АСУ ТП подстанции 110/10кВ «Усть-Алексеево»

Общие сведения о системе

Полное название системы - «Система автоматизированного управления технологическим процессом подстанции 110/10кВ «Усть-Алексеево» Великоустюгских электрических сетей ОАО «Вологдаэнерго», далее по тексту – Система.

Назначение и цели создания системы

Система предназначена для обеспечения информационных функций (наблюдения, контроля, сигнализации), функций контроля состояния и диагностики оборудования, функций управления, релейной защиты и автоматики (РЗА) электрооборудования подстанции (в дальнейшем ПС). Целью создания Системы является объединение различных средств автоматизации технологического объекта управления – основного оборудования подстанции – в единую информационную и управляющую Систему, являющуюся главным средством ведения оперативным персоналом технологического процесса и обеспечивающую требуемый уровень надежности и эффективности эксплуатации основного оборудования во всех режимах функционирования ПС. Система создана в двух уровнях:

Уровень Диспетчерского пункта района электрических сетей (ДП РЭС);
Уровень подстанции.

Характеристика объекта автоматизации

АСУТП подстанции 110/10кВ Усть-Алексеевская

Электрическая подстанция 110/10 кВ «Усть-Алексеево» представляет собой предприятие, обеспечивающее преобразование и распределение электрической энергии для питания потребителей. Состав основного оборудования подстанции: сторона 10 кВ:

воздушная линия 10кВ - 12 шт
трансформатор собственных нужд 10 кВ – 2шт
секционный выключатель 10 кВ – 1 шт
ввод 10кВ – 2шт
МП терминалы типа "Сириус-Л" – 14 шт
МП терминалы типа "Сириус-С" – 1 шт
МП терминалы типа "Сириус-В" – 2 шт

сторона 110 кВ:

выключатель 110кВ Т1 (Т2) – 2 шт
разъединитель 110кВ – 6 шт
заземляющий нож 110кВ – 10 шт
МП терминалы типа "Сириус-Т" – 2 шт
МП терминалы типа "Сириус-УВ" – 2 шт
МП терминалы типа " БМЦС" (центральная синхронизация – 2 шт. (ЗАО "Механотроника"))
МП терминалы типа РНМ-1, используемые для регулирования напряжения трансформаторов Т1, Т2– 2 шт. (ЗАО "Радиус")

Возможности АСУТП

Первой главной особенностью созданной Системы является возможность контроля и управления подстанцией как через МП УРЗА, так и напрямую.

Некоторые элементы подстанции МП УРЗА не имеют, но требуют контроля и управления (например это разъединители Р и заземляющие ножи ЗН 110 кВ), поэтому они подключаются к АСУТП напрямую.

Предусмотрена возможность полного контроля и управления подстанцией без МП УРЗА. Для этого:

Система получает все токи и напряжения подстанции в виде векторов;
Система получает достоверные данные о состоянии коммутационных аппаратов напрямую от блок-контактов этих аппаратов;
Система имеет возможность управлять данными аппаратами напрямую через свои выходные реле (минуя МП УРЗА), но может управлять коммутационными аппаратами через МП УРЗА.

Вышеуказанные возможности Системы предназначены при установке подобных систем на подстанциях, на которых отсутствуют МП УРЗА. Второй главной особенностью Системы является возможность легкой модернизации (модификации) Технологического Программного Обеспечения Системы (ТПО Системы). Данная возможность обеспечивается благодаря тому, что все ТПО Системы проектируются в САПР «Автограф», и любой сетевой технолог, изучив работу в САПРе, способен создавать новые алгоритмы и модифицировать спроектированные.

Интеграция МП РЗА в АСУТП

МП РЗА НПФ «Радиус» и НТС «Механотроника» интегрированы в АСУТП на базе ПТК «Космотроника» посредством открытых протоколов полевого уровня. Реализовано:

циклический опрос информации о состоянии контролируемых объектов МП РЗА с использованием этой информации в схемах логики, для всех типов устройств и по всем присоединениям.
циклический опрос текущих значений аналоговых сигналов с использованием их в технологических алгоритмах.
подъем осциллограмм от МП РЗА и представление их различным категориям пользователей (АРМ диспетчера РЭС, АРМ РЗА и т.д.).
ведение архива осциллограмм, полученных от МП РЗА.
подъем и редактирование блока уставок по каждому типу устройств. Передача измененного блока уставок в МП РЗА. Ведение архива об уставках для каждого типа устройств и для каждого присоединения.
подъем и представление информации о срабатывании защит РЗА. Ведение архива по каждому типу устройств, и по каждому присоединению.

Функции управления

Управление разъединителями и заземляющими ножами 110 кВ (Р и ЗН 110 кВ):

Управление Р и ЗН 110 кВ возможно с контролем от электромагнитной блокировки, выполненной на релейных панелях подстанции. В этом случае управление возможно только с подстанции.
Управление Р и ЗН 110 кВ возможно с контролем от программной электромагнитной блокировки, выполненной в контроллерах АСУТП подстанции. В этом случае управление возможно только с ДП РЭС из АРМа диспетчера.
Включение того или иного типа управления Р и ЗН 110 кВ выполняется переключателями на релейных панелях электромагнитной блокировки.

Управление выключателями 110 и 10 кВ (В 110 и 10 кВ):

Управление В 110 и 10 кВ в обычном режиме осуществляется с помощью своих ключей управления, размещенных на щите управления подстанции.
Управление В 110 и 10 кВ может выполняться с ДП РЭС через АСУТП. Блокируется управление через АСУТП также с ДП РЭС.

Выбор режима управления АВР СВ 10 кВ (автоматическое включение резерва секционного выключателя 10 кВ) осуществляется:

В нормальном режиме при наличии на ПС. Дежурного – ключом в шкафу СВ 10 кВ. Данный режим фиксируется системой АСУТП, которая подтверждает, что за правильный выбор режима отвечает дежурный ПС.
При покидании подстанции дежурный переводит ключ режима АВР 10 кВ в третье положение «Управление АВР 10 отдано АСУТП» и сообщает об этом диспетчеру РЭС. Перевод ключа фиксируется системой АСУТП. Управление режимом АВР 10 кВ в этом случае возможно лишь с ДП РЭС.

Управление РПН Т1 и Т2 (регулировка под нагрузкой) возможно либо в ручном режиме, либо в автоматическом режиме. Управление РПН Т1 и Т2 в ручном режиме:

Управление возможно с подстанции ключами управления, размещенными на релейных панелях.
Управление возможно с ДП РЭС через АСУТП.

Управление РПН Т1 и Т2 в автоматическом режиме:

Управление возможно с подстанции с помощью МП УРЗА РНМ-1.
Управление возможно с ДП РЭС через программный алгоритм АСУТП.

Управление МП УРЗА. Управление МП УРЗА с ДП РЭС через АСУТП осуществляется посредством использования открытых протоколов обмена с МП УРЗА полевого уровня.

Функции измерения

Система может получать аналоговые сигналы со всей подстанции двумя путями.

Первый путь (классический) – от МП УРЗА. Требует особо точной синхронизации по времени всех УРЗА. Синхронизация до 1 мсек, которую обеспечивают заводы-изготовители МП УРЗА, - недостаточно точная для математической обработки векторов.

Второй путь - самостоятельное получение Системой векторов через собственные модули МАВСП (модуль аналогового ввода с сигнальным процессором), которые вводят мгновенные значения токов и напряжений с трансформаторов тока и напряжения в Систему с периодом 0,555 мс (36 отчетов на период) и рассчитывают их ортогональные составляющие, на базе которых рассчитываются действующие значения токов, напряжений; значения активных, реактивных, полных мощностей; значения симметричных составляющих токов и напряжений; частота и т.д. для каждого присоединения.

В этом случае все вектора привязываются к единому времени Системы, имеющей такт 55 мксек, что позволяет с погрешностью 1 электрический градус работать с векторами, что является допустимым.

Получение Системой своих векторов токов и напряжений позволило выполнить внутри Системы высококачественный цифровой регистратор аварийных процессов (ЦРАП) в виде алгоритма, который при любом КЗ записывает абсолютно все параметры подстанции. Информация сохраняется в унифицированном формате COMTRADE и просматривается любыми универсальными просмотрщиками.

Функции отображения

Мнемосхемы для оперативного персонала АРМ диспетчера РЭС и АРМ РЗА отображают:

участки схем, находящихся под напряжением, без напряжения, заземленных (выведенных в ремонт)
текущие значения аналоговых сигналов по каждому присоединению
текущие значения аналоговых сигналов, вышедшие за предупредительные или аварийные уставки
недостоверность значений аналоговых сигналов по обобщенному признаку недостоверности (недостоверность по КТС, недостоверность по зашкалу, недостоверность по уставкам диапазона, недостоверность по введенному запрету обработки, недостоверность при отказе периферийных устройств, и т.д.)
появление текущей неисправности силового оборудования до квитирования (силового трансформатора, трансформатора напряжения, выключателя, тележки выключателя, неуправляемого разъединителя, управляемого разъединителя, РПН, АВР)
текущую неисправность силового оборудования (силового трансформатора, трансформатора напряжения, выключателя, тележки выключателя, неуправляемого разъединителя, управляемого разъединителя, РПН, АВР)
появление аварийной неисправности силового оборудования до квитирования (силового трансформатора, выключателя, РПН)
текущую аварийную неисправность силового оборудования (силового трансформатора, выключателя, РПН)
состояние «Ремонт» силового оборудования
положение коммутационных аппаратов и тележек
положение накладок защит, переключателей, АВР
срабатывание 3U0
установку виртуальных переносных заземлений
ступень переключения РПН
положение тумблеров и текущее состояние светодиодов ЦУ
обобщенный признак состояния каждого ЦУ на оперативной схеме, с привязкой каждого ЦУ к конкретному присоединению
обобщенные признаки текущего состояния составляющих «Системы» (диагностика ПТК)
диагностику ПТК (субблоки, контроллеры, платы в стойках, наличие связи с ЦУ и т.д.)
осциллограммы и векторные диаграммы ЦУ (с архивных серверов)
осциллограммы, получаемые при обработке данных МАВСП (с архивных серверов)
отображение уставок защит в окне управления
отображение дискретной и аналоговой информации в окнах управления некоторых устройств (выключателя, разъединителя, РПН)
аварийные и другие сообщения в строке сообщений, а также изменение состояния технологической группы
отображение в отдельном малоформатном окне блока ретроспективной информации о причинах отключения, получаемого от ЦУ

Предупредительная и аварийная сигнализация

Предупредительная и аварийная сигнализация включает:

предупредительные сигналы о выходе за установленные пределы отдельных параметров
сигналы об аварийном отклонении и срабатывании защит
сигналы об обнаруженных неисправностях технических средств

Вся аварийная и предупредительная сигнализация отображается на «Сигнализационном дисплее».