SCADA для диспетчерских энергосистем
Специализированные SCADA/EMS для диспетчерских пунктов энергосистем: сбор телемеханики с подстанций по МЭК 60870-5-104, оперативные схемы, расчёт режимов, оценка состояния сети, расчёт перетоков и потерь. Платформы OIK (Россия), PSS/E, DIgSILENT.
Диспетчерские SCADA в энергетике отличаются от SCADA обычных промышленных АСУ ТП: они работают не с одним объектом, а с распределённой сетью из сотен подстанций и десятков электростанций в масштабе региона или всей страны. Основной функционал — сбор телеметрии, отображение оперативных схем и расчётные задачи режима.
Сбор данных идёт по трём основным протоколам. С устройств внутри подстанции — IEC 61850 (MMS для телемеханики, GOOSE для оперативного обмена между терминалами РЗА). От подстанции к ЦДП — исторически МЭК 60870-5-101 по последовательному каналу, сейчас МЭК 60870-5-104 по IP. От ЦДП районного уровня (РДУ) к ОДУ округа и выше в ЦДУ ЕЭС — также МЭК 104 плюс специализированные протоколы обмена моделями (ICCP/TASE.2). Задержки регламентируются: телесигналы положений выключателей — секунда, телеизмерения мощности и напряжения — 2-10 секунд.
Оперативная схема — главный интерфейс диспетчера. Отображает топологию сети с текущим состоянием: включённые/отключённые выключатели, значения перетоков по линиям, уровни напряжения на шинах, активные аварии. При изменении схемы (переключение) диспетчер делает заявки, выполнение контролируется через SCADA. На современных платформах оперативная схема «живая» — автоматически перерисовывает связность при отключении-включении выключателей.
Расчётные задачи включают оценку состояния (SE, state estimation) — восстановление полной модели режима из избыточных измерений с отбрасыванием «плохих» данных; потокораспределение (power flow) — расчёт установившегося режима при заданных нагрузках; анализ контингентных ситуаций (N-1, N-2) — что будет, если отключится любая одна/две линии. Эти задачи регулярно пересчитываются (каждые 1-5 минут), результаты показывают диспетчеру запасы устойчивости и возможные проблемные ситуации.
В России крупнейшая платформа — ОИК (оперативно-информационный комплекс) от компании «Монитор Электрик» (Пятигорск), использующаяся в большинстве РДУ и ОДУ Системного оператора ЕЭС России. Для расчёта режимов применяются Rastr Win (МЭИ), PSS/E (Siemens), DIgSILENT PowerFactory. На уровне подстанций — SCADA общего назначения: TRACE MODE, WinCC, собственные разработки с поддержкой МЭК 60870 и IEC 61850.
Частые вопросы
Чем ОИК отличается от обычной SCADA?
ОИК ориентирован на сетевую топологию и энергетические расчёты: автоматическая обработка схем ПС, расчёт потокораспределения, оценка состояния, работа с протоколами МЭК 60870 всех редакций и ICCP. Обычная SCADA (WinCC, TRACE MODE, ignition) ориентирована на технологические процессы — отличная для подстанции, но для уровня РДУ не подходит. ОИК используется в большинстве подразделений Системного оператора.Нужен ли ОИК на подстанции или достаточно обычной SCADA?
На отдельной ПС достаточно обычной SCADA (TRACE MODE, WinCC) с поддержкой IEC 61850 и МЭК 60870 для передачи данных в ЦДП. ОИК имеет смысл начиная с уровня предприятия сетевой компании или ЦДП района, где собирается информация с 20+ подстанций и требуется работа с топологией сети и расчёты режима.
Источники
- IEC 60870-5-104 — Telecontrol equipment and systems — IEC
- СТО 59012820.27.100.003 — Информационные системы Системного оператора ЕЭС — Системный оператор ЕЭС