02 декабря 2009 г.


The Presentation inside:

Slide 0

Приоритеты ОАО "ФСК ЕЭС" в области автоматизации объектов ЕНЭС Начальник Департамента информационно-технологических систем С.В. Балашов 02 декабря 2009 г.


Slide 1

2 Целевая модель технологического управления ЕНЭС Подстанции автоматизированы комплексно (внедрена АСУ ТП) или частично (внедрены современные ПТК ССПИ) с созданием каналов связи в центы управления Количество постоянного обслуживающего персонала на подстанциях минимизировано 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 ТОиР и пр. и мобильным взаимодействием системами SCADA/EMS/DMS и АСУ ТОиР 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 ТОиР, а также осуществлять функции прямого или опосредованного (через ОДУ/РДУ) управления оборудованием с целью улучшения показателей эффективности использования сетевых активов (перегрузки, потери) Количество ЦУС оптимизировано с учетом территориальной распределенности объектов управления 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 Расследование причин технологических нарушений с разработкой мероприятий по их недопущению ведется службами ПМЭС в автоматизированной экспертной системе на базе технологической информации Обеспечение обоснованных планов ТОиР с низким % отказа заявок благодаря полностью автоматизированным и согласованным с СО ЕЭС расчетным процедурам с постепенным переходом на систему «извещений» о ТОиР для оборудования, находящегося в ведении ОДУ/РДУ


Slide 2

3 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 ППНиН (телемеханика) с интеграцией всех подстанций в ЦУС; Реализация функций разработки и оптимизации графиков вывода оборудования в ТОиР 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 ТОиР, 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 ТОиР и расследования причин технологических нарушений.


Slide 3

4 Целевая архитектура АСТУ Объект – ПС (АСУ ТП, ССПИ, АСКУЭ, СМиД, РАС, РЗА) ССПТИ АСДТУ (ПТК ЦУС) АИИС КУЭ КСУПР Объект – ВЛ Системный ПТК АСТУ SAP xMII CIM АС анализа аварийных режимов АС мониторинга и диагностики EMS NMS OMS DTS DMS Внешние расчетные приложения (Космос, РАСТР, ТКЗ 3000, ОМП Бреслер) АС контроля качества ЭЭ


Slide 4

5 Функции подсистем АСТУ в целевой модели Корпоративное управление ИА ФСК Оперативное (операционное) управление ЦУС Уровень подстанции Управление НСИ АСТУ. Синхронизация с НСИ КИСУ и НСИ АСДУ ОАО «СО ЕЭС» и АСТУ РСК. Создание и ведение оперативных расчетных моделей ЕНЭС в зоне МЭС Предоставление исходных данных для актуализации информационной модели объекта, включая модель измерений ССПИ, АСУ ТП Сбор оперативной информации о состоянии объекта (ТИ,ТС). Мониторинг состояния объекта. Телеуправление и телерегулирование. ПТК ЦУС Выполнение операционных и неоперационных функций по управлению объектами ЕНЭС. Формирование для СУА оптимального графика вывода в ТО и ремонт. Обеспечение СУА данными о работе сети. Обеспечение СУА данными о причинах технологических нарушений и данными on-line диагностики. Сбор неоперативной технологической информации о состоянии объектов и оборудования. Анализ данных о состоянии оборудования и характеристиках технологических нарушений. АСДТУ Системный ПТК ССПТИ


Slide 5

6 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» (2009-2010 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.)


Slide 6

7 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.


Slide 7

8 Укрупненная схема обмена нормативно-справочной информацией в АСТУ и смежных системах


Slide 8

9 ПТК ССПТИ Этапы реализации: 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.): Реализуется по титулам НС,КТПиР


Slide 9

10 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


Slide 10

11 Программа повышения надежности и наблюдаемости ЕНЭС


Slide 11

12 Интегрированная АСУ ТП и цифровые подстанции нового поколения 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. Отдельная инновационная программа ОАО «ФСК ЕЭС» - «Цифровая подстанция»


Slide 12

13 Текущий статус проектов АСТУ


Slide 13

14 ПРОГРАММА АИИС КУЭ ЕНЭС


Slide 14

15 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).


Slide 15

16 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. Этапы создания АИИС КУЭ ЕНЭС ОАО «ФСК ЕЭС»


Slide 16

17 Архитектура построения АИИС КУЭ ЕНЭС по уровням иерархии


Slide 17

18 Статус реализации Программы АИИС КУЭ ЕНЭС


Slide 18

19 Результаты создания системы сбора данных Программы АИИС КУЭ ЕНЭС 5 МЭС Центра МЭС Волги МЭС Юга МЭС Сибири МЭС Западной Сибири МЭС Северо- Запада МЭС Востока МЭС Урала Установлено: 5522 счетчика; 494 ТКУ; 152 ЦКУ. Установлено: 2691 счетчик; 217 ТКУ; 61 ЦКУ. В рамках реализации Программы на подстанциях ЕНЭС установлено 19806 приборов учета Установлено: 1741 счетчик; 127 ТКУ; 54 ЦКУ. Установлено: 1179 счетчик; 106 ТКУ; 43 ЦКУ. Установлено: 2294 счетчик; 131 ТКУ; 54 ЦКУ. Установлено 1577 счетчиков Установлено: 3016 счетчиков; 18 ТКУ; 12 ЦКУ. Установлено: 1786 счетчиков; 193 ТКУ; 64 ЦКУ.


Slide 19

20 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.


Slide 20

21 ЭКСПЛУАТАЦИЯ ИНФОРМАЦИОННО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СИСТЕМ


Slide 21

22 22 Количество случаев технологических нарушений и неправильной работы МП РЗА и АСУТП за 9 мес. 2008/2009 года соответственно


Slide 22

23 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


Slide 23

24 24 Случаи неправильной работы АСУТП в 2009 г. 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 кВ 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 персонала наладочной 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 кВ 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.


Slide 24

25 Повышение надежности работы вновь введенных систем автоматизации Необходимо повысить требования к подрядным организациям. Применение типовых решений Не допускать отклонений от требований конкурсной документации. Повышать квалификацию эксплуатационного персонала в части работы с новой техникой. Необходимо обеспечить качественную приемку в эксплуатацию вновь вводимых устройств РЗА.


Slide 25

26 Основные приоритеты при реализации программ автоматизации


Slide 26

27 Спасибо за внимание


×

HTML:





Ссылка: