Embed Size (px)
Citation preview
1
ПТК SMART-SPRECONдля построения АСУТП и ССПИ подстанций.
Комплексные решения компании «РТСофт»
по автоматизации подстанций
распределительных сетей.
Леонид Орлов, ЗАО “РТСофт”
2
Содержание
Компания «РТСофт»ПТК SMART-SPRECON для построения АСУТП и ССПИ подстанцийОсобенности архитектуры ПТК для ПС распределительных сетейПрикладные задачи АСУТПТехнология МЭК 61850 –Преимущества, недостатки, подходы к реализации и внедрениюТиповые решенияПоэтапное развитие ССПИ до АСУТПНовые разработкиОпыт внедрения
3
Компания РТСофт
РТСофт – один из лидеров российского рынка систем автоматизации для энергетики
18 лет на рынке автоматизации
Более 500 сотрудников (в энергетике – 180)
Региональные филиалы и представительства: Чебоксары, Красноярск, Екатеринбург, Новочеркасск, Хабаровск
Инженерные центры, проектные офисы:
Москва, Новочеркасск, Чебоксары
Собственное производство, г.Черноголовка
Учебный центр
4
РТСофт в энергетике
Основные направления:
Комплексные проекты по вторичным системам подстанций, электростанций
АСУТП и ССПИ для подстанций и электрической части электростанций
Системы РЗА
Решения по АСДТУ (ДП, ЦУС)
Противоаварийная автоматика
Системы сбора и передачи информации (ССПИ, СОТИ)
СМПР (WAMS)
5
Партнеры РТСофт:Sprecher Automation
SIEMENS
ООО “НПП Экра”
ООО “ИЦ Бреслер”
General Electric
Schneider Electric
KEMA Consulting
Инжиниринговые и строительные организации
Проектные институты
Монтажные, наладочные организации
6
ПТК SMART-SPRECON:Открытая масштабируемая универсальная платформа
для создания АСУТП и ССПИ
7
ПТК SMART-SPRECON: Основные элементы
Объектная SCADA-система
SCADA SPRECON-V
Многофункциональный контроллер
SPRECON-E-C
Цифровые измерительные преобразователи
МИП
Устройства телемеханики
SPRECON-E-T3
SMART-КП Электра
8
SCADA-система SPRECON-V
Реализована на базе универсальной SCADA с поддержкой «энергетических» функций
Простое и открытое решение
Более 60,000внедрений,
в том числе в энергетике – 2,200
Сфера применения: АСУТП, ССПИ, АСДТУ различных объектов
9
SPRECON-E-C
Единая программно-аппаратная платформа для различных применений:Контроллер присоединения или группы присоединений
Устройство телемеханики
Станционный контроллер
Коммуникационный сервер
Дополнительно:
Оперативные блокировки
Управление РПН
Центральная сигнализация
Контроль синхронизма
Последовательности переключений
Соответствует всем отраслевым требованиям(ЭМС, 220В, метки времени, МЭК-протоколы)
Сертифицирован и аттестован в ОАО «ФСК ЕЭС»
10
Цифровые измерительные преобразователи серии МИППрямой ввод от ТТ и ТН (3xU + 3/4xI)Класс точности 0,2SПолный набор интерфейсов (Ethernet, RS485/422, RS232)Стандартные протоколы обмена (МЭК 870-5-101/104)Минимальный цикл измерения 20 мсМетки времени с точностью 1мсРегистрация аварийных процессов (осциллографирование)Измерение ПКЭ в соответствии с ГОСТ 13109-97 (опционально)Учет электроэнергии24 дискретных входа-выходаВарианты реализации на 1 или 2 присоединенияРазличные конструктивные исполнения (19”, настенное)
11
Устройство телемеханики SPRECON-E-T3
Компактное экономичное решение для небольших систем сбора Может использоваться как автономное устройство ТМ или как УСО в распределенной системеВозможность каскадированияСовместимость со SPRECON-E-C и SMART-КППорты: 1xEthernet, 2xRS232/RS485Протоколы связи: МЭК 61850, МЭК 60870-5-10х, ModbusПанель оператораПрограммируемая логикаХранение конфигурации на внешней USB-flashВстроенный Web-серверУдаленное параметрирование
12
Особенности архитектуры ПТК для распределительных сетей
Максимальное использование информации от базовых независимых подсистем:
МП РЗА, ПА, ОМП, РАСМногофункциональных счетчиков электроэнергии / измерительных преобразователей
Применение на необслуживаемых ПС:Минимизация состава АРМ на ПСУстановка АРМ диспетчера и инженеров РЗА, АСУТП на ДПРаспределенная клиент-серверная архитектура с одновременным подключением одного клиента (АРМ на ДП) к множеству серверов на различных ПС
Оптимизация состава, функциональности и стоимости АСУТПДля существующих ПС – создание ССПИ с возможностью поэтапного развития до АСУТПВозможность изменения конфигурации ПТК силами пользователяИнтеграция с БД корпоративной информации МРСК и филиаловИнтеграция в АСТУ МРСК
13
ПТК SMART-SPRECON:
Функции и прикладные задачи
14
Функции ПТК SMART-SPRECONБазовые функции АСУТП:
Сбор и обработка аналоговой и дискретной информации о режимах работы ПС; Интеграция с системами РЗА, ПА, АСКУЭ и другими вторичными системами ПС;Контроль текущего режима и состояния главной схемы подстанции с АРМ персонала;Автоматизированное управление оборудованием ПС;Точная (до 1мс) синхронизация всех низовых устройств с астрономическим временем (от систем GPS или Глонасс);Предупредительная и аварийная сигнализация;Регистрация аварийных событий;Ведение архивов и предоставление отчетов;Технический учет электроэнергии;Контроль качества электроэнергии;Возможность резервирования элементов системы и технологической сети;Самодиагностика системы с использованием SNMP;Обмен информацией с вышестоящими уровнями АСДУ.
15
Функции ПТК SMART-SPRECONРасширенные функции АСУТП:
Программно-аппаратные оперативные блокировки;Аварийно-предупредительная сигнализация посредством SMS, электронной почты, голосовых сообщений;Динамическая раскраска схемы в зависимости от измеряемых параметров и положения коммутационных аппаратов;Ручной ввод сигналов положения («Псевдо-ТС») с фиксацией в энергонезависимой памяти низовых устройств;Отображение переносных заземлений с фиксацией в энергонезависимой памяти низовых устройств;Блокировка сигналов при выводе присоединения в ремонт;Установка на мнемосхемы предупредительных и запрещающих плакатов;Сбор и передача на верхние уровни неоперативной технологической информации по протоколам PI, ICCP(функциональная подсистема ССПТИ);
16
Функции ПТК SMART-SPRECONРасширенные функции АСУТП:
Контроль состояния (диагностика) электротехнического оборудования;Автоматическое считывание осциллограмм с устройств РЗА;Оперативный ввод-вывод функций и ступеней защит;Отображение и обработка параметров срабатывания РЗА (токов срабатывания, результатов ОМП);Организация АРМ релейщика;
Расширенные функции АСУТП (в разработке):Экспертно-аналитические функции (автоматизированный анализ аварийных событий и действия защит, советчик диспетчера);Автоматизация оперативных переключений;Тренажер для оперативного персонала;Информационная безопасность в соответствии с требованиями МЭК 62351.
17
Сбор и обработка информацииИзмерения:
Прямой ввод (CTVT, МИП)4-20мАСигналы от технологических датчиков
Сигнализация:=24В, =220В«Сухой контакт» и потенциальные сигналыВиды сигналов: Положение КА, Срабатывание РЗА, АПТС, …
Управление:Включение/отключение КАОперативный ввод/вывод функций и ступеней защит…
Сбор информации от микропроцессорных устройств и подсистем по цифровым протоколам:
МЭК 61850МЭК 60870-5-104/103/101ModbusOPC…
18
Кодирование информацииСтруктурированный идентификатор сигнала в соответствии с диспетчерскими наименованиями:
ЭлектроустановкаПрисоединениеУстройствоНаименование сигнала
Текст статуса:Включено/Отключено, Срабатывание/Возврат, …
Классы тревог:Аварийные сигналыПредупредительные сигналыТехнологические сигналы…
Журналы событий и тревог с возможностью фильтрации по:Идентификаторам сигнала (диспетчерским наименованиям) Именам переменных (инженерным наименованиям)Классам тревогВремени сигнала (абсолютному или относительному)Комбинации различных критериев
Принципы кодирования информации согласовываются с Заказчиком при проектировании
19
Идентификаторы – пример
20
Организация мнемосхемОсновные виды мнемосхем:
Обзорная схема
Схема РУ
Детальная схема присоединения
Схема расстановки защит
Экран самодиагностики системы
Таблица ТИ, Суточная ведомость, …
Рекомендуемая конфигурация – АРМ ОП с 2 мониторами:
Монитор 1. Обзорная схема / схема РУ
Монитор 2. Журнал событий / журнал тревог
Компоновка мнемосхем, мнемосимволы, цветовые решения согласовываются с Заказчиком при проектировании
21
Организация мнемосхем
22
Пример мнемосхемы
23
Пример мнемосхемы
24
Навигатор
25
Навигатор
26
Журналы событий, тревог
27
Управление коммутационными аппаратамиМожет выполняться:
С АРМ оператора средствами SCADA-системы SPRECON-V (основной режим)С панели управления контроллера SPRECON (резервное управление)Со шкафа АУВ (резервное управление)От щита управления с передачей команд через контроллеры АСУТПОт щита управления помимо контроллеров АСУТПОт вышестоящей АСУТПС вышестоящего ДП (РДУ, ЦУС, …)Комбинированно
Возможности выбора места управления (Местное/Дистанционное):
Ключ М/Д в ячейке РУКлюч М/Д на панели контроллераКлюч М/Д шкафа АУВ (при наличии)Программно-аппаратное переключение места управления между различными АРМ в составе АСУТП (выполняется в SCADA SPRECON-V)Взаимная блокировка, исключающая одновременное управление с различных АРМПрограммно-аппаратное переключение места управления между АРМ локальной SCADA составе АСУТП (выполняется в SCADA SPRECON-V и станционном контроллере SPRECON-E-C)
28
Диалог управления
29
Программно-аппаратные оперативные блокировки
Могут выполняться:Традиционными средствами (электромеханическая блокировка), с контролем состояния блокировки через дискретных вход контроллера или терминала РЗАСредствами контроллеров АСУТП (SPRECON), в том числе распределенно с использованием GOOSE-сообщенийСредствами МП РЗАСредствами SCADA-системы SPRECON-V, в том числе с учетом топологии схемыКомбинированно
Также учитывается:Состояние ТС, введенных вручную, и переносных заземленийПоложение ключей выбора места управления (Местное/Дистанционное)
Возможность деблокирования:По месту (в ячейке РУ) – не рекомендуетсяПо месту от контроллера (ключ деблокировки) – рекомендуетсяПрограммно от SCADA – не рекомендуетсяКлюч аварийной деблокировки (опционально)
30
Оперативные блокировки
31
Динамическая раскраска мнемосхемы
Выполняется с учетом:Измерений (напряжения на шинах)Положения коммутационных аппаратов, в том числе:
Заводимых на контроллеры ПТКЗаводимых на микропроцессорные терминалы РЗА
Состояния ТС, введенных вручную, и переносных заземленийСигналов, получаемых от смежных подсистем по цифровым интерфейсамТопологии сети и связей между элементами схемыКомбинированно
Возможные состояния элементов схемы:Под напряжением (окраска в цвет, соответствующий классу напряжения)Без напряженияЗаземленоНедостоверно
32
Динамическая раскраска
33
Ручной ввод ТС, фиксация переносных заземлений
Ручной ввод ТС:Применяется в случае отсутствия физических сигналов положения коммутационного аппарата (в основном Р, ЗН)Команда фиксации ручного ввода ТС передается от SCADA с контролем прав доступа и фиксацией идентификатора пользователя в журнале событийЗначение ТС передается от SCADA в низовое устройство (контроллер, терминал РЗА), «защелкивается» и фиксируется в энергонезависимой памяти устройстваПередается на верхние уровни АСДУМожет использоваться для организации оперативных блокировок, в том числе распределенных
Переносное заземление – частный случай ручного ввода:
На мнемосхему наносятся соответствующие символы в местах возможной установки переносных заземленийПринципы обработки аналогичны ручному вводу ТС
34
Переносные заземления
35
Взаимодействие с МП РЗАСбор оперативной информации:
ТИ, ТС с метками времениСигналы пуска и срабатывания ступеней и функций защит
Управление КА от АСУТП через терминал МП РЗА (при наличии данной функции в терминале)Сбор сигналов самодиагностики терминалаСброс сигнализации терминалаОбобщенный сигнал «Аварийное отключение»Программно-аппаратное квитированиеСинхронизация времени по протоколу связиАвтоматическое считывание осциллограмм с устройств РЗАОперативный ввод-вывод функций и ступеней защитОтображение и обработка параметров срабатывания РЗА (токов отключения, результатов ОМП, …)
36
Оперативный ввод-вывод функций защит
37
Параметры срабатывания
38
Диагностика системы
39
Установка плакатов
40
Установка плакатов
41
Вывод в ремонт
42
Экспертно-аналитические функции
Основные функции:
Автоматизированный анализ аварийных событий и действия защит
Формирование диспетчерских сообщений
Советчик диспетчера
Состояние разработки:
Начало: 1кв.2010г.
Завершение (план): 1кв.2011г.
Текущее состояние: сбор, анализ и формализация требований Заказчиков
Ваши пожелания?
43
Экспертно-аналитические функции – принципы реализации
Входная информация:Начало работы процедуры – по факту получения сигнала «Аварийное отключение» одного из присоединений (событие SCADA)Текущее состояние переменных (БД SCADA)Архив событий (архив событий SCADA)Осциллограммы (файлы и папки)Фактические параметры срабатывания РЗА (архив событий SCADA)Конфигурация и уставки РЗА (конфигурационные файлы РЗА)
Выходная информация:Диспетчерское сообщение (с передачей по email, SMS, …):
На ОРУ-110кВ N-ской ГЭС 05.06.07г. 08:09:10.345 отключилась ВЛ №123. АПВ: Успешное. Работа защит: ДФЗ, 1 ст.ТНЗНП. КЗ на Фазе А.
Параметры срабатывания РЗА (токи срабатывания, результаты ОМП, …)Выдержка из листа событийФайлы осциллограммОтчет об анализе правильности работы РЗА
Принципы моделированияЭлементы системы РЗА объекта, выключатели, на которые они воздействуют, и связи между ними представляются в виде графаРазбор аварии и анализ действия защит выполняется ретроспективно в порядке, обратном развитию аварии
Ваши пожелания?
44
Автоматизация оперативных переключений
Функциональные модули:ЭмуляторРабота с бланками переключений:
Подготовка последовательности переключений (в режиме эмулятора, без воздействия на объект)Выполнение последовательности переключений (в реальном времени, в полуавтоматическом режиме)
Тренажер для оперативного персонала
Состояние разработки:Начало: 2010г.Завершение (план): 4кв.2011г.Текущее состояние: разработка тестовой версии, уточнение требований
Ваши пожелания?
45
Технология МЭК 61850 –преимущества, недостатки,
подходы к реализации и внедрению
46
МЭК 61850 –основные вопросы
Какие выгоды получит Заказчик от внедрения МЭК 61850?
Улучшение функциональности?
Повышение производительности?
Упрощение и стандартизация инжиниринга?
Гарантия совместимости?
Инструмент для интеграции!?…
или
для лоббирования?!
47
МЭК 61850 – преимуществаГоризонтальный обмен между низовыми устройствами (GOOSE)
Наиболее существенное отличие от МЭК 60870-5-10хПолезная функция для различных применений
Упрощение интеграции МП РЗА:МЭК 61850 безусловно предпочтительнее МЭК 60870-5-103Существенное повышение скорости обмена оперативной информацией (ТС, ТИ, ТУ, события)Упрощение доступа к неоперативной информации (осциллограммам, уставкам) и реализации АРМ РЗА с использованием единой технологической ЛВС
Модель данных, содержательные имена переменных Стандартизированные логические узлы (LN)MMS-имя в формате структурированного текстаУпрощает проектирование, наладку и эксплуатацию РЗА и АСУТП
СамоописаниеВозможность доступа в реальном времени к модели данных, хранящейся в устройствеВозможна интеграция оборудования в режиме “Plug-and-Play”Упрощает наладку и эксплуатацию РЗА и АСУТП
48
МЭК 61850 – недостаткиОсновная проблема – общая незрелость стандарта Недостаточный уровень стандартизации в части функциональности
синхронизация временирезервирование отдельных узлов ПТКсервисные функции (параметрирование, отладка, …)
Недостаточный уровень стандартизации в части информационного обмена
Излишняя гибкость стандарта => множество вариантовСервисы обмена данными (Report, Log, Buffered/Unbuffered, Static/Dynamic …) реализованы в различном объемеНаличие сертификатов KEMA не гарантирует функциональной совместимости устройств
Существенные разночтения в реализации стандарта различными производителями
IEC 61850 Edition 2 – 2011-2012? Отсутствие полноценных инструментальных средствПовышенные требования к вычислительным ресурсам Увеличение стоимости реализации РЗА и АСУТП (+10-15% по сравнению с МЭК 60870-5-10х)
49
МЭК 61850 –Предложения по внедрению
МЭК 61850 – это, несомненно, технология будущего,…но необходим взвешенный и прагматичный подход к ее внедрению
Использовать преимущества, устраняя недостаткиПереход от МЭК 60870-5-10х к МЭК 61850 должен происходить постепенно по мере совершенствования оборудования, развития инструментальных средств, накопления опыта эксплуатации, разработки типовых решений и «взросления» самого стандарта.Подход «МЭК 61850 любой ценой» представляется неоправданным
Необходима дополнительная стандартизация Разработка единого профиля МЭК 61850 (по возможности) в качестве корпоративного или национального стандартаСовместная работа Заказчика, производителей и интеграторов по реализации и внедрению стандарта Особое внимание уделить стандартизации модели данных!
Разработчики ПТК должны предлагать не только комплексные решения на базе МЭК 61850 для внедрения на новых объектах «с нуля», но и системы автоматизации с возможностью постепенного обновления и развития
50
МЭК 61850 в РТСофтПТК SMART-SPRECON поддерживает протоколы МЭК 61850 и МЭК 60870-5-10х с возможностью одновременного использования в рамках одного проекта
Контроллеры присоединений поддерживают и МЭК 60870-5-104, и МЭК 61850
В обоих вариантах поддерживается GOOSE
Для интеграции МП РЗА применяется МЭК 61850 (при его наличии), либо МЭК 60870-5-103
51
МЭК 61850 в РТСофтРешение вопроса функциональной совместимости устройств:
При интеграции по МЭК 61850 необходимы расширенные функциональные испытания для каждого типа устройствКомпанией РТСофт реализована в полном объеме интеграция МП РЗА SIEMENS в АСУТП SMART-SPRECON по протоколу МЭК 61850, успешно проведены «штормовые» и функциональные испытанияРеализованы первые комплексные проекты в ФСК ЕЭС (ПС 220кВ Широкая, БК-2, Спасск)Проведены предварительные испытания по интеграции РЗА «Экра», GE по МЭК 61850Ведутся работы по интеграции РЗА других производителей
52
МЭК 61850 в РТСофтТиповые архитектуры комплексов РЗА и АСУТП:
Комплексное решение на базе МЭК 61850:
МЭК 61850 для МП РЗА и контроллеров
МЭК 60870-5-104/103/101 для интеграции других подсистем (при необходимости)
Традиционная архитектура:
МЭК 60870-5-104 + GOOSE для контроллеров
МЭК 60870-5-103 для МП РЗА
Смешанная архитектура:
МЭК 60870-5-104 + GOOSE для контроллеров
МЭК 61850 для МП РЗА
53
Примеры решений для различных объектов
54
АСУТП ПС 110кВ. Вариант конфигурации
МЭ
К 6
08
70
-5-1
01
/10
4
UPS
Eth
ern
et
10
0 M
b/s
Eth
ern
et 1
00
Mb
/s
Eth
ern
et
10
0 M
b/s Eth
ern
et
10
0 M
b/s
Eth
ern
et
10
0 M
b/s
Кубанский ЦУС,
Кубанское РДУ **
Принтер А3 струйный (цв.)
ПС 110/10 кВАРМ ОП, РЗА/АСУ
(совмещенный)
Структурная схема АСУ ТП ПС 110 кВ на базе ПТК SMART-SPRECON с
интеграцией МП РЗА по протоколу МЭК 60870-5-103
RS
48
5,
МЭ
К 6
08
70-5
-10
3
МП РЗА
Сервер SCADA\БД
Станционный контроллер
SPRECON-E-C (резервированный)
GPS с функцией NTP-сервера
Сервер ССПТИ(резервированный)
RS
48
5,
МЭ
К 6
08
70-5
-10
3
Контроллер SPRECON-E-C
присоединения КЛ 110 кВ
(2 шт.)
Контроллеры присоединений 10 кВ
2 шт. в 1 шкафу
(180xDIN, 40xDOUT)
RS
48
5,
МЭ
К 6
08
70
-5-1
03
МП РЗА
RS
48
5,
МЭ
К 6
08
70-5
-10
3
МП РЗА
Принтер А4лазерный (ч/б.)
Switch
* * * *
Контроллер SPRECON-E-C
присоединения 1Т (2Т)
с функцией мониторинга
...
Контроллер SPRECON-E-C
присоединений
КРУ 10кВ 1 секция
Контроллер SPRECON-E-C
присоединений
КРУ 10кВ 1 секция
ПТК ССПТИ ЦУС (PI)
Ме
жм
аш
инны
й о
бм
ен (
PI)
LCD KVM Switch
Шкаф сервера АСУТП истанционного контроллера
АРМ ОП, РЗА/АСУ(переносное)
DIN, DOUT
DIN, DOUT,
AIN(mA), Pt100DIN, DOUT DIN, DOUT
Контроллеры присоединений 110 кВ
4 шт. в 2 шкафах
(360xDIN, 96xDOUT, 32xAIN(mA), 8xPt100)
Оптическое кольцоМЭК 61850/МЭК 60870-5-104
...
Цифровые измерительные
Преобразователи КРУ 10 кВ
МИП-02-30.10 – 17 шт.
Switch
...DIN, DOUT, TT\TH,
AIN(mA)
DIN, DOUT,
AIN(mA)
Контроллер присоединения
SPRECON-E-C
ЩПТ, ЩСН, КТС
Контроллер присоединения
SPRECON-E-C
Инженерные системы
Общеподстанционные сигналы
3шт. в 1 шкафу
(460xDIN, 32xDOUT, 32xAIN(mA))
МП РЗА
АСКУЭ
ПА
РАС
...
*
*
*
Интеграция смежных подсистем***
Шкаф гарантированного
питания
Инвертор
UPC 19'’
...
Цифровые измерительные
Преобразователи КРУЭ 110 кВ
МИП-02-30.10 – 6 шт.
55
ССПИ ПС 110кВ. Вариант конфигурации
ВЛ 110 ПС
Нестерово W1G
Цифровые измерительные преобразователи присоединений
ОРУ 110 кВ
AET 400 AET 400 AET 400
Шкаф многофункционального
контроллера ТМКонтроллер ТМ - сбор ТС,- телеуправление,- сбор ТИ 4-20 мА,- сбор информации от цифровых измерительных преобразователей, - обмен информацией с РДУ,- сбор ТС и ТИ с МП РЗА Экра и Schneider Electric (альтернативное предложение),
90 ТС,
12 ТУ,
8 ТИ мА
RS
48
5,
Mo
db
us
Панель оператора- положение КА,- измерения,- сигнализация,- квитирование - листы событий,- листы тревог,- однолинейные схемы- управление оборудованием по месту,- ключ выбора места управления (М/Д)
РДУ
МЭ
К 6
08
70
-5-1
01
*
ВЛ 110 ПС Турга
W2G Перемычка 110 кВ
AET 400
ЗРУ-10 кВ
Межсекционный
выключатель
AET 400
ЗРУ-10 кВ
2 секция
Многофункциональный
контроллер ТM SMART-SPRECON
Цифровые измерительные
преобразователи присоединений ЗРУ 10 кВ
ШЭ207 019 ШЭ207
021021
ШЭ207
041073
ШЭ207
041073
SEPAM S20
МП РЗА ОРУ 110 кВ
SEPAM S40 SEPAM S40
SEPAM S20 SEPAM S20 SEPAM S20 SEPAM S20 SEPAM S20 SEPAM S20
SEPAM S40 SEPAM S40
RS
48
5, IE
C 6
08
70
-5-1
03
RS485, Modbus
МП РЗА ЗРУ 10 кВ
56
ССПИ ПС 110кВ. Вариант конфигурации для расширяемых
или частично реконструируемых ПС
ModBus
Цифровые измерительные
преобразователи РЗА 110 кВ РЗА 6-10 кВ
IEC 60870-5-103
IEC 60870-5-103
ТС, ТИ, ТУ
SPRECON
АРМ
Ethernet, IEC 60870-5-104
. . . . . . . . .
57
ССПИ ПС 110кВ. Вариант конфигурации
Ethernet 100 Mb/s
Станционный контроллер SPRECON-E-C
Шкаф станционного контроллера
МЭ
К 6
08
70-5
-10
1/1
04
UPS
Ethernet 100 Mb/s
ЦУС
РДУ
Принтер А3 лазерный
АРМ ОП
GPS-приемник
GPS-антенна
МЭК 60870-5-104
Верхний уровень
Средний уровень
Нижний уровень
DIN, AIN(mA)
Контроллер ТМ
SPRECON-E-C
МЭ
К 6
08
70-5
-10
4
switch
switch
. . .
Шкаф ИП и ТМ - 1
Цифровые измерительные
преобразователи
МИП-02-30.10 – (15-20 шт.)
DIN, AIN(mA)
Контроллер ТМ
SPRECON-E-C switch
. . .
Шкаф ИП и ТМ - N
Цифровые измерительные
преобразователи
МИП-02-30.10 – (15-20 шт.)
...
Контроллер ТМ SPRECON-E-C
DIN, AIN(mA)
58
АСУТП/ССПИ ПС 6-35кВ, оснащаемых МП РЗА
. . .
ОРУ 35 кВ КРУ 10(6)кВ
Контроллер подстанции SPRECON-E-Cс панелью управления
к ОИК АСДТУ к АРМ РЗА
IEC 870-5-104/101
ТС, ТИ, ТИИ, ТУ
IEC 870-5-103, Modbus (JBus), SPA-bus
МП РЗА 6-35кВ
59
Поэтапное создание ССПИ и АСУТП на действующих ПС
1. Замена устаревшего КП телемеханики “1:1”, без замены аналоговых ИП (*)2. Создание распределенной ССПИ на базе цифровых измерительных устройств3. Создание пускового комплекса АСУТП при расширении или частичной реконструкции ПС4. Создание полномасштабной АСУТП при полной реконструкции ПС(*) Этап №1 может быть опущен.
60
1.Замена КП телемеханики
ОРУ 110 кВ ОРУ 35 кВ КРУ 10(6)кВ
ОИК АСДТУ ЦУС
IEC 870-5-104/101
Устройство телемеханики SPRECON-E-T3
ТС, ТИ (4-20мА), ТУ
61
2.Распределенная ССПИ
ОРУ 110 кВ ОРУ 35 кВ КРУ 10(6)кВ
Ethernet/ВОЛС, IEC 870-5-104
ОИК АСДТУ ЦУС
IEC 870-5-104/101
…
МИПТС, ТИ, ТУ
Многофункциональные счетчики
Устройство телемеханики SPRECON-E-T3 с панелью
управления (опционально)
УСО SPRECON-E-T3(опционально)
…
МИП
…
62
3.Пусковой комплекс АСУТП
ОРУ 110 кВ ОРУ 35 кВ КРУ 10(6)кВ
Контроллеры присоед.
SPRECON-E-C
…
IEC 61850/IEC 870-5-104
Станционный контроллер SPRECON-E-C
GPS-приемник
МП РЗА 110кВ
ОИК АСДТУ ЦУС
IEC 870-5-104/101
SCADA SPRECON-E-V
АРМ оператора
Ethernet/ВОЛС
ТС, ТИ, ТУ 6-35кВ, Общеподстанционные сигналы
Многофункциональные счетчики
…
МИП
…
МИП
УСО SPRECON-E-T3
63
4.Полномасштабная АСУТП
ОРУ 110 кВ ОРУ 35 кВ КРУ 10(6)кВ
IEC 61850/IEC 870-5-104
Станционный контроллер SPRECON-E-C
GPS-приемник
МП РЗА 35кВ
МП РЗА 6-10кВ
…
ОИК АСДТУ ЦУС
IEC 870-5-104/101
SCADA SPRECON-E-V
АРМ оператораСервер
Ethernet/ВОЛС
АРМ релейщика
Общеподстанц. сигналы
…
Контроллеры присоед.
SPRECON-E-C
…
МИП
МП РЗА 110кВ
…
МИП
УСО SPRECON-E-T3
64
Особенности и преимущества ПТК SMART-SPRECON
Интеграция МП РЗА различных отечественных и зарубежных производителей:
Экра, SIEMENS, GE, Бреслер, …
МЭК 61850, МЭК 60870-5-103
Одновременная поддержка стандартов МЭК 61850 и МЭК 60870-5-10х:
Возможность выбора оптимальной архитектуры ПТК
Высокая производительность:
Успешно пройдены штормовые испытания в 2009г.
Работа системы в режиме повышенной информационной нагрузки (400 событий в секунду)
Имитация аварии с отключением всей ПС:
Информация передана в АСУТП без потерь
16 осциллограмм считаны за 3 минуты
65
Особенности и преимущества ПТК SMART-SPRECON
Возможность создания комбинированных систем на базе протоколов МЭК 61850 иМЭК 60870-5-104
Упрощение интеграции разнородного оборудования
Параллельное подключение низовых устройств к объектной SCADA и станционным контроллерам
Повышение живучести системы
Повышение быстродействия
Конфигурирование в режиме “Plug-and-Play” в соответствии с МЭК 61850
Реализовано в ПТК SMART-SPRECON (Online Import)
Крайне полезно для выполнения ПНР в сжатые сроки при изменяющихся ИД и РД
66
Новые разработки
67
Новые разработки:
Измерения ПКЭ на базе МИП-02
Синхронные векторные измерения (PMU) на базе МИП-02
Технический и коммерческий учет на базе МИП-02
Цифровые подстанции (решения на базе IEC 61850-9 Process Bus):
Комплексное решение от GE (HFB+UR)
Развитие МИП-02 (реализация MU)
SPRECON-E-C как контроллер присоединения с поддержкой IEC 61850-9
68
Измерения ПКЭ
Стандарты:• ГОСТ 13109-97 Нормы качества ЭЭ
• ГОСТ Р 51317.4.30-2008 Методы измерений ПКЭ
• ГОСТ Р 51317.4.7-2008 Общее руководство по средствам измерений и измерениям гармоник и интергармоник
Дополнительно к ГОСТ 13109 измерение:• параметров тока, интергармоник
Классы приборов:• А (Advanced)
• S (Survey)
• B
69 69
Частота дискретизации – 128 выборок/период
Разрядность АЦП – 14 бит
Интервал измерения – 20 мс
Точность измерений на интервале 20 мс:
Частота: 0,001 Гц
Напряжение: 0,15%
Ток: 0,2%
Активная мощность: 0,2%
Фазовый угол: 0,1º
Прямая синхронизация от ГЛОНАСС или GPS
Внешние интерфейсы – Ethernet, RS422, RS232
Протоколы: IEC 60870-5-104, IEEE С37.118
Характеристики МИП-02-1Х как PMU
70
Измерение (оценка) состояния электрического режима
сети (СМЗУ СРТО)
Динамический расчет параметров схемы замещения
линий и трансформаторов. Уточнение параметров
расчетной модели, уставок РЗиА
Мониторинг термической устойчивости ЛЭП (управление
пропускной способностью)
Динамический расчет потерь мощности и энергии в
заданном элементе сети
Мониторинг технического состояния силовых
трансформаторов
Восстановление сети (включение на параллельную
работу)
Прикладные задачи векторных измерений
для сетевых компаний
71
Цифровые подстанции
Объединяющее
устройство
РЗиА ИПЦ Счетчики
~220
ГЛОНАСС/GPS
72
1. GE HardFiber Brick + Universal Relay;
2. Развитие МИП-02;
Рекомендации UCA IUG по реализации интерфейсов к ИТ:
• МЭК 60044-7(8) Электронные трансформаторы напряжения (тока)
• Интерфейс по МЭК 61850-9-2 Выборки мгновенных значений по
Ethernet (ISO/IEC 8802-3); 80 или 256 значений.
• Физический уровень – 100Base-FX/ST (100Base-FX/MT-RJ, 100Base-
TX/RJ-45;
• Установка меток времени по МЭК 61850-5, class 4: ± 4 мксек
(PPS/IRIG-B)
• Определение объектов по 61850-7-2 логическое устройство «MU»
Цифровые подстанции
73
Опыт внедрения
74
Офисы, филиалыи представительства
Объекты внедрения
Внедрения РТСофт в энергетике России и СНГ
75
Основные объекты внедренияАСУТП ПС – более 30 объектов (2005-2009г.), в основном:
ОАО «ФСК ЕЭС» – ПС 220-500кВ
ОАО «РусГидро» – ОРУ 110-220кВ
АО-Энерго – ПС 110кВ
Промышленные предприятия – ПС 110-220кВ
Многофункциональные ССПИ на базе ПТК SMART-SPRECON – 14 объектов (2007-2009г.), в основном:
ОАО «ФСК ЕЭС» – ПС 220кВ
ОАО «Транснефть» – ПС 110-220кВ
АО-Энерго – ПС 110кВ
Промышленные предприятия – ПС 35-220кВ
76
Преимущества РТСофтКомплексные решения по АСУТП и ССПИ на базе самых современных технологий и международных стандартов (МЭК 61850, МЭК 870-5-104)
Конкурентоспособная цена
Возможность выбора оптимального варианта архитектуры системы (цена-функциональность)
Полная интеграция МП РЗА различных отечественных и зарубежных производителей
Применение унифицированного оборудования:
Упрощение наладки
Сокращение эксплуатационных расходов
Комплексное видение (ССПИ, АСУТП ПС, АСДТУ) с учетом долгосрочной перспективы модернизации объектов:
Возможность поэтапного внедрения системы
Защита Ваших инвестиций
77
Преимущества РТСофтОпыт успешного выполнения крупных корпоративных проектов
Выполнение полного комплекса работ по созданию ИТС “под ключ”
Собственный проектный офис:
Выполнение проектных работ собственными силами
Поддержка проектных организаций
Центр компетенции по АСУТП ПС и МЭК 61850:
Экспертно-аналитические работы по АСУТП
Консультации по применению МЭК 61850
Региональное присутствие
Филиалы и представительства РТСофт
Развитая партнерская сеть
78
Спасибо за внимание
ЗАО “РТСофт”
Тел: (495) 742-68-28, 967-15-05
Факс: (495) 742-68-29
E-mail: [email protected]
http://www.rtsoft.ru
