В настоящей статье приводятся основные требования, которые предъявляются к автоматизированным системам управления технологическим процессом на подстанции переменного тока нового поколения, применительно к коммутационным аппаратам 6–35 кВ. Проведен анализ составляющих структурной схемы АСУ ТП в рамках реализации мероприятий по улучшению качества работы оперативного персонала.
Ключевые слова: автоматизированные системы управления, технологический процесс, подстанция переменного тока, автоматизированное рабочее место оперативного персонала.
Указом Президента Российской Федерации от 07 мая 2018 года № 204 «О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 года» были определены основные направления в части цифровизации и автоматизации процессов в электроэнергетике, а также формирование общих принципов построения подстанций переменного тока нового поколения, включая механизмы взаимодействия между вышеуказанными составными частями, среди которых следует отдельно выделить автоматизированную систему управления технологическим процессом (далее — АСУТП).
Следует отметить, что при использовании АСУТП в рамках переключений оперативного персонала на подстанциях (далее — ПС), а также, учитывая ряд других положительных влияний на процессы, происходящие в энергосистеме, возникает ряд преимуществ [1], среди которых:
– увеличение показателей надежности работы оборудования на объектах субъектов электроэнергетики;
– оперативность, качество и беспрерывность ведения электроэнергетическим режимом системы диспетчерскими персоналом;
– уменьшение времени переключения оперативным персоналом ПС;
– уменьшение времени по ликвидации аварийных технологических нарушений в энергосистеме, вызванных отклонение параметров режима от заданных (номинальных) значений;
– уменьшение времени на топологические трансформации в схеме внешнего питания потребителей;
– уменьшение рисков, связанных с неправильными или ошибочными переключениями оперативным персоналом ПС, которые вызваны, как правило, сложностью учета всех необходимых параметрах при производстве переключений, чего не может произойти с правильно написанной программой, которая бы управлялась АСУ ТП.
Как следствие, вышеперечисленные аспекты положительно влияют на взаимодействие как между субъектами электроэнергетики внутри региона, страны, так и при осуществлении межнационального или международного управления режимом.
При проведении сравнительного анализа, на основании открытых данных, по выявлению основных групп причин технологических нарушений в системообразующих элементах [2], можно выделить следующее:
– на неудовлетворительное состояние оборудования (включая элементы первичной схемы, а также шкафы, панели и устройства, относящиеся к вторичным обмоткам ИТТ) — приходится чуть более 70 %;
– на ошибочные действия персонала (включая оперативный персонал ПС, а также релейный персонал) — приходится чуть менее 30 %.
Следует отметить, что среди 30 % ошибочных действий персонала, чуть более 2,5 % составляют случаи с летальным исходом, что является вопиющим фактом и недопустимым обстоятельством.
При отдельном и более детальном рассмотрении статистики по несчастным случаям с причинением тяжкого вреда здоровью или же с летальным исходом, можно выделить следующее:
– около 72 % случаев с летальным исходом происходит при переключениях или работах в распределительных устройствах напряжение свыше 1 кВ, включая тот факт, что на системообразующие элементы (напряжением 110 кВ и выше) приходится только 3,6 %, остальные же случаи приходятся на напряжение 3–35 кВ;
– около 28 % приходится на персонал, работающий либо в цепях релейных панелей (12 %), либо на силовом оборудовании напряжением менее 1 кВ (16 %).
Может сложиться ложное ощущение того, что небольшой процент несчастных случаев с летальным исходом при производстве работ на напряжении 110 кВ, относительно общего числа, является хорошим показателем, однако, это в первую очередь связано с тем, что к данным работам допускается только высококвалифицированный персонал, прошедший большое количество инструктажей, допусков и т. д. Одним из решений как по уменьшению данной статистики, так и по оптимизации работ, связанных с высоким напряжением — является внедрение АСУ ТП ПС [2].
Очевидно, что внедрение АСУТП в рабочий процесс даже ПС, относящихся к городским или распределительным сетям, как правило, это подстанции высшим напряжением 35 или 110 кВ, позволит решить ряд задач по оптимизации рабочего процесса, среди которых:
– формирование ежедневного отчета о состоянии оборудования, на основании данных системы диагностики, контроля;
– повышение наблюдаемости объекта диспетчерским персоналом Филиала АО «СО ЕЭС» России;
– увеличение степени контроля за вспомогательными системами, которые установлены на ПС;
– снижение рисков ошибок оперативного персонала ПС.
Основные требования, которым должны соответствовать так называемые ПС нового поколения, независимо от архитектуры исполнения:
– обеспечение технической возможности дистанционного управления системообразующими элементами первичной схеме подстанции, включая силовые выключатели и разъединители с заземляющими ножами в обе стороны. Дистанционное управление должно быть реализовано, как с автоматического рабочего места оперативного персонала ПС, так и для ОП центра управления сетями или ОДИАС, в чьей собственности находится объект электроэнергетики, а также для диспетчера Филиала АО «СО ЕЭС»;
– в составе реализуемой и управляющей системы АСУ ТП в рамках ПС должно предусматриваться наличие внутренней логической блокировки команд на управляющее воздействие (см. пункт выше) в рамках переключений на ПС или станциях;
– в качестве распределительных устройств применимо только КРУЭ;
– в качестве среды гашения дуги в зависимости от класса напряжения и исполнения выключателя должно предусматриваться только — элегаз или вакуум;
– реализации иерархии приоритетов на отдачу команд или управляющих воздействий по изменению технологического состояния или положения коммутационного элемента первичной схемы (см. первый пункт) при наложении вышеизложенных с разных источников информации (АРМ ОП ПС, ОП ЦУС или ОДИАС, диспетчер ДЦ).
Следует также учесть, что прикладное программное обеспечение, используемое для автоматизации технологического процесса, зависит от сложности поставленной задачи.
В рамках формирования локально-вычислительной системы для формирования задач по автоматизации технологических процессов на объектах электроэнергетики, разрабатываемое программное обеспечение должно включать в себя, как функции, решающие вышеизложенные проблемы, так и формировать удобный пользовательский интерфейс для простоты понимания оперативным персоналом.
Также следует отметить, что АСУ ТП в рамках решаемых задач на ПС не должна заканчиваться исключительно вопросами изменения положения или состояния коммутационного оборудования, но и должно включать в себя и сочетать признаки следующих систем [1]:
– ССПИ — система сбора и передачи информации;
– ССПТМ — система сбора и передачи телемеханики;
– МС РЗА — система мониторинга состояния терминалов и панелей релейной защиты и автоматики;
– СОТИ — система обмена технологической информацией. Данная система, как правило, применяется для реализации каналов связи для передачи информации в технологическую сеть СО ЕЭС;
– САУ — система автоматического управления. Данная система формирует представление о первичной схеме на АРМ.
Таким образом, по результатам проведенного анализа можно сделать вывод, что применение АСУ ТП на ПС приводит к улучшению показателей надежности, увеличивает эксплуатационный ресурс оборудования и уменьшает риск ошибочных действий персонала, в том числе, предотвращая несчастные случаи.
Литература:
- Захаров В. Н., Поспелов Д. А., Хазацкий В. Е. Системы управления. Задания. Проектирование. Реализация; Энергия — М., 2021. — 422 c.
- Глушков В. М. Введение в АСУ; Техника — М., 2019. — 320 c.
