Главная » ПС 330-500кВ » Режим функционирования АСУТП ПС 330 кВ Лоухи

Режим функционирования АСУТП ПС 330 кВ Лоухи

Программно-технические средства АСУТП должны обеспечивать эксплуатацию ПС Лоухи 330/110/10 кВ в обслуживаемом, а в дальнейшем и необслуживаемом режиме. В связи с этим при эксплуатации ПС в необслуживаемом режиме, к функционированию технических средств и подсистем АСУТП предъявляются следующие требования:

  • повышение надежности коммуникаций в системе, прежде всего информацион­ного обмена с центрами диспетчерского управления;
  • постоянный мониторинг и диагностика электрооборудования и коммутацион­ной аппаратуры;
  • обязательная самодиагностика программно-технических средств АСУТП;
  • минимизация количества органов ручного управления режимом работы сило­вого оборудования и систем управления;
  • реализация расширенного мониторинга состояния помещений, зданий, сооруже­ний и территории ПС (пожарная сигнализация и автоматика пожаро­тушения, контроль доступа на территорию и в помещения, метеоданные, кон­троль температуры в помещениях);
  • сокращение до минимума количество выездов ОВБ на ПС за счет дистанцион­ной диагностики, как силового оборудования, так и программно-технических средств систем управления, а также дистанционного управления режимами ПС.
  • минимизация количества органов ручного управления режимом работы сило­вого оборудования и систем управления;
  • реализация расширенного мониторинга состояния помещений, зданий, сооруже­ний и территории ПС (пожарная сигнализация и автоматика пожаро­тушения, контроль доступа на территорию и в помещения, метеоданные, кон­троль температуры в помещениях);
  • сокращение до минимума количество выездов ОВБ на ПС за счет дистанцион­ной диагностики, как силового оборудования, так и программно-технических средств систем управления, а также дистанционного управления режимами ПС.

Функциональные требования к АСУТП

Учитывая общие принципы создания АСУТП высоковольтных подстанций данного класса напряжением 330 кВ и выше, а также специфику ПС 330 кВ Лоухи, средствами АСУТП должен быть реализован достаточно широкий набор основных (базовых) информа­ционных, управляющих и вспомогательных функций (функциональных задач). Отказ хотя бы одной базовой функции существенно затрудняет эксплуатацию оборудования ПС, поэтому выполнение их является обязательным.

Базовые функции АСУТП подразделяются на две группы: технологические и обще­системные.

Состав и характеристика базовых технологических функций

№№ Наименование за­дачи Формулировка задачи Требования к технологическим средствам АСУТП
1 2 3 4
1 Прием и первичная обработка аналого­вой информации — ввод значений режимных и технологических параметров;

— проверка достоверности входных аналоговых сигна­лов;

— сравнение с предупреди­тельными и аварийными ус­тавками и формирование признака выхода параметра за предел/ возврата в норму;

— присвоение меток времени событиям;

— масштабирование (вычис­ление реальных значений фи­зических величин в имено­ванных единицах);

— вычисление расчетных ве­личин (фазные токи, напря­жения, вычисление мощно­сти).

 — ввод аналоговой информации в контроллеры АСУТП должен осуществляться без промежуточных аналоговых преобразователей;

— ввод текущих значений от ТТ и ТН должен осуществляться по­фазно;

— привязка к единой системе вре­мени аналоговой информации должна быть не хуже 1 мс;

— погрешность, вносимая средст­вами АСУТП в измерения токов, напряжений, активной и реактив­ной мощности должна быть не более 0,5%;

— должна предусматриваться возможность задания до 4х уста­вочных пределов для каждого сигнала.
2 Прием и первичная обработка дискрет­ной информации — ввод информации о положе­нии коммутационных аппара­тов, о технологических нару­шениях и отклонениях, о не­исправности оборудования;

— устранение влияния «дре­безга», возникающего при замыкании и размыкании кон­тактов;

— проверка на достоверность;

— присвоение меток времени.

 — напряжения для питания «су­хих контактов» не менее 110В постоянного тока ;

— возможность ручной коррек­ции действительного состояния КА, в случае обнаружения не­достоверности сигнала;

— точность фиксации времени событий должна быть не хуже 1 мс.
3 Автоматизированное управление (телеуправление, дистанционное и по месту). — оперативное управление (теле-, дистанционное или по месту) КА, приводами плунжеров ДГК, приводами РПН, устройствами управления реактивной мощностью и т.п.;

— контроль исполнения команды;

— контроль наличия напряжения питания;

— контроль исправности цепей управления;

— контроль права оператора на управление оборудованием;

— регистрация действий оператора;

— присвоение меток времени командам управления.

 — время выдачи команды управления на исполнительное устройство не более 1 секунды;

— наличие резервного управления по месту;

— точность фиксации времени должна быть не хуже 1 мс.
4 Программная блокировка управления коммутационной аппаратурой — блокировка управления КА (блокировка включения, блокировка отключения, блокировка управления (полная)). — реализация программной блокировки управления;

— привязка сигналов, участвующих в программе блокировки к реальным физическим объектам и их проверка на достоверность;

— возможность обхода данной блокировки оператором;

— реализация блокировок не должна зависеть от состояния остальных средств АСУ ТП.
5 Мониторинг, диагностика состояния и эксплуатации основного технологического оборудования. — мониторинг, диагностика и учет ресурсов основного технологического оборудования (трансформаторное оборудование, выключатели и разъединители, измерительные трансформаторы тока и напряжения, ограничители перенапряжения, изоляция высоковольтного оборудования). -реализация алгоритмов контроля;

— возможность ручного ввода информации;

— фиксация информации в архиве (аналоговая информация — не реже 1/мин и по апертуре, дискретная информация — по факту изменения).
6 Технологическая предупредительная и аварийная сигнализация — предупредительная сигнализация выхода за установленные пределы отдельных параметров;

— сигнализация аварийного отклонения параметров, срабатывания защит;

— сигнализация обнаруженных неисправностей технических средств.

 — деление сигнализации на аварийную и предупредительную (действие должно различаться цветовой и звуковой индикацией);

— присвоение каждому сигналу определенного класса тревог;

— регистрация в архивах появления и пропадания событий;

— квитирование сигналов с АРМ ОП;

— формирование групповой сигнализации, обобщающей заранее заданный набор сигналов.
7 Регистрация аварийных событий. — контроль и регистрация действий РЗА и ПА и анализ аномальных состояний;

— документирование действий систем и персонала ПС в предаварийных и аварийных состояниях, а также при ликвидации аварий;

— накопление и представление информации о процессе возникновения, развитии и ликвидации аварийных ситуаций на основном электрооборудовании ПС

 — регистрация информации осциллографированием и регистрацией событий в базах данных и архиве;

— осциллографирование МП терминалами РЗА и МП устройствами АСУТП;

— возможность задания, как общей длительности осциллограммы, так и отдельно — длительностей предаварийного и аварийного режима;

— возможность автоматической передачи результатов регистрации на верхний уровень АСУТП;

— точность привязки событий к астрономическому времени не хуже 1 мс;

— время осциллографирования не менее 1 с;

— допустимая кратность тока КЗ — не менее 30-40;

— допустимое время получения на сервере АСУТП осциллограммы одного аварийного процесса не более 1-2 мин;

— частота регистрации параметров, регистрируемых МП устройством АСУТП — не менее 1800 Гц;

— погрешность взаимной синхронизации параметров, регистрируемых МП устройством АСУТП, не хуже 1мс.
8 Технический учет электроэнергии. Балансные расчеты. — технический учет электроэнергии;

— расчет баланса электроэнергии подстанции.

 — основными источниками информации должны быть автономная АИИС КУЭ и многофункциональные измерительные устройства;

— нормируемая погрешность мощности и количества электроэнергии для технического учета должна быть не хуже 0,5% для присоединений всех уровней напряжения.
9 Мониторинг параметров качества электроэнергии. — непрерывный технологический контроль качества электроэнергии. — датчики контроля качества должны быть сертифицированы и удовлетворять требованиям ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения»;

— архивирование информации о результатах контроля качества электроэнергии;

— предупредительная сигнализация на дисплее АРМ ОП несоответствия качества электроэнергии требованиям ГОСТ 13109-97.
10 Определение места повреждения (ОМП) на ВЛ 330 и 110кВ — определение места повреждения на ВЛ (в км);

— регистрация факта повреждения и значения вычисленного расстояния до места повреждения.

 определение расстояния до места повреждения на ВЛ по результатам измерения параметров аварийного режима (ОМП).

 

 

 
11 Обмен информацией с высшими уровнями иерархии управления в системе АСДУ «СО-ЦДУ ЕЭС» — подготовка оперативно-диспетчерской информации, используемой высшими уровнями диспетчерского управления;

— передача подготовленной информации в Карельское РДУ.

 — передача информации на высшие уровни иерархии управления не должна зависеть от состояния средств верхнего уровня АСУ ТП;

— передача информации должна производиться как циклически, так и по запросу;

— время запаздывания передачи информации в диспетчерские центры управления не должно превышать 1 сек;

— для обмена информацией должен использоваться протокол стандарта МЭК 60870-5-101/104.
12 Обеспечение информационного обмена АСУТП ПС с подсистемами АСТУ, АСДТУ ФСК ЕЭС. — подготовка информации о режимах и состоянии оборудования ПС и прилегающих участков электрических сетей;

— передача основного потока диспетчерско-технологической информации из АСУТП в региональный центр (РЦ) для реализации подсистемы контроля режимов ПС, (а при переходе в необслуживаемый режим — для телеуправления оборудованием ПС);

— прямой доступ от РЦ Северо-Запада к терминалам РЗА на подстанции для организации в РЦ АРМ инженера службы РЗА, аналогичного по возможностям соответствующему АРМ на самой подстанции.

 — передача основного потока диспетчерско-технологической информации должна осуществляться по протоколу стандарта  МЭК 60870-5-101/104, МЭК 61850 с помощью выделенных каналов волоконно-оптической линии связи (ВОЛС), по каналу типа Е1.
13 Мониторинг текущего режима и состояния главной схемы ПС и состояния технических средств — контроль основных текущих режимных параметров силового электрооборудования;

— контроль состояния основных КА;

— контроль состояния основного и вспомогательного электрооборудования;

— регистрация действий систем автоматики подстанции (управления напряжением и реактивной мощностью, управления составом работающих трансформаторов, управления нагрузкой в утяжеленных и аварийных режимах);

— контроль состояния и работы устройств АСУТП;

— достоверизация информации.

 — информация о режиме работы оборудования, недостоверная информация должна отображаться путем управления цветом;

— необходимо отображение положения КА и выкатных элементов, заземленных участков схемы;

— обновление информации на мнемокадрах должно происходить с задержкой не более 1-2 сек.
14 Видеонаблюдение за состоянием подстанции и ходом переключений технологическое:

— визуальный контроль за действиями персонала при переключениях и состоянием силового электротехнического оборудования;

охранное:

— возможность контроля над территорией ПС на предмет несанкционированного доступа посторонних лиц, возгораний и т.п.

 — должна быть обеспечена передача в АСУТП ПС предупредительных и аварийных сигналов.

— информация должна архивироваться и передаваться на верхний уровень;

— все сигналы должны иметь метку времени

— должна быть обеспечена возможность синхронизации с астрономическим временем с точностью не хуже 1 мс;

— видеокамеры должны быть наружного исполнения, для наблюдения при слабом естественном освещении, с разрешающей способностью видеокамер, достаточной для наблюдения за действиями оперативного персонала и состоянием оборудования ОРУ;

— необходимо обеспечение возможности управления камерами с АРМ дежурного.
15 Автоматизация вспомогательных технологических процессов — контроль состояния источников и сети оперативного тока;

— контроль работы компрессорных установок и системы воздухоснабжения выключателей;

— контроль системы автоматического управления охлаждением трансформаторов;

— контроль системы автоматического пожаротушения.
Статьи по теме

Категории статей

  • Рубрик нет

Аналитика и решения

Задать вопрос

* - поля обязательные для заполнения