Система диспетчеризации здания Омского РДУ РАО «ЕЭС России»

Предпосылки и технические решения 

В последнее десятилетие инфраструктура РАО «ЕЭС России» претерпела существенную техническую реконструкцию и модернизацию. Можно отметить, что этот процесс идёт по сей день в ряде филиалов компании. Именно в рамках этой технической реконструкции и было заказано создание системы комплексной диспетчеризации филиала Омского РДУ РАО «ЕЭС России». 

Поскольку речь идёт о таком объекте, как «Региональное диспетчерское управ­ление единой энергетической системы России», то ожидаемо были выдвинуты высокие требования к надёжности, живучести и информационной безопасности проектируемой системы диспетчеризации. Было предложено создать уровень надёжности дискового пространства сервера верхнего уровня не ниже RAID 1, объединить сеть рабочих станций ПЛК в топологию с самой высокой живучестью, использовать ключевые элементы аппаратной части системы (сервер и коммутаторы), имеющие «горячее» резервирование по питанию. Кроме того, требовалось обеспечить надёжную информационную защиту создаваемой системы диспетчеризации от возможных внешних несанкционированных проникновений. Это было реализовано посредством использования встроенного в сервер аппаратного межсетевого экрана (firewall), надёжных антивирусных программ и разделения пользовательских ролей по объёмам полномочий. Также было предложено по возможности охватить все имеющиеся инженерные системы объекта единой аппаратной и программной платформой. В силу специфики объекта было решено особенно тщательно и детально проработать мониторинг систем его энергоснабжения. В качестве аппаратной базы системы диспетчеризации было выбрано оборудование концерна SIEMENS как наиболее сбалансированное техническое решение в критериях цена–надёжность–функциональность. 

Описание системы диспетчеризации

На рис. 1 представлена общая структурная схема системы диспетчеризации объекта.

Топология системы организована в виде кольца при помощи промышленных сетевых коммутаторов концерна SIEMENS SСАLАNСЕ XF-208. Данный тип коммутаторов поддерживает «горячее» резервирование по питанию (быстрое переключение между двумя питающими входами), а также устройство управления сетью, обеспечивающее мгновенную перекоммутацию сети в случае обрыва в кольце. Кроме информационного обмена, сетевые коммутаторы обеспечивают сопряжение рабочих станций типа ET200S с сервером IPC-547C. При этом сопряжение с рабочими станциями ET200S осуществляется по внутренней шине, а сопряжение с сервером – по сети Ethernet. Сервер имеет промышленное исполнение и монтируется в стандартную стойку. Рабочие станции ET200S соответствуют требованиям возможного расширения системы диспетчеризации по количеству сигналов в будущем и гарантированной поддержки новых аппаратных версий электронных модулей и элементов станции. Фотографии щитов управления, содержащих рассматриваемое оборудование, представлены на рис. 2.

Щиты управления не имеют каких-либо органов управления на лицевых панелях, что связано с требованием недопущения возможности вмешательства в систему диспетчеризации даже непосредственно с панели щитов должностных лиц, не отвечающих за её функционирование. 

В состав комплектующих системы диспетчеризации был включён промышленный программатор в виде ноут-бука Field PG M2. Это позволило сократить сроки и сделать более удобным выполнение инженерных работ в процессе ПНР. Кроме того, промышленный программатор позволяет организовать мониторинг и полноценное управление всей системой диспетчеризации в случае отказа сервера, посредством подключения в сеть контроллеров с любого щита управления. 

В качестве человеко-машинного интерфейса используется SCADA-система на основе ядра WinCC v7.0, установленная на сервере системы диспетчеризации. Дополнительное приложение WinCC/WebNavigator обеспечивает возможность оперативного многопользовательского управления и мониторинга через Internet, Intranet или локальную сеть, с разными ролями и объёмами полномочий. На рис. 3 представлена экранная форма контроля системы бесперебойного и гарантированного электроснабжения (далее – СБГЭ).

Данная экранная форма (как и все остальные) полностью интерактивна. На ней отражены текущие состояния коммутационных автоматов и параметры электросети, интерактивные кнопки, вызывающие всплывающие окна с более подробной информацией и графиками (ПУИП, ИБП, АБП, ДГУ). 

На рис. 4 представлена экранная форма СБГЭ, содержащая всплывающее окно программируемого универсального измерительного преобразователя (ПУИП) параметров электросети, с графиками токов трёхфазной сети. В этом же всплывающем окне можно интерактивными кнопками вызвать графики напряжений, мощностей и частоты для каждой из двух секций ввода. 

Нажатием жёлтых кнопок ИБП1, ИБП2 на главной вкладке экранной фор­мы СБГЭ (рис. 5) вызываются всплы­вающие окна, содержащие исчерпывающую информацию о состоянии источников бесперебойного питания (ИБП).

Нажатием фиолетовой кнопки ДГУ на главной вкладке экранной формы СБГЭ вызывается всплывающее окно с полной информацией о состоянии дизель-генераторной установки (ДГУ), рис. 6. 

На рис. 7 показана экранная форма контроля климата и протечек воды в технологических помещениях объекта.

На рис. 8 отображена экранная форма системы тепло- и водоснабжения с всплывающим окном графиков температур и давлений теплосети.

Также здесь могут быть вызваны всплывающее окно графиков температур и давлений внутренней теплосети здания и окно параметров теплосчётчика объекта. На рис. 9 представлена экранная форма систем вентиляции и дымоудаления, содержащая графики и состояния всех основных элементов управления и технологических параметров. 

На рис. 10 показана экранная форма журнала сообщений  и аварий.

Как видно из рис. 1, система диспетчеризации допускает одновременное подключение до 10 удалённых пользователей с разными ролями. На момент сдачи в эксплуатацию системы диспетчеризации было создано 3 роли: диспетчер, дежурный специалист инженерных систем (ДСИС) и инженер-разработчик. Роли перечислены в порядке увеличения полномочий. Диспетчер имеет право только открывать все вкладки экранных форм, сбрасывать текущие активные аварии и осуществлять включение/выключение систем. В роли ДСИС добавляются полномочия по изменению графиков работы систем, различных уставок, разрешена работа с архивом журнала событий. Роль инженера-разработчика предоставляет максимально возможный объём полномочий и предполагает работу по наладке самой системы диспетчеризации. При необходимости набор ролей может быть расширен или изменён.

Анализ достоинств и недостатков системы

Рассматриваемая система диспетчеризации создавалась заказчиком, в частности, для снижения трудоёмкости работ, связанных с поддержанием работоспособности инженерных систем объекта, для автоматизации процесса планирования и отслеживания выполнения планово-предупредительных работ, для максимального облегчения и ускорения аварийно-восстановительных работ, для упрощения создания отчётов о потреблённых тепло- и энергоресурсах. 

Все эти задачи были решены. В частности, после внедрения системы диспетчеризации удалось в несколько раз снизить численность оперативно-ремонтного персона­ла, поскольку ра­нее бо́льшая часть работников занималась обходом и осмотром инженерного оборудования по всему объекту. Постоянный мониторинг всех инженерных систем и возможность ликвидации аварий (в какой-то мере) прямо с места оператора также оказал влияние на снижение численности оперативно-ремонтного персонала. 

После внедрения системы диспетчеризации появилась возможность автоматического создания и отсылки отчётов о потреблённых тепло- и энергоресурсах, что также снизило нагрузку на сотрудников и количество ошибок. 

Кроме того, стало возможным прогнозирование времени наступления аварийных ситуаций. Например, при переходе системы СБГЭ на работу от ИБП на основе сведений о ёмкости батарей и текущем токе потребления можно прогнозировать остаточное время работы ИБП от батарей. Аналогичный принцип применим и для других аварийных событий. 

Реализация механизмов, подобных описанным, позволила существенно автоматизировать выполнение аварийно-восстановительных работ и коммутаций. В особенности это относится к системам энергоснабжения, так как при аварийных событиях в них процесс принятия решений и ликвидации аварии может быть полностью автоматизирован и исполнен системой комплексной диспетчеризации. 
Созданная система диспетчеризации отвечает предъявленным к ней требованиям надёжности и долговечности, но имеет свои слабые места. Практика её эксплуатации показала, что недостатком созданной топологии, с точки зрения надёжности, являются сетевые коммутаторы SCALANCE XF208, которые служат, по сути, ключевыми связующими элементами всей системы диспетчеризации. Также к недочётам системы диспетчеризации, с точки зрения надёжности, можно отнести наличие единственного кабеля, соединяющего сетевой коммутатор с верхним уровнем по сети Ethernet (рис. 1).
В последующих аналогичных проектах эти слабые места были устранены, поскольку были предъявлены ещё более высокие требования по надёжности и отказоустойчивости комплексной системы диспетчеризации. В частности, было использовано два рабочих сервера с уровнем взаимного резервирования RAID 5, имеющих две кабельные линии Ethernet. В случае обрыва любой кабельной линии Ethernet система диспетчеризации продолжала работу без изменений. Вместо нескольких сетевых коммутаторов был использован один коммутатор, имеющий два ввода линии Ethernet. Запасной коммутатор был размещён в соседней ячейке серверной стойки и имел все необходимые предварительные настройки, что обеспечивало в случае аварии быструю перекоммутацию сетевых коммутаторов и продолжение работы системы диспетчеризации. 

Внедрение системы диспетчеризации привело к подъёму на качественно новый уровень культуры труда инженерно-технического и ремонтного персонала. Выработанные проектные и технические решения нашли применение на других аналогичных объектах (филиалах РАО «ЕЭС России»). Созданная система диспетчеризации расширяется и дополняется разными элементами инженерной инфраструктуры объекта в процессе плановых ремонтов и реконструкций. ●  

E-mail: kdy1@yandex.ru