Арбузов В.В., Корниенко В.И., Лакиза А.М., Войцицкий В.В.
Литвиненко И.А., Клыжко С.Н.
НП КП "Преобразователь", Украина, г. Сумы
ООО НТЦ "Преобразователь", Россия, г. Москва
40011, Украина, г. Сумы, пл. Привокзальная, 9, оф. 49
Тел./факс: (0542) 210-473. E-mail: office@preobrazovatel.com.ua
http://www.adastra.ruЗа последние годы в связи с развитием оптового и розничного рынков электрической энергии и мощности как в России, так и на Украине, наблюдается повышение массового интереса к созданию автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) и автоматизированных систем управления технологическим процессом (АСУТП) приема, передачи и распределения электроэнергии в сетях электроснабжения. Целый ряд нормативных документов, регламентирующих правила поведения членов энергорынка, косвенно или напрямую обязывает как поставщиков, так и потребителей электроэнергии, использовать АСКУЭ для взаиморасчетов и стимулирует субъектов энергорынка внедрять и развивать АСУТП для организации диспетчерского управления режимами электропотребления и контроля параметров электрической сети с целью уменьшения технологических и коммерческих потерь в элементах систем электроснабжения, анализа параметров качества электроэнергии.
На разнообразие вариантов и способов построения таких автоматизированных систем накладывают свой отпечаток следующие тенденции:
-стремительное увеличение на рынке средств измерительной техники, доли микропроцессорных электронных счетчиков электроэнергии, многофункциональных измерителей, устройств телемеханики, релейной защиты и автоматики (РЗиА), обладающих собственным "интеллектом", развитой многофункциональностью и соответственно большим числом (до 500) измеряемых и контролируемых параметров, снабженных собственными журналами событий, архивами измерительных данных с метками времени;
-появление высокопроизводительных каналов связи (оптоволокно, радиоканалы, работающие в полосе частот 2,4(2,48 ГГц . RadioEthernet) и высокопроизводительных средств передачи данных, использующих хDSL и Ethernet-технологии;
-рост желания потребителей крупных автоматизированных систем иметь на верхнем уровне программное обеспечение, созданное средствами инструментальных SCADA-систем, с целью их дальнейшего самостоятельного развития, адаптации и поддержки.
Эффективное построение автоматизированных систем такого класса связано с комплексным решением следующих основных задач:
-выбор оптимальной структуры АСКУЭ и АСДУ (централизованная / децентрализованная) с точки зрения полноты выполняемых функций, стоимости, производительности, точности, проектной оценки функциональной надежности и метрологической надежности системы;
-выбор электронных счетчиков в ходе системной интеграции автоматизированных систем и базовых микропроцессорных устройств, в достаточной степени совмещающих функции учета, телемеханики, релейной защиты и автоматики (РЗиА);
-необходимость и технико-экономическая целесообразность совмещения автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии с системой технического учета электроэнергии, целесообразность совместного использования базовых микропроцессорных устройств разными службами для организации коммерческого учета, решения технических задач телемеханизации и перевода аналоговых релейных защит на цифровые;
-выбор способа создания программного обеспечения (ПО) верхнего уровня АСУТП как системы реального времени, с учетом стоимости комплектуемых исполнительных программных модулей.
Предлагаемое типовое решение АСУТП представляет собой информационно-измерительную систему, компонуемую на объекте эксплуатации из серийно выпускаемых средств обработки и передачи измерительной информации, средств измерительной техники (СИТ), находящихся в Реестре средств измерительной техники, разрешенных к применению, в том числе и на Украине.
Система является децентрализованной с распределенным "интеллектом" без применения на подстанциях промежуточных телемеханических контроллеров. Структурная схема такой АСУТП представлена на рисунке 4. Применение децентрализованных автоматизированных систем позволяет повысить надежность системы на аппаратном уровне, не требует создания специализированного программного обеспечения для промежуточных контроллеров и их метрологической аттестации (МА) на месте эксплуатации, как нестандартизированных СИТ. Это в значительной степени упрощает МА АСКУЭ и АСУТП, уменьшает стоимость и срок внедрения системы в 1,5 – 2 раза.
В результате проведенных исследований, в качестве базового микропроцессорного устройства системы был выбран измерительный цифровой преобразователь ИПЦ 6806-17 Воронежского ООО "Электромеханика", одним из достоинств которого является совмещение функций счетчика электроэнергии с функциями телесигнализации (ТС) и телеуправления (ТУ) и элементами РЗиА, что с учетом цены выгодно отличает его от аналогичного зарубежного оборудования.
Рис.1. Внешний вид ячейки с установленными на ней счетчиком электроэнергии Indigo+ (слева) и ИПЦ-6806 (справа).
Функционально блок ИПЦ 6806-17, на котором мы остановили свое внимание, представляет собой электронный счетчик и подключается также, как счетчик, ко вторичным измерительным цепям трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН). Большинство из предоставляемых возможностей соответствуют современным электронным счетчикам – измерение тока, напряжения и мощности пофазно, частоты, вычисление потребленной энергии за периоды интеграции и за расчетные периоды, определение значений величины потребленной энергии по 12-ти зонам. Так же, как и в современных счетчиках, имеются выходы телеуправления, для формирования команд "вкл.–откл." силовых выключателей различного типа (ЭВ, МВ, ВВ), входы телесигнализации для контроля за состоянием выключателя и положением заземляющих ножей, тележки выключателя и т.д.
Возможность же ИПЦ 6806-17 считывать и хранить в памяти форму кривых тока и напряжения пофазно с глубиной 20 сек. и дискретизацией 32 отсчета на период делают его привлекательным прибором с точки зрения возможности организации контроля и анализа токов короткого замыкания, оценки качества напряжения по относительно низкой цене по сравнению с аналогичным зарубежным оборудованием.
Нижний уровень АСУТП ПС 110/6 кВ представляет собой целый комплекс измерительного оборудования на базе микропроцессорных измерителей ИПЦ 6806-17 и электронных счетчиков "Indigo+", регистратора быстротекущих процессов КТС "Регина", комплекса РЗиА "Диамант".
Посредством кабельных линий вышеуказанное оборудование подключено к Ethernet-сети 110/6 кВ через Moxa NPort 10/100Мбит Ethernet-сервер к 16RS232. К этой же сети подключен АРМ дежурного подстанции.
Верхний уровень телемеханизации ПС 110/6 кВ получает информацию и осуществляет управление при помощи радио- и проводного канала связи. В качестве основного канала применяется радиоканал с применением технологии "RadioEthernet", а в качестве резервного – используется проводный канал связи с применением DSL-модемов.
К локальной вычислительной сети (ЛВС) верхнего уровня подключены АРМ дежурного диспетчера, АРМ РЗиА, АРМ службы подстанций и АРМ телемеханика.
Анализ работы системы телемеханики ПС 35/10 кВ показал, что применение GSM-модемов и Radiopad крайне невыгодно из-за высокой стоимости трафика и оправдано только при редких считываниях, например, для АСКУЭ. В сельской местности применение этих систем передачи данных было невозможно из-за их отсутствия.
Но так как по состоянию на настоящий момент, на многих подстанциях до сих пор используют системы ВЧ-связи на основе АВС-3, которые позволяют при подключении к ней аналогового модема, обеспечить скорость 2400 бит/сек., нами в типовом проекте для ПС 35/6 кВ были применены каналы связи на основе АВС-3.
Рис. 2. Внешний вид ЗРУ 6 кВ.
В местах, где отсутствовала какая-либо связь вообще, было решено применить стандартные радиостанции "Motorolla" GM350 с функциями передачи данных на частоте 140 МГц, которые были лицензированы у заказчика. В качестве контроллеров передачи данных были выбраны пакетные контроллеры АРКО от КБ "Хитон" (г. Пермь). Однако пакетный режим передачи данных не поддерживался ИПЦ. По нашей просьбе в КБ "Хитон" в короткие сроки был переделан алгоритм приема-передачи информации, что позволило в полной мере использовать функции ИПЦ при передаче данных по радиоканалу.
Выбор способа создания программного обеспечения АСКУЭ и АСУТП связан с необходимостью оценки рыночной стоимости внедрения АСКУЭ с учетом поставляемых исполнительных программных модулей для каждого типового проекта автоматизированной системы. Анализ показывает, что для автоматизированных систем, построенных на основе использования микропроцессорных мнофункциональных измерителей, электронных счетчиков, при наличии в каждом из таких устройств до 300(500 используемых каналов при существующей ценовой политике на поставляемые исполнительные модули SCADA-систем с градацией по числу каналов 128, 512, 1024, 32000 и 64000 точек в/в, необходимо использовать различные способы создания ПО АСКУЭ и АСУТП в зависимости от числа точек учета в системе. Так, до 10-ти точек учета значительно дешевле создание собственного заказного типового программного обеспечения, например, средствами инструментальной среды разработки Delphi, Visual C++ и т.д., несмотря на большие сроки разработки и низкое качество создаваемого продукта. Так, например, стоимость исполнительных модулей TRACE MODE 5 (МРВ на 1024 точек в/в для АРМа потребителя, Supervisor (АРМ облэнерго), локальный сервер документирования, консоль тревог) для АСКУЭ из двух точек учета составляет 6200 $, в то время, как рыночная стоимость внедрения такой АСКУЭ с учетом оборудования находится в пределах от 4000 до 5500 $ (оборудование - 1500(3000 $, ПО – 1000 $, проект, монтаж, наладка, метрологическая аттестация – 1500 $). От 10-ти до 30-ти точек учета – это могут быть соизмеримые затраты с инструментальными SCADA-системами в зависимости от функциональности и структуры системы. И только при количестве точек учета более 30-ти ощутимыми преимуществами обладает инструментальная SCADA-система TRACE MODE, разработанная фирмой AdAstra.
Рис. 3. Центральный диспетчерский пункт Облэнерго.
Таким образом, для типовых проектов АСУТП, в составе которых входит более 30-ти базовых микропроцессорных блоков, в качестве инструментальной среды разработки программного обеспечения нами была выбрана SCADA-система. А фирма AdAstra в качестве разработчика отечественной инструментальной SCADA-системы TRACE MODE была нами выбрана еще в 1996 году в силу общеизвестных достоинств и преимуществ.
Программное обеспечение для верхнего уровня АСУТП разрабатывалась с использованием TRACE MODE 5. На сервере верхнего уровня системы, расположенного в ДП ЦДС "Облэнерго", установлены следующие исполнительные модули TRACE MODE 5:
Один из Double Force МРВ. Он выполняет функции опроса 4-х групп ИПЦ-6806, хранения полученных данных в СПАД архиве, обмена с базами данных, обмена информацией со вторым из Double Force МРВ, а также с исполнительными модулями Supervisor, установленными на АРМах-клиентах.
-Сервер документирования глобальный – для формирования различных отчетов и распределения их между клиентами.
-Консоль тревог – для ведения архива тревог.
Второй из Double Force МРВ установлен на АРМе дежурного подстанции (ДП) 110/6 кВ, находящемся на ПС. Этот АРМ сочетает в себе функции дублирующего МРВ, а также функции ДД ЦДС облэнерго. Таким образом, обеспечиваются элементы горячего резервирования: в случае отказа один Double Force МРВ берет на себя функции вышедшего из строя МРВ.
Информация, хранящаяся на сервере в СПАД архиве, а также информация реального времени в результате периодических и спорадических запросов поступают на рабочие станции (рисунок 4). Для организации различных АРМов на рабочих станциях используются исполнительные модули Supervisor. Первоначально планировалось применить WEB-Activator на сервере и Web-браузеры у клиентов, но в связи с ограничениями WEB-Activator-а на отображение некоторых графических элементов (особенно активных элементов), нам пришлось отказаться от данного решения.
Разработанное программное обеспечение позволяет дежурному диспетчеру ОАО "Облэнерго" получить следующую информацию о состоянии подстанции 110/6 кВ: схема однолинейная (рис. 5), режимные схемы (рис. 6), контроль параметров электрической сети, контроль лимитов электропотребления (рис. 7), контроль выработки и потребления электроэнергии, контроль баланса активной и реактивной мощностей, контроль баланса активно и реактивной энергий (рис. 8), баланс электроэнергии ПС "Компрессор", потери электроэнергии на ПС "Компрессор", параметры оборудования ПС "Компрессор".
Рис. 5. Схема однолинейная
Рис. 6. Режимная схема. II секция
Рис. 7. Контроль лимитов электропотребления
Рис. 8. Контроль баланса активной и реактивной энергий
Для обеспечения обмена данными между ИПЦ-6806 и МРВ TRACE MODE необходимо было выбрать один из поддерживаемых TRACE MODE протоколов обмена.
Разработчики начали освоение с самого простого – драйвера обмена по последовательному порту. Был реализован драйвер, осуществляющий чтение с ИПЦ данных телеизмерения, телесигнализации и вырабатывающий команды телеуправления. На текущий момент это было допустимо, но в дальнейшем возникла необходимость читать архивные данные, форму токов и напряжений, чего не мог обеспечить драйвер обмена по последовательному порту. ИПЦ, как и другие устройства учета электроэнергии, имеет специфические особенности, препятствующие применению данного типа драйвера.
С данной проблемой разработчики обратились в службу техподдержки AdAstra, где было предложено написать ОРС-сервер. Ознакомившись с особенностями ОРС-технологии, разработчики нашли в ней ряд преимуществ:
Возможность написания собственного программного кода для решения ряда специфических задач.
Дальнейшее использование ОРС-сервера в собственных разработках, либо в других SCADA-системах, поддерживающих ОРС-технологию.
Возможность реализации сложных механизмов обмена данными с любым устройством, что позволяет обойти ограничения, наложенные на драйвер обмена по последовательному порту и драйвер обмена по произвольному носителю.
В ходе реализации ОРС-сервера разработчики столкнулись с новой проблемой. Поначалу использовался ОРС-мастер "sOPS". Проект работал нормально, когда число ОРС-каналов было небольшим. Но как только число каналов возросло до 20000, проект начал серьезно „тормозить": он занимал почти всю свободную память. Пришлось искать другой мастер. Вскоре он был найден – prOPC. Благодаря развитой поддержке OPC технологии в TRACE MODE, с минимальной переработкой проект был переведен под новый ОРС-мастер.
На данный момент разработанный ОРС-сервер позволяет осуществлять чтение данных телеизмерения, телесигнализации, архивные данные, форму токов и напряжений, вырабатывает команды телеуправления. В ближайшем будущем планируется доработать ОРС-сервер, добавив возможность программирования настроек ИПЦ.
В ходе разработки программного обеспечения АСУТП, разработчики испытывали определенные трудности при использовании TRACE MODE.
при групповой разработке проекта: импорт/экспорт иерархии (группы) объектов из одного проекта в конкретный узел МРВ другого проекта невозможен. Если редактировать проект в РБК на разных машинах (добавлять каналы, привязывать), то после сложения проектов каналы с одинаковыми номерами заменяются. Поэтому приходилось создавать каналы в одном проекте, а после разделения каждый работает со своей частью каналов. При таком редактировании каналов нет возможности привязывать FBD-программы к каналам, которые в это время редактируются на другом компьютере.
нет возможности групповой правки типа (подтипа) каналов.
много ограничений при работе с базой данных, например, длина запроса ограничена, возможность двойной подстановки значения канала при формировании запроса не предусмотрена, каналы с одинаковыми именами в разных, хотя и однотипных, объектах интерфейс ODBC не различает.
Поскольку фирма AdAstra заявила о поддержке групповой разработки проекта в 6-ой версии TRACE MODE, мы с нетерпением ждем выхода в свет этой версии.
Для создания автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) и телемеханики, на основе электронных счетчиков и микропроцессорных многофункциональных измерителей с архивированием информации о параметрах энергопотребления в виде распределенных баз данных с метками времени (суточные графики получасовых значений энергии, мощности, статус-флаги событий, данные о запрограммированных параметрах электронных счетчиков), в шестую версию TRACE MODE желательно было бы внести следующие дополнения:
внесение таблиц для отображения текущих и архивных данных (в том числе из СПАД архива) как стандартных элементов в редакторе представления данных;
внесение новых типов каналов: символьный, дата/время;
увеличить количество разрядов чисел формата Float. Текущее количество разрядов равное 7, неудовлетворительно по причине невозможности работы с полным форматом даты/времени;
возможность выбора округлять или обрезать число формата Float при фактическом использовании неиспользуемых разрядов;
возможность работы с несколькими источниками данных через ODBC драйвер TRACE MODE;
для канала подтипа "Канал" с дополнением к подтипу "Среднее" добавить 30-ти минутный стандартный интервал вычисления среднего значения.
функции, призванные облегчить разработку драйверов используемых устройств:
функцию блоковой передачи, необходимую при программировании устройства, когда нужно передать устройству сразу несколько параметров одной посылкой;
функцию передачи данных из драйвера (драйвер обмена по последовательному порту) в СПАД-архив блоков данных по нескольким каналам с заданными метками времени. Блок данных считывается одной командой и содержит данные за какой-то промежуток времени по нескольким каналам с метками времени. В Тrace Мode 5.10 (по нашей просьбе) эта функция была реализована, но только для одного канала;
возможность управления последовательностью опроса каналов, т.е. в объект добавляются каналы в любой последовательности, а затем задается их порядок опроса (для чтения блоковых данных) электронных счетчиков.
Для написания основной части программного обеспечения для сорока ИПЦ 6806-17 потребовалось 16-и человекомесяцев. Создание следующих проектов по телемеханизации ПС показало, что т.к. в основном понижающие подстанции имеют аналогичную структуру, то при тиражировании АСУТП значительно сокращается время на создание каждого нового проекта. Последующие внедрения аналогичных проектов на 16 ИПЦ потребовали только 2-х человекомесяцев.
За последние несколько месяцев нами сданы в опытную эксплуатацию следующие типовые проекты АСУТП:
ПС 110/6 кВ "Компрессор" - центральная диспетчерская служба ОАО "Сумыоблэнерго", АРМ дежурного диспетчера.
ПС 35/10 кВ "Южная Афанасьевка" - Липово-Долинский РЭС, АРМ дежурного диспетчера.
ПС 35/10 кВ "БКНС" – Роменский РЭС, АРМ дежурного диспетчера.
1. Дальнейшее развитие оптового рынка электроэнергии и мощности будет порождать спрос на эффективные АСКУЭ и АСУТП с численностью от 2-х точек учета и более.
2. Эффективное удовлетворение растущего спроса на автоматизированные системы , с нашей точки зрения, будет связано с построением децентрализованных систем с распределенным "интеллектом" на базе микропроцессорных электронных счетчиков и многофункциональных измерителей, включающих в себя функции учета, телемеханики и РзиА ( типа ИПЦ 6806-17 ООО "Электромеханика" (г. Воронеж)).
3. Для эффективной разработки программного обеспечения верхнего уровня системы в новой версии TRACE MODE 6 желательно учитывать особенности применения микропроцессорных многофункциональных измерителей.
4. Для расширения области применения инструментальной системы TRACE MODE желательно пересмотреть ценовую политику в отношении исполнительных модулей для АСКУЭ, построенных на электронных счетчиках с 2-мя точками учета и более.
5. Опыт применения инструментальной системы TRACE MODE 5 показал ее чрезвычайную эффективность при разработке и высокую надежность при эксплуатации в реальном времени.