема Низкая надежность, недостаточное количество информации Модернизация ПС, Использование существующего ОИК, переход к современному ПТК ЦУС Высокая надежность, повышение наблюдаемости 10
Программа повышения надежности и наблюдаемости ЕНЭС 11
Интегрированная АСУ ТП и цифровые подстанции нового поколения Отдельная инновационная программа ОАО «ФСК ЕЭС» - «Цифровая подстанция» Преимущества цифровой подстанции (с использованием «цифровых» трансформаторов тока и напряжения, первичного оборудования со встроенными коммуникационными модулями): • Повышенная электробезопасность устройств ИТС за счет полной гальванической развязки вторичных цепей от цепей с высоким напряжением; • Высокая помехозащищенность вторичного оборудования от внешних электромагнитных возмущений; • Отсутствие влияния феррорезонанса сети и насыщения трансформаторов тока и напряжения; • Повышение динамической устойчивости сети и как следствие – повышение чувствительности и быстродействия устройств РЗ и ПА; • Повышенная взрывопожаробезопасность по сравнению с маслонаполненными и элегазовыми трансформаторами; • Снижение затрат на эксплуатационное обслуживание трансформаторов тока и напряжения по сравнению с маслонаполненными и элегазовыми трансформаторами; • Значительное уменьшение количества медных связей на ПС; • Единство измерений для устройств РЗА, АСУ ТП и АИИС КУЭ; • Высокая точность измерений в широком диапазоне токов для устройств РЗА, АСУ ТП и АИИС КУЭ. 12
Текущий статус проектов АСТУ Подсистема АСТУ Что сделано в 2008 -2009 гг. Планы на 2010 г. Реализация 2 -го и 3 -го пускового этапа ПТК ЦУС МЭС Северо-Запада. Ввод в эксплуатацию ПТК ЦУС Северо-Запада в полном объеме. Начало тиражирования ПТК ЦУС в объеме 1 -го пускового этапа в МЭС Волги и МЭС Урала (ожидается). АСДТУ Разработаны Проекты создания ЦУС в филиалах ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС и ПМЭС Реализован и введен 1 -ый пусковой этап создания полнофункционального ПТК Головного ЦУС МЭС Северо. Запада (на базе PSIcommand). Разработаны и выпущены НТД: РУ по выбору оперативной информации с подстанции. ССПТИ Реализован проект 1 -ой очереди создания ССПТИ в МЭС Центра, Сибири, Востока и ИА ФСК в объеме задач 1 -го этапа проекта. Разработано и утверждено ТЗ на проектирование 2 -го этапа ССПТИ. Разработаны и выпущены НТД: РУ по выбору неоперативной технологической информации с подстанции. Ввод 1 -ой очереди создания ССПТИ в МЭС Центра, Сибири, Востока и ИА ФСК в промышленную эксплуатацию. Разработка Проекта 2 -го этапа ССПТИ с отработкой технических решений по прикладным ПТК АСТУ на базе пилотного МЭС. Системный ПТК Разработан Проект «Создание общей информационной модели ЕНЭС и Системного ПТК 1 -го этапа» . Пилотный проект в МЭС С-З сдан в опытную эксплуатацию. Завершена реализация 4 -ех этапов (из 5 -ти) в остальных МЭС. Завершение проекта в полном объеме и сдача в промышленную эксплуатацию. Разработка и утверждение НТД, обеспечивающих формирование и управление НСИ АСТУ: ЕСКК – система кодирования, Профиль CIM-модели, CIM/XML/SVG – формат представления модели. Разработка Регламентов сопровождения модели: с АСУ ТОи. Р, с АСДУ «СО ЕЭС» . ППНи. Н ЕНЭС Реализован Этап 1 Программы, выполнен ПИР Этапа 2 Программы. Разработаны и утверждены Типовые технические требования Утвердить скорректированную Программу Правлением к ПТК ССПИ создаваемые по Программе. ФСК ЕЭС. Разработана и утверждена Типовая программ и методика Обеспечить реализацию всех Этапов Программы. испытаний по вводу ПТК ССПИ в эксплуатацию. Выполнена корректировка Программы и последующих Этапов. 13
ПРОГРАММА АИИС КУЭ ЕНЭС 14
Нормативная база создания АИИС КУЭ ЕНЭС • Закон Российской Федерации № 35 -ФЗ от 26. 03. 2003 г. «Об электроэнергетике» . • Закон Российской Федерации № 102 -ФЗ 26. 06. 2008 «Об обеспечении единства измерений» . • Постановление Правительства Российской Федерации № 526 от 11. 07. 2001 г. «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» . • Постановление Правительства Российской Федерации № 643 от 24. 10. 2003 г. «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода» (с изменениями, внесенными Постановлением Правительства РФ № 529 от 31. 08. 2006). 15
Этапы создания АИИС КУЭ ЕНЭС ОАО «ФСК ЕЭС» • 01. 09. 2007 года - оснащение границ балансовой принадлежности ЕНЭС средствами измерений, обеспечивающих почасовой учет и хранение часовых показателей нагрузки. • 01. 09. 2008 года - обеспечение автоматизированного сбора, обработки и передачи в ОАО «АТС» данных коммерческого учета. • 01. 09. 2010 года - приведение системы коммерческого учета в соответствие с требованиями к АИИС КУЭ в части измерений электрической энергии, и применяемыми в отношении измерительных трансформаторов тока и напряжения. 16
Архитектура построения АИИС КУЭ ЕНЭС по уровням иерархии 17
Статус реализации Программы АИИС КУЭ ЕНЭС Объемы работ Создание системы сбора уровня ПС по схеме Счетчик-ТКУ-ЦКУМЗССС плюс резервная система сбора через УСПД Всего ПС 433 Статус работ Система сбора данных уровня ПС в объеме 1 -го и 2 го ПК принята в промышленную эксплуатацию на 95%. Доработка и интеграция систем сбора уровня ПС в 14 МСК для сбора данных через МЗССС 212 Установка МЗССС – выполнена. По 7 МСК идет получение данных через МЗССС, по остальным 7 МСК – импорт данных в формате xml-80020. Интеграция данных АИИС КУЭ ФСК (Альфацентр) 147 Интеграция выполнена путем информационного обмена файлами стандарта xml-80020. ВСЕГО 792 18
Результаты создания системы сбора данных Программы АИИС КУЭ ЕНЭС В рамках реализации Программы на подстанциях ЕНЭС установлено 19806 приборов учета Установлено: 5522 Установлено: счетчика; 2691 счетчик; 494 ТКУ; 217 ТКУ; 152 ЦКУ. 61 ЦКУ. МЭС Северо. Запада Установлено: 1179 счетчик; 106 ТКУ; 43 ЦКУ. МЭС Юга Установлено: 1741 счетчик; 2294 счетчик; 131 ТКУ; 127 ТКУ; 54 ЦКУ. МЭС Центра МЭС Волги МЭС Урала Установлено: 3016 счетчиков; 18 ТКУ; 12 ЦКУ. Установлено 1577 счетчиков Установлено: 1786 счетчиков; 193 ТКУ; 64 ЦКУ. МЭС Востока МЭС Сибири МЭС Западной Сибири 5 19
Новые решения применения счетчиков электроэнергии В соответствие с Федеральным Законом от 26. 06. 2008 № 102 -ФЗ "Об обеспечении единства измерений" и Приказом ОАО «ФСК ЕЭС» 27. 01. 2009 № 20 компания приняла решение отказаться от массового применения измерительных датчиков с одновременным переходом на универсальные измерительные преобразователи в составе счетчиков электроэнергии, со снятием измерений через 2 -ой порт. В настоящее время в ОАО «ФСК ЕЭС» на заключительной стадии аттестации находится ряд счетчиков отечественного и импортного производства, обеспечивающие выполнение указанного решения. ЦСОД Уровень региональных центров ЦСОД УСПД SCADA ЦСОД УСПД SCADA Объектовый уровень Счетчик 20
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ИНФОРМАЦИОННО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СИСТЕМ 21
Количество случаев технологических нарушений и неправильной работы МП РЗА и АСУТП за 9 мес. 2008/2009 года соответственно 22 22
Проблемы эксплуатации вновь введенных систем автоматизации Причины сбоев в работе новых устройств: 1. Вина предприятий-производителей ошибки в схемах и в алгоритмах неудовлетворительная помехозащищенность некачественные элементы 2. Вина проектных организаций ошибки алгоритма неудовлетворительная помехозащищенность 3. Вина монтажно-наладочных организаций дефекты, оставленные после наладки непосредственные ошибки при работах 4. Вина эксплуатационного персонала РЗА непосредственные ошибки при работах неудовлетворительное состояние дефект, оставленный после работ неправильные указания 23
Случаи неправильной работы АСУТП в 2009 г. 1. 2. 3. 4. Неправильная конфигурация контроллера АСУ ТП. 24. 01. 09 на ПС Новокаширская МЭС Центра из-за программного сбоя в АСУ ТП (отсутствовало управление с терминалов) не включались выключатели 500 к. В В-511, В-521. Ошибка оперативного персонала в сочетании с недопустимой реализацией логики деблокирования. 01. 04. 09 на ПС Новоанжерская МЭС Сибири из-за ошибочных действий оперативного персонала было произведено несанкционированное деблокирование оперативной блокировки из АСУТП, не имеющей функцию защиты от несанкционированного деблокирования. Ошибка персоналадочной организации. 02. 05. 09 на ПС Емелино МЭС Урала при производстве работ персоналом подрядной организации ЗАО "Новинтех" по наладке АСУ ТП ошибочно подан сигнал в цепи отключения, что привело к отключению фаз "А" и "В" ШР 220 к. В ВЛ СТЗ. Недоработка списка сигналов АСУ ТП при проектировании и наладке. 25. 07. 09 на ПС Ржевская в условиях излишней работы системы защит автотрансформаторов в листе событий не появилась информация о срабатывании защит на отключение. 24 24
Повышение надежности работы вновь введенных систем автоматизации 1. Необходимо повысить требования к подрядным организациям. 2. Применение типовых решений 3. Не допускать отклонений от требований конкурсной документации. 4. Повышать квалификацию эксплуатационного персонала в части работы с новой техникой. 5. Необходимо обеспечить качественную приемку в эксплуатацию вновь вводимых устройств РЗА. 25
Основные приоритеты при реализации программ автоматизации Задачи Действия Концентрация усилий на наиболее важных направлениях Выделение целевых инновационных программ: • АСТУ • Цифровая подстанция Формализация требований к информационнотехнологическим и управляющим системам, включая процесс их создания • Уточнение концепции АСТУ в соответствии с новой концепций оперативно-технологического управления • Выпуск технических требований к АСУ ТП • Разработка типовых технических решений • Формализация требований к выполнению проектов, рабочей документации, приемке систем. Выпуск соответствующих стандартов Упрощение технических решений (Приказ № 20 от 27. 01. 2009) • Применение универсальных измерительных преобразователей в составе счетчиков электроэнергии, со снятием измерений через 2 -ой порт • Реализация функций мониторинга АТ средствами АСУ ТП • Отказ от выделенных приборов РАС и ОМП в интегрированных АСУ ТП ПС (использование функций терминалов РЗА) • Минимизация использования выделенных приборов ПКЭ • Ручной ввод в ТМ положения устаревших КА (разъединителей и ЗН) • Минимизация объема информации, передаваемой на верхние уровни управления Повышение надежности функционирования и уровня эксплуатации внедряемых систем • Проведение двухэтапной приемки АСУ ТП, включая заводские испытания с участием заказчика • Сервисное обслуживание на всех этапах жизненного цикла систем • Своевременное обучение эксплуатирующего персонала, вовлечение его в наиболее важные стадии выполнения проекта • Изменение системы управления проектами 26
Спасибо за внимание 27
Скачать презентацию Приоритеты ОАО ФСК ЕЭС в области автоматизации объектов
e5febb5135afbaf16abb3c722588f488.ppt