В АСУТП вводится информация от устройств противоаварийной автоматики (ПА) сети напряжения 750 и 330 кВ. Указанная информация о текущем состоянии и функционировании устройств ПА должна вводиться в АСУТП в цифровой форме, кроме устройств ПРМ и ПРД, информация от которых вводится в АСУ ТП «сухим контактом».
Ниже приводится номенклатура устройств ПА, информация от которых должна вводиться в ПТК АСУТП:
— ЛАДВ;
— ФОЛ 2-х ВЛ 750 кВ;
— АЛАР(осн. и резерв) ВЛ 750 кВ КАЭС;
— АОПН 2-х ВЛ 750 кВ:
— ФОЛ 7-и ВЛ 330 кВ;
— АЛАР ВЛ 330 кВ Прибалтийская ГРЭС;
— ФОТ 2-х АТ 750 кВ;
— ПРМ — 10 комп;
— ПРД — 12 комп
— АЛАР ВЛ 330 кВ Балтийская ГРЭС.
Информацию от АСКУЭ (от МП счетчиков электроэнергии и устройств сбора и передачи данных – УСПД) предполагается использовать в АСУТП для нужд технического учета электроэнергии. Кроме того, таким образом может быть получена информация о качестве электроэнергии (если электросчетчики поддерживают такую функцию) и др.
Ниже приведена предварительная оценка минимального объема и номенклатуры сигналов, поступающих от устройств АСКУЭ в ПТК АСУТП ПС 750 кВ Ленинградская.
Для формирования ведомости технического учета из АСКУЭ передаются значения электроэнергии за сутки по ВЛ и реакторов 750 кВ, ВЛ 330 кВ, 110, АТ (прием – отдача активной и реактивной эл/энергии), присоединениям 6 кВ (отдача активной и реактивной эл/энергии). На напряжении 0,4 кВ передаюся показания расхода электроэнергии на трансформаторах собственных нужд ТСН и отходящих фидерах.
Итого:
— по 750 кВ — 14 измерений;
— по 330 кВ — 44 измерения;
— по 110 кВ — 48 измерений;
— по 6 кВ – 52 измерения;
— по СН 0,4 кВ — 12 измерений.
В составе информации, получаемой средствами ПТК АСУТП от МП устройств систем РЗА, ПА и АСКУЭ, должны также быть предусмотрены сигналы самоконтроля (самодиагностики) указанных МП устройств (нахождение в режиме on line, неисправность, аварийное или плановое отключение и т.п.). Состав таких сигналов уточняется при рабочем проектировании в соответствии с возможностями конкретных устройств.
Предусматриваются разные варианты поставки системы мониторинга трансформаторного оборудования (автотрансформаторов и реакторов – АТ и Р), отличающиеся особенностями поставки системы: от варианта, когда вместе с АТ и Р поставляются только первичные датчики контролирумых параметров, а все остальные компоненты (контроллеры сбора данных и управления, средства коммуникаций, программно-технические средства обработки, хранения и представления информации) поставляются в составе единого ПТК АСУТП, до варианта комплексной поставки системы мониторинга вместе с АТ и Р.
При любом варианте поставки система мониторинга состояния АТ и Р должна быть интегрирована как подсистема в составе АСУТП подстанции. При этом используемые для целей мониторинга АТ и Р пофазные значения параметров режима (токов и напряжений) должны измеряться МП контроллерами АСУТП.
Основные технические требования к подсистеме мониторинга АТ и Р. Кроме того, к компонентам подсистемы мониторинга, поставляемым не в составе единого ПТК АСУТП (в случае их использования), применимы требования по интеграции программно-технических средств смежных систем.