СДПМ (Система автоматического доведения плановой мощности)

Описание создания новой технологии автоматического управления в электроэнергетике — СДПМ.

Существует три вида управляющих воздействий, с помощью которых осуществляется управление активной мощностью электростанций в ЕЭС из диспетчерских центров:

• Плановые графики
• Диспетчерские команды
• Задание внеплановой мощности (для станций, подключенных к АВРЧМ)

При этом актуальной задачей является автоматизация доставки этих управляющих воздействий непосредственно до систем управления активной мощностью на электростанциях.

В настоящее время все три вида управляющих воздействий доводятся до исполнения по своим различным каналам передачи. При этом только задания внеплановой мощности поступают по каналам связи напрямую в терминальные устройства ГРАМ станций, а реализация остальных видов воздействий требует участия оперативного персонала.

Доведение плановых графиков осуществляется через шлюз Системного Оператора (далее — СО), открытые каналы интернет и специализированное ПО – MODES (см.рис.1). На некоторых станциях клиентская часть MODES интегрирована с терминальными устройствами ГРАМ, однако такая интеграция не является унифицированной, как правило, использует нестандартные механизмы конвертации, не поддерживается со стороны разработчика ПО MODES и соответственно не гарантирует корректной работы информационной связи MODES-ГРАМ при внесении изменений в ПО. По этой причине, а также из соображений информационной безопасности, на большей части станций клиентская часть системы MODES вообще не интегрирована с системами управления активной мощностью, что приводит к необходимости переноса значений плановых графиков между различными системами вручную (из MODES-Terminal в ГРАМ) и является местом потенциальной ошибки при ведении режима.

Рисунок 1 — Схема взаимодействия при автоматическом доведении плановых графиков через систему MODES

Регистрируемые в режиме реального времени стандартные диспетчерские команды (далее — ДК) доводятся до электростанций только голосом (по телефону), а следовательно — повышается вероятность ошибки, поскольку в цепочке управления стоит человек. При этом процедура доведения команд четко регламентирована, но имеет ряд недостатков (помимо доведения по телефону):

• Отсутствует унифицированное средство доставки регистрируемых ДК до участников ОРЭ (оптового рынка электроэнергии) и их отображения.
• Наличие «бумажного» документооборота в процессе согласования «Актов согласования команд, разрешений и сообщений» излишне усложняет процедуру доведения ДК.

При этом необходимо отметить, что система MODES-Terminal, предназначенная для автоматического доведения плановых графиков имеет ряд особенностей, не позволяющих доработать её для автоматизации доведения ДК:

• Система MODES-Terminal изначально проектировалась, как информационная система, а не управляющая. Её архитектура и принципы работы построены в соответствии с этой функциональной принадлежностью.
• Отсутствие информационного обмена в реальном времени. Это обусловлено теми задачами, которые стояли изначально перед системой MODES-Terminal, и примененными архитектурными решениями:
  — Обменом данными только по запросу клиентского приложения в соответствии с расписанием (ограничение технологии web-сервисов);
  — Отсутствием возможности установки приоритетов обработки запросов участников ОРЭ;
  — Переходом в режим ожидания до наступления следующего времени опроса Шлюза СО (в случае отсутствия связи).
• Время предоставления информации системой MODES-Terminal – минуты. При этом необходимо отметить, что такая скорость доведения ДК является не приемлемой. Например, для разгрузки сечений при приближении фактического перетока к максимально допустимому требуется более быстрое воздействие.
• Эксплуатация MODES-Terminal выполняется в соответствии с традиционными подходами к эксплуатации ИТ-систем, что предполагает время реакции на устранение неисправностей в работе, недопустимое для систем реального времени.

Все вышеназванные причины явились предпосылками к тому, чтобы для доведения ДК в реальном времени искать иную технологию, позволяющую обеспечивать высокую скорость и надежность доставки информации. Новую технологию назвали система автоматического доведения плановой мощности (СДПМ).

В рамках развития автоматического вторичного регулирования частоты и мощности (далее — АВРЧМ) в ЕЭС России начиная с 2008 года на ГЭС существуют терминалы АВРЧМ, а между СО и станциями организованы надежные выделенные, защищенные каналы АВРЧМ (см.Рис.2). Такие каналы появились и на некоторых тепловых станциях, готовых к участию в АВРЧМ, однако именно для ГЭС участие в АВРЧМ стало обязательным условием при работе на оптовом рынке электроэнергии [1].

Рисунок 2 — Структурная схема информационного обмена по каналам АРЧМ

Поскольку автоматическое вторичное регулирование предъявляет высокие требования к надежности управления вторичной мощностью в режиме реального времени [2] идея использовать каналы АВРЧМ также для автоматического доведения ДК и плановых графиков оказалась весьма продуктивной. Так была сформулирована задача СДПМ — автоматического доведения ПБР и ДК через эти каналы. А поскольку с реализацией этой идеи через каналы будет передаваться не только вторичная мощность, но и плановая мощность, эти каналы более корректно называть каналами автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (далее – каналы АРЧМ). Сложность задачи СДПМ заключалась в организации взаимодействия участников процесса и разработке формальных требований к организации такого информационного обмена.

Пионером в продвижении этой идеи в российской электроэнергетике среди генерирующих компаний стало ПАО «РусГидро». Для реализации идеи в феврале 2015г. была создана рабочая группа в составе трех организаций: АО «СО ЕЭС», ПАО «РусГидро» и ЗАО «Институт Энергетических Систем» (ныне ООО «ИЭС»), взявший на себя разработку требований к информационному обмену СДПМ  — при передаче по каналам АРЧМ плановых графиков (ПБР) и ДК.

В результате появился график реализации проекта СДПМ и на первом этапе его исполнения были разработаны Общие технические требования для подключения ГЭС к СДПМ через каналы связи ГРАМ — ЦС (ЦКС) АРЧМ (далее – ОТТ). В ОТТ были проработаны перечень необходимых сигналов СДПМ и алгоритмы информационного обмена. В отличие от информационного обмена вторичного регулирования ДК и ПБР доставляются на ГЭС спорадически, и в связи с этим режим обмена и алгоритмы информационного обмена отличны от вторичного регулирования. При автоматизации доставки ДК за основу были взяты существующие регламенты и нормативные документы [3], но уже на этом этапе было понятно, что в будущем потребуется внесение в них ряда изменений, в частности определяющих нюансы взаимодействия оперативного персонала СО и станций по параллельно существующим цифровым и голосовым каналам связи. В формуляр также были заложены сигналы ПБР с различной дискретизацией (не только почасовые, но и получасовые), а также архитектурно заложена возможность расширения информационного обмена в случае необходимости.

При разработке ОТТ на базе СО был собран испытательный полигон (см.Рис.3) для проверки технических решений, закладываемых в ОТТ. Этот испытательный стенд включал в себя как приемо-передающее оборудование СО (SmartFEP, АО «РТСофт»), так и имитаторы реальных систем управления ГЭС нескольких различных производителей (Emerson, Siemens, Beckhoff). Было принято решение использовать для информационного обмена СДПМ кадр типа 50 (команда уставки — C_SE_NC_1) международного протокола МЭК 60870-5-101/104.

Каждая ДК в формуляре информационного обмена СДПМ была представлена набором нескольких атрибутов. Для гарантирования целостности переданной ДК был разработан алгоритм расчёта и сравнения контрольных сумм атрибутов. Интересно, что некоторые проблемы, связанные с различной реализацией аппаратной части систем управления ГРАМ, не удалось выявить даже на этапе полигонных испытаний. Так, например, во время модернизации ГРАМ на одной из станций выяснилось, что контроллер управления оперирует с числами одинарной точности (а не двойной, как на большинстве систем), что приводит к ошибкам при сравнении контрольных сумм атрибутов ДК, рассчитанных на стороне СО и на стороне станции. Был разработан новый алгоритм расчёта контрольной суммы, гарантирующий значительное изменение результата вычисления контрольной суммы при каждой новой ДК.

Рисунок 3 — Имитатор ГРАМ во время полигонных испытаний в СО ЕЭС

Следующим шагом после успешных полигонных испытаний СДПМ стали натурные испытания с Угличской ГЭС и Волжской ГЭС, подтвердивших допустимость совмещения в едином канале информационных потоков АРЧМ, плановых графиков и ДК. После окончания работы над ОТТ в 2016 г. началась реализация пилотных проектов на ГЭС и параллельно доработка ПО в СО для испытаний новой технологии в реальных условиях работы.

Первыми станциями, на которых были модернизированы системы управления для подключения к СДПМ по каналам АРЧМ, стали Чиркейская ГЭС (протокол МЭК 60870-5-104) и Волжская ГЭС (протокол МЭК 60870-5-101). Работы по модернизации ГРАМ выполняли производители ГРАМ – ООО «Промавтоматика» (Чиркейская ГЭС) и ООО «Институт Энергетических Систем» (Волжская ГЭС). Новая технология стала частью функционала существующего ГРАМ, а все операторские интерфейсы были выполнены в едином стиле и на тех же технических средствах, что и ГРАМ (см.Рис.4). Одним из основных требований ОТТ было то, что периодичность информационного обмена, связанного с АВРЧМ не будет нарушена, что и было достигнуто и проверено во время испытаний с участием ГЭС и СО ЕЭС. Первой станцией, на которой успешно завершились комплексные испытания стала Волжская ГЭС (декабрь 2018 года).
В настоящее время требования к доведению ДК таковы, что фактическое исполнение ДК начинается системой управления ГЭС только после подтверждения оперативного персонала на станции. Однако, можно с уверенностью сказать, что эта работа – является существенным шагом в сторону уменьшения влияния человеческого фактора на управление как ГЭС, так и ТЭС.

Рисунок 4 — Операторские интерфейсы модернизированного ГРАМ Волжской ГЭС для работы с автоматическим доведением ДК

Предстоит еще пройти этап опытной эксплуатации СДПМ и внесения изменений в нормативную базу прежде чем новая технология войдет в повседневную жизнь диспетчерского управления и станет стандартом. Однако уже сейчас технология опробована на нескольких станциях совместно с АО «СО ЕЭС», показала свою жизнеспособность и без сомнения будет развиваться дальше. В первую очередь технология будет внедряться совместно с гидравлическими, а затем и с тепловыми электростанциями, подключенными к центральной координирующей и централизованным системам АРЧМ. Следующим этапом тиражирования технологии является поэтапное применение ее среди широкого круга электростанций на добровольной основе. В качестве перспективных направлений развития технологии можно обозначить, например, применение реализованного информационного обмена при построении централизованной системы регулирования напряжения в узлах энергосистемы.

Выводы:

Был пройден немалый путь от идеи автоматического доведения плановых графиков и диспетчерских команд через существующие каналы АРЧМ до её реального воплощения. В настоящее время технология прошла все необходимые испытания и готова к внедрению в опытную эксплуатацию. Внедрение технологии автоматического доведения плановой мощности до электростанций является очередным реальным шагом АО «СО ЕЭС» и ПАО «РусГидро» на пути цифровизации электроэнергетической отрасли России. Шагом, позволяющим снизить влияние человеческого фактора, повысить надежность и оперативность доставки такой ответственной информации как плановые графики и диспетчерские команды непосредственно до систем управления ГЭС.

Мы оказываем услуги по разработке технических требований, проектированию и подключению электрических станций к системе СДПМ. Для обсуждения работ свяжитесь с Максимом Агафоновым info@enersys.ru, +  7(499) 678-0-234