АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА РЕГИСТРАЦИИ, СБОРА, ОБРАБОТКИ, ХРАНЕНИЯ И ПРОСМОТРА ОПЕРАТОРОМ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ АВАРИЙНОЙ ОСЦИЛЛОГРАФИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ, ПОЛУЧЕННОЙ ОТ РАЗНОРОДНЫХ КОНТРОЛИРУЕМЫХ ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ, ВХОДЯЩИХ В ЭНЕРГОСИСТЕМУ
AUTOMATED SYSTEM RECORDING, COLLECTION, PROCESSING, STORAGE AND VIEWING BY EMERGENCY POWER SYSTEM OPERATOR OF OSCILLOGRAPHIC INFORMATION OBTAINED FROM DIFFERENT CONTROLLED POWER ENGINEERING FACILITIES IN POWER SYSTEM

Заявляемое изобретение относится к области электроэнергетики, а именно к глобальным автоматизированным системам, позволяющим контролировать работу разнородных объектов электроэнергетики подстанционного уровня, входящих в энергосистему и удаленных на значительное расстояние друг от друга и от оператора энергосистемы.
Заявляемая автоматизированная система позволяет оператору энергосистемы в результате централизованной обработки и архивирования аварийной осциллографической информации на верхнем иерархическом уровне энергосистемы, получать обобщенную и достоверную информацию об аварийных процессах, зафиксированных на всех контролируемых объектах электроэнергетики подстанционного уровня, входящих в энергосистему, а также определять взаимное влияние друг на друга аварийных процессов, протекающих на различных контролируемых объектах электроэнергетики, приведших к развитию аварийной ситуации в энергосистеме в целом.
Основной проблемой попыток создания автоматизированных систем регистрации, сбора, обработки и хранения аварийной осциллографической информации, полученной от контролируемых объектов подстанционного уровня, входящих в энергосистему, является разнородность контролируемых объектов, которая связана как с разной структурой набора устройств, являющихся источниками аварийной осциллографической информации на самих контролируемых объектах, так и с разными внутренними форматами представления данных об аварийной осциллографической информации, получаемой от источников аварийной осциллографической информации, находящихся на конкретном контролируемом объекте.
Отсутствие автоматизированных систем регистрации, сбора, обработки и хранения аварийной осциллографической информации настолько серьезно усложняет процесс анализа информации об аварийном процессе оператором энергосистемы верхнего иерархического уровня из-за огромного объема получаемой оператором информации от аварийных источников, что делает практически невозможным анализ оператором энергосистемы аварийного процесса, происходящего в энергосистеме в целом.
В реальных энергосистемах контролируемыми объектами являются электрические подстанции, входящие в энергосистему, которые не являются однородными объектами, поскольку на каждой подстанции имеется свой набор устройств, которые потенциально могут быть источниками аварийной осциллографической информации.
Так, например, на Фиг. 2 приведены примеры структурных схем различных контролируемых подстанций, входящих в энергосистему, которые имеют различный набор устройств, которые потенциально могут быть источниками аварийной осциллографической информации.
В частности, на Фиг. 2 приведена структурная схема Подстанции 1, входящая в энергосистему, которая представляет собой реально эксплуатируемую с 2012 года в России подстанцию «500 кВ Тюмень», входящую в энергосистему «МЭС (Магистральные электрические сети) Западной Сибири», функционирующую в Тюменском регионе России.
На Подстанции 1 в набор устройств, которые потенциально могут быть источниками аварийной осциллографической информации, могут входить:
- устройства регистрации аварийных сигналов (РАС);
- микропроцессорные устройства защиты и автоматики (МПРЗА);
- определители места повреждения линии электропередач (ОМП);
- контроллер присоединения к энергосистеме (КПР);
- противоаварийные автоматические устройства (ПА).
Особенностью структурной схемы Подстанции 1 является то, что для сбора, обработки и хранения, и просмотра аварийной осциллографической информации оператором подстанционного уровня, Подстанцию 1 снабжают автоматизированной системой управления технологическим процессом подстанционного уровня (АСУ ТП Подстанции 1).
На Фиг. 2 также приведен пример структурной схемы Подстанции 2, входящей в энергосистему, которая в серьезной мере отличается от структурной схемы Подстанции 1 тем, что функция сбора, обработки, хранения и просмотра аварийной информации оператором подстанционного уровня на Подстанции 2 осуществляется не АСУ ТП, а другими локальными системами подстанционного уровня, например, собственными серверами Подстанции 2: сервером РАС и сервером МПРЗА, которые работают каждый в своем протоколе и формате данных, в связи с чем, Подстанция 1 и Подстанция 2 не являются однородными объектами по структуре.
Примером структурной схемы Подстанции 2 является реально существующая и функционирующая с 2013 года в филиале ОАО «Тюменьэнерго» подстанция 110 кВ «Бахиловская», входящая в энергосистему «Нижневартовские электрические сети».
Другим примером реализации структурной схемы подстанции является структурная схема Подстанции n, приведенная на Фиг. 2. Структурная схема Подстанции n отличается от структурных схем Подстанции 1 и Подстанции 2 тем, что в ней отсутствуют локальные системы сбора, обработки, хранения и просмотра аварийной информации на подстанционном уровне, а сбор, обработка, хранение и просмотр аварийной информации возлагаются на более высокий уровень управления системой, а именно, на оператора энергосистемы.
Примером структурной схемы Подстанции n, является реально функционирующая с 2012 года на территории России подстанция 220 кВ «Узловая», входящая в энергосистему «Тюменские распределительные сети».
В реально функционирующих энергосистемах существует великое множество возможных реализаций компоновки электрических подстанций входящих в энергосистему, структурные схемы которых были описаны выше на примере структурных схем Подстанции 1, Подстанции 2, (Подстанции n.
Кроме того, разнородность контролируемых объектов, входящих в энергосистему, определяется еще и тем, что каждое из устройств РАС, МПРЗА, ОМП, КПР, ПА, собирает свою информацию по разным протоколам передачи данных, например, MODBUS, SPABUS, IEC 870-5-103, МЭК-61850 и имеет разные интерфейсы, например, RS-232, RS-485, RS-422, Ethernet. В связи с этим возникает потребность в сборе и сохранении аварийной осциллографической информации, получаемой от этих разнородных источников, в универсальном формате для облегчения последующей работы с этим архивом с целью его просмотра и дальнейшего анализа оператором энергосистемы.
Однако даже при одинаковых протоколах передачи данных от устройств разных производителей имеются особенности, вносимые каждым производителем, отличные от стандартов, в связи с чем при интеграции этих устройств в систему возникает потребность приведения полученной аварийной осциллографической информации к единому формату и в настоящее время таким единым форматом является формат COMTRADE. Альтернативой единому формату COMTRADE является организация своего собственного формата передачи данных для последующего сохранения этой информации в глобальном централизованном архиве энергосистемы на верхнем уровне иерархии.
Однако при создании автоматизированных систем регистрации, сбора, обработки, хранения и просмотра оператором аварийной осциллографической информации существует проблема, связанная с синхронизацией собранной аварийной информации, как на локальном подстанционном уровне, так и на межподстанционном уровне регионального оператора энергосистемы. Синхронизация аварийной осциллографической информации, собранной от источников аварийной информации, как с локального подстанционного уровня, так и с регионального межподстанционного уровня энергосистемы, необходима для получения точной ретроспективной картины всего аварийной процесса, протекающего в энергосистеме, с целью дальнейшего более полного анализа полученной аварийной информации с привлечением автоматизированных средств обработки этой информации.
При отсутствии синхронизации аварийной осциллографической информации или ее недостаточности, аварийный общий процесс в энергосистеме представляется как набор массивов аварийной информации, поступающий от источников аварийной информации в энергосистеме, которая никак не связана, или слабо связана с временными характеристиками протекания и развития аварийного процесса, что приводит к тому, что для анализа массива собранной аварийной информации необходимо привлекать очень высококвалифицированных специалистов-операторов энергосистем, но даже привлечение таких специалистов не гарантирует абсолютно правильной оценки оператором энергосистемы протекающего аварийного процесса как на подстанционном уровне, так и в энергосистеме в целом, что приводит в свою очередь к субъективным оценкам и ошибкам оператора, невозможности правильно оценивать происходящий и развивающийся аварийный процесс и принимать адекватные меры для предотвращения и ликвидации аварии в энергосистеме.
В существующем уровне техники разработчиками предпринимались попытки создания информационных многоуровневых иерархических моделей, которые легли бы в основу проектирования автоматизированных систем регистрации, сбора, обработки, хранения и просмотра информации, полученной от контролируемого объекта электроэнергетики (Журнал «Электрические станции», №5, 2007, статья авторов Вишнякова Л.Н., Костенко В.В. и др. «Создание обобщенной информационной модели и системы идентификации электросетевых объектов», стр. 55-60).
В данной статье описывается возможность создания автоматизированных систем регистрации, сбора, обработки, хранения и просмотра информации, полученной от различных объектов электроэнергетики, входящих в энергосистему РАО «ЕЭС России», на основе CIM-моделей (CIM-Common Information Model).
CIM-модель представляет собой многоуровневую иерархическую структуру, описывающую в формализованном виде все объекты, входящие в энергосистему от низшего подстанционного уровня до верхних уровней иерархии управления энергосистемой, и функционирующую на основе единого унифицированного базового стандарта представления информации о контролируемых объектах, входящих в энергосистему, с целью создания унифицированных автоматизированных систем управления разнородными объектами электроэнергетики вне зависимости от технических особенностей реализации каждого конкретного объекта, входящего в энергосистему.
CIM-модель позволяет участникам, входящим в энергосистему и находящимся на любом уровне иерархии, обмениваться любой информацией, необходимой для контроля и управления за энергетическими объектами.
Однако формализация с помощью CIM-модели контролируемого объекта, входящего в энергосистему, является важной, но не единственной задачей при создании автоматизированных систем управления объектами электроэнергетики.
Однако реально существующие и функционирующие в настоящее время объекты энергетики, входящие в единую энергосистему в России, не имеют унифицированного описания с помощью единого стандарта, необходимого для внедрения CIM-модели для последующей автоматизации процессов обработки полученной информации с целью управления энергосистемой в целом.
Тем не менее в настоящее время стоит очень острая проблема создания автоматизированных систем управления энергосистемами с единой системой формализации информации об объектах, входящих в энергосистему, и формализации информации о контролируемых параметрах, поступающих с объектов электроэнергетики.
Особенно актуальной является задача создания многоуровневых автоматизированных систем регистрации, сбора, обработки, хранения и просмотра аварийной осциллографической информации, полученной от разнородных, удаленных друг от друга контролируемых объектов электроэнергетики подстанционного уровня, включенных в единую энергосистему, на автоматизированном рабочем месте оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня.
Из уровня техники известна автоматизированная система сбора, обработки и отображения информации о технологической установке, представляющая собой сложный интегрированный многоуровневый комплекс электрогенерирующего и электрораспределительного оборудования, которая имеет возможность в автоматическом режиме контролировать нормальное рабочее состояние объекта, а также контролировать и предупреждать системного оператора о начале и развитии аварийного события на одном или нескольких объектах, включенном в энергосистему (патент РФ №2357278 на изобретение «Создание интегрированных предупреждений в технологической установке», патентообладатель: Фишер-Роузмаунт Системз, ИНК., по заявке №2004129311/09, дата подачи 28.02.2003, дата приоритета 01.03.2002).
В данной автоматизированной системе сбора, обработки и отображения информации о сложном контролируемом объекте электроэнергетики контролируемая информация, поступающая от полевых устройств, находящихся на электрических подстанциях, представляющих собой разнородные объекты, находящиеся на низшем уровни иерархии энергосистемы, обрабатывается на подстанционном уровне и передается системному оператору на верхний уровень иерархии энергосистемы в виде обобщенных событий, характеризующих текущее состояние объектов, входящих в энергосистему, в нормальном, предаварийном и аварийном состояниях.
Особенностью данной автоматизированной системы является то, что системный оператор с помощью технических средств просмотра собранной информации, представляющих собой АРМ системного оператора, имеет возможность выделить из всего объема получаемой информации тот пласт аварийной событийной информации, которая представляет для него интерес.
Таким образом, данная автоматизированная система построена на сборе и анализе событийной информации о протекающем аварийном процессе в энергосистеме. При этом собранная событийная информация ранжируется по различным уровням серьезности на основе заранее заданных критериев. При этом ранжирование событийной информации осуществляется по трем уровням серьезности с точки зрения возможного развития аварийного процесса: сообщение о нормальном состоянии работы объекта, предупредительное сообщение о несоответствии состояния объекта заданному режиму работы, сообщение об аварийном состоянии объекта.
Однако такая автоматизированная система, построенная на событийной оценке аварийной информации, дает лишь первоначальное представление об аварии в виде ее обобщенной характеристики, представляющей собой опосредованное представление аварийного процесса устройствами на основе заданных критериев, что не позволяет анализировать аварийный процесс в его первооснове и истинных причинах его возникновения.
Аналогичная многоуровневая автоматизированная система сбора, обработки, хранения и просмотра аварийной информации в энергосистеме, учитывающая особенности управления российскими объектами электроэнергетики, достаточно хорошо представлена в статье «Создание автоматизированной системы технологического управления процессами функционирования и эксплуатации электрических сетей ЕНЭС», авторы Гельфанд А.М., Наровлянский В.Г., Фридман Л.И. и др., ОАО «Институт «Энергосетьпроект», опубликованной в журнале «Электрические станции» №5, 2007 год, стр. 13-23.
Однако для полной оценки протекающих аварийных процессов на объектах в энергосистеме необходимо использовать систему регистрации аварийных сигналов от тех же самых первоисточников этих сигналов, но в виде осциллографической информации, представляющей собой массивы данных по аналоговым и дискретным сигналам, в виде временных срезов с разрешением 0,5-2 мсек, которые формируют ретроспективную картину во времени о начале, развитии и завершении аварийного процесса в энергосистеме, что дает возможность оператору энергосистемы самому просматривать аварийный процесс и достоверно оценивать его в первооснове на своем АРМе, формируя таким образом свое собственное представление об истинных причинах возникновения аварийного процесса.
Представление аварийных процессов в виде ретроспективной картины временных срезов полученной осциллографической информации с разрешением 0,5-2 мсек в полной мере отражают реальные аварийные процессы, протекающие в энергосистеме с длительностью 20-1000 мсек. А при событийном характере оценки аварийного процесса системному оператору предоставляется информация только об одной временной точке изменения состояния сигнала, характеризующего аварийное событие, то есть системный оператор заведомо получает ограниченный объем информации об аварийном процессе и не может в полной мере судить о реально протекающих аварийных процессах в энергосистеме.
Из уровня техники известны автоматизированные регистраторы аварийных событий на объектах энергосистемы, использующие систему регистрации аварийных сигналов в виде осциллографической информации, поступающей от источников аварийной информации.
Например, известна автоматизированная система «НЕВА», разработанная в России «Научно-производственной фирмой «Энергосоюз», Санкт-Петербург, информация о которой доступна в сети Интернет с 2009 года по адресу www.energosoyuz.spb.ru.
Автоматизированная система «НЕВА» включает две подсистемы, это «НЕВА-ТМ», которая осуществляет мониторинг параметров энергосистемы на подстанционном уровне и подсистема «НЕВА-РАС», которая осуществляет регистрацию аварийных сигналов, поступающих от контролируемого объекта, входящего в энергосистему.
Подсистема «НЕВА-РАС» осуществляет сбор аварийной осциллографической информации от источников такой информации, находящихся на нижнем подстанционном уровне. На этом же нижнем подстанционном уровне имеются средства архивирования полученной аварийной информации в виде файлов информации в собственном формате или формате COMTRADE, а средства просмотра оператором аварийной информации из архива реализуется на АРМе подстанционного уровня. Таким образом, система «НЕВА-РАС» решает задачу сбора, архивирования и просмотра аварийной осциллографической информации только на подстанционном уровне и не предназначена для обработки аварийной осциллографической информации и передачи ее системному оператору, находящемуся на верхнем иерархическом уровне энергосистемы. Тем не менее, следует отметить, что система «НЕВА-РАС» обладает таким важным средством, как средство синхронизации полученной аварийной информации, реализованное на основе GPS- системы.
Аналогичном образом реализована и функционирует система сбора, архивирования и просмотра аварийной информации, полученной с объектов электроэнергетики, разработанная НТЦ «ГОСАН» и получившая название «Черный ящик - 2000», информация о которой опубликована в сети Интернет по адресу www.gosan.ru, а также система «РАС Парма», разработанная ООО «Парма» и опубликованная в сети Интернет по адресу www.parma.spb.ru, и система «РАС ШЭЭ 23Х», разработанная ООО «НПП ЭКРА» и опубликованная в сети Интернет по адресу www.ekra.ru
Из уровня техники также известна статья «Современные системы комплексной автоматизации подстанций», авторы Асанбаев Ю.А., Горелик Т.Г., Филатов В.Г., ОАО НИИПТ, опубликованная 16.10.2011 года по адресу в сети Интернет www.rudocs.exdat.com/docs/index-252920.html, в которой был дан в общем виде анализ общемировых тенденций развития и построения АСУ ТП для подстанционного уровня на основе трехуровневой иерархической системы регистрации, сбора, хранения и просмотра оператором подстанционного уровня информации об установившемся и аварийном режимах работы подстанции.
В статье в общем виде описана одна из подсистем трехуровневой иерархической системы, в которой раскрыта обработка аварийной осциллографической информации, полученной от разнородных источников аварийной осциллографической информации подстанционного уровня. Трехуровневая иерархическая система обработки аварийной осциллографической информации, полученной от разнородных источников подстанционного уровня, содержит первый - нижний иерархический уровень, на котором находятся потенциальные источники аварийной осциллографической информации РАС, МПРЗА, ОМП, КПР, ПА, второй - средний иерархический уровень, на котором производится преобразование аварийной осциллографической информации в единый формат данных и ее передача по локальным сетевым каналам связи на сервер, находящийся на третьем - верхнем уровне иерархии. На третьем верхнем уровне иерархии находятся также АРМы операторов подстанции. На сервере третьего иерархического уровня хранится вся ретроспективная информация обо всех аварийных процессах, имевших место на одной подстанции.
В данной статье предлагается объединять и архивировать на сервере подстанционного уровня отдельные осциллограммы в единые аварийные процессы по признаку общего интервала времени, что дает возможность оператору подстанционного уровня ретроспективно просматривать аварийный процесс как единое целое, первоначально зафиксированный в виде отдельных осциллограмм, полученных от различных разнородных источников аварийной осциллографической информации в пределах одной подстанции.
Из уровня техники известны также современные комплексные иерархические автоматизированные системы сбора, обработки, хранения и просмотра аварийной осциллографической информации, поступающей от разнородных распределенных источников, расположенных в пределах одного контролируемого объекта электроэнергетики на подстанционном уровне, входящие в энергосистему, например, статья авторов Асанбаева Ю.А., Горелик Т.Г. и др., ОАО «НИИПТ», «Иерархическая система передачи и просмотра аварийной информации от разнородных распределенных источников. Принципы построения и алгоритмы обработки данных», опубликованная в 2008 году по адресу в сети Интернет www.master.donntu.edu.ua.
В данной автоматизированной системе была впервые реализована обработка аварийной осциллографической информации, полученной от разнородных источников подстанционного уровня. Обработка аварийной осциллографической информации в этой системе заключается в преобразовании файловой структуры, содержащей ретроспективную информацию об аварийном процессе, протекающем в энергосистеме, в которой аварийная осциллографическая информация представлена в виде единого блока информации, полученной одновременно со всех каналов от каждого отдельного источника аварийной информации, находящегося на подстанционном уровне, в информационный блок, представляющий собой информацию об аварийном процессе в виде единого блока информации, содержащего информацию от всех источников осциллографической аварийной информации, задействованных в конкретном аварийном процессе, с целью ее просмотра как единого аварийного процесса оператором подстанционного уровня.
Сохранение этой информации производится в архиве базы данных, находящемся на подстанционном уровне, с целью ее дальнейшей передачи и дублирования по каналам связи в автоматическом режиме на сервер, находящийся на более высоком уровне иерархии энергосистемы, например, на региональный уровень МЭС (Магистральные электрические сети), ФСК (Федеральная сетевая компания) с целью возможности просмотра системным оператором, находящимся на уровне МЭС или ФСК, информации об аварийном процессе в целом, протекающем на одной подстанции.
Вместе с тем, в данной автоматизированной системе еще не решены вопросы передачи и обработки аварийной осциллографической информации, полученной от множества разнородных, удаленных на значительное расстояние друг от друга подстанций, входящих в энергосистему, с целью ее сохранения на верхнем иерархическом уровне энергосистемы и обеспечения возможности ее ретроспективного просмотра и анализа оператором энергосистемы верхнего иерархического уровня для создания у оператора энергосистемы обобщенной картины всего аварийного процесса, протекающего в энергосистеме в целом.
Задачей заявляемого изобретения является создание автоматизированной системы регистрации, сбора, обработки, хранения и просмотра аварийной осциллографической информации, полученной от множества разнородных, удаленных на значительное расстояние друг от друга объектов электроэнергетики (подстанций), входящих в единую энергосистему, с целью ее сохранения на верхнем иерархическом уровне энергосистемы и обеспечения возможности ее ретроспективного просмотра и анализа оператором энергосистемы верхнего иерархического уровня для формирования у него представления обобщенной картины всего аварийного процесса, протекающего в энергосистеме в целом, и возможности оценки оператором энергосистемы верхнего иерархического уровня взаимного влияния отдельных компонентов аварийных процессов, протекающих на различных подстанциях, входящих в энергосистему, которые привели к возникновению и развитию аварийной ситуации в энергосистеме.
Поставленная задача решается тем, что автоматизированная система регистрации, сбора, обработки, хранения и просмотра оператором энергосистемы аварийной осциллографической информации, полученной от разнородных контролируемых объектов электроэнергетики, входящих в энергосистему, содержит, по крайне мере, один основной контролируемый объект электроэнергетики подстанционного уровня, включающий средства регистрации и сбора аварийной осциллографической информации от разнородных источников информации основного контролируемого объекта электроэнергетики подстанционного уровня, средства синхронизации источников аварийной осциллографической информации основного контролируемого объекта электроэнергетики, средства обработки аварийной осциллографической информации на подстанционном уровне основного контролируемого объекта электроэнергетики, средства сохранения и архивирования обработанной аварийной осциллографической информации на подстанционном уровне основного контролируемого объекта электроэнергетики, средства для просмотра обработанной аварийной осциллографической информации оператором подстанционного уровня основного контролируемого объекта электроэнергетики, средства для передачи по каналам связи обработанной аварийной осциллографической информации от основного контролируемого объекта электроэнергетики на верхний иерархический уровень энергосистемы, средство сохранения и архивирования на верхнем иерархическом уровне энергосистемы аварийной осциллографической информации, обработанной на подстанционном уровне контролируемого объекта электроэнергетики, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня, выполненное с возможностью просмотра аварийной осциллографической информации.
Новым является то, что автоматизированная система содержит, по крайне мере, один дополнительный контролируемый объект электроэнергетики подстанционного уровня, включающий средства регистрации и сбора аварийной осциллографической информации от разнородных источников информации подстанционного уровня дополнительного контролируемого объекта электроэнергетики, средства синхронизации источников аварийной осциллографической информации дополнительного контролируемого объекта электроэнергетики, средства обработки аварийной осциллографической информации на подстанционном уровне дополнительного контролируемого объекта электроэнергетики, средства сохранения и архивирования обработанной аварийной осциллографической информации на подстанционном уровне дополнительного контролируемого объекта электроэнергетики, средства для просмотра обработанной аварийной осциллографической информации оператором подстанционного уровня на дополнительном контролируемом объекте электроэнергетики, средства для передачи по каналам связи обработанной аварийной осциллографической информации с дополнительного контролируемого объекта электроэнергетики подстанционного уровня на верхний иерархический уровень энергосистемы, средство сохранения и архивирования на верхнем иерархическом уровне энергосистемы аварийной осциллографической информации, обработанной на подстанционном уровне от основного и дополнительного контролируемого объекта электроэнергетики, средство централизованной обработки и архивирования на верхнем иерархическом уровне энергосистемы аварийной осциллографической информации, полученной как от основного, так и дополнительного контролируемых объектов электроэнергетики подстанционного уровня, входящих в энергосистему, включающее средство централизованной обработки и архивирования файловой аварийной осциллографической информации, выполненное с возможностью формирования на верхнем иерархическом уровне энергосистемы централизованного файлового архива аварийной осциллографической информации, и средство централизованной поканальной обработки и архивирования аварийной осциллографической информации, выполненное с возможностью формирования на верхнем иерархическом уровне энергосистемы централизованного поканального архива аварийной осциллографической информации, обработанной на верхнем иерархическом уровне энергосистемы, при этом средство централизованной обработки и архивирования файловой аварийной осциллографической информации выполняет централизованную файловую обработку посредством преобразования аварийной осциллографической информации, полученной по каналам связи от разнородных источников аварийной осциллографической информации, как от основного, так и от дополнительного контролируемых объектов электроэнергетики подстанционного уровня, входящих в энергосистему, в стандартный формат, используемый в централизованном файловом архиве, а средство централизованной поканальной обработки и архивирования выполняет поканальную обработку посредством выделения из файловой аварийной осциллографической информации, сохраненной в централизованном файловом архиве, информации, полученной по каждому каналу отдельно от каждого разнородного источника аварийной осциллографической информации, установленного как на основном, так и на дополнительном контролируемых объектах электроэнергетики подстанционного уровня, входящих в энергосистему, и на основе оценки поканально обработанной аварийной осциллографической информации определяет временной интервал, в течение которого произошла авария в энергосистеме, а автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня выполнено с возможностью просмотра оператором энергосистемы аварийной осциллографической информации как из централизованного файлового архива, так и из централизованного поканального архива, сформированных на верхнем иерархическом уровне энергосистемы.
В частном случае выполнения изобретения автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня может быть дополнительно снабжено средством формирования файлового пользовательского архива обобщенного представления об авариях, зафиксированных оператором энергосистемы, и выполнено с возможностью просмотра оператором энергосистемы аварийной осциллографической информации из файлового пользовательского архива обобщенного представления об авариях, зафиксированных оператором энергосистемы.
Заявляемое изобретение поясняется следующими чертежами.
На Фиг. 1 приведена принципиальная электрическая схема фрагментов силового оборудования контролируемых объектов электроэнергетики подстанционного уровня, входящих в энергосистему, со входными цепями автоматизированной системы регистрации, сбора, обработки, хранения и просмотра оператором энергосистемы аварийной осциллографической информации.
На Фиг. 2 приведена структурная схема заявляемой автоматизированной системы регистрации, сбора, обработки, хранения и просмотра оператором энергосистемы аварийной осциллографической информации, полученной от разнородных источников на контролируемом объекте электроэнергетики.
На Фиг. 3 приведена функциональная схема заявляемой автоматизированной системы регистрации, сбора, обработки, хранения и просмотра оператором энергосистемы аварийной осциллографической информации, полученной как от основного, так и от дополнительного контролируемых объектов электроэнергетики со средством централизованной обработки и архивирования на верхнем иерархическом уровне энергосистемы аварийной осциллографической информации на сервере верхнего иерархического уровня 24.
На Фиг. 4«а» приведен алгоритм работы средства сохранения и архивирования на верхнем иерархическом уровне энергосистемы аварийной осциллографической информации, обработанной на подстанционном уровне от основного и дополнительного контролируемых объектов (Подстанция 1, Подстанция 2 … Подстанция n) 34.
На Фиг. 4«б» приведен алгоритм работы средства централизованной обработки и архивирования на верхнем иерархическом уровне энергосистемы файловой аварийной осциллографической информации 37.
На Фиг. 4«в» приведен алгоритм работы средства централизованной поканальной обработки и архивирования аварийной осциллографической информации на верхнем иерархическом уровне энергосистемы 38.
На Фиг. 5 приведена временная диаграмма, которая иллюстрирует процесс формирования обобщенного представления на примере двух аварийных процессов, зафиксированных в энергосистеме.
На Фиг. 6«а» приведена графическая экранная форма представления аварийного процесса на АРМе оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня 33, полученная оператором при обращении к централизованному файловому архиву 37 от первого источника аварийной осциллографической информации РАС 13 (1), находящегося на Подстанции 1.
На Фиг. 6«б» приведена графическая экранная форма представления аварийного процесса на АРМе оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня 33, полученная оператором при обращении к централизованному файловому архиву 37 от второго источника аварийной осциллографической информации РАС 13 (2), находящегося на Подстанции 1.
На Фиг. 6«в» приведена графическая экранная форма представления аварийного процесса на АРМе оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня 33, полученная оператором при обращении к централизованному файловому архиву 37 от первого источника аварийной осциллографической информации РАС 13 (1), находящегося на Подстанции 2.
На Фиг. 7«а» приведена графическая экранная форма представления аварийного процесса на АРМе оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня 33, полученная оператором при обращении к централизованному поканальному архиву 39 от первого источника аварийной осциллографической информации РАС 13 (1), находящегося на Подстанции 1 - кадр 1, от второго источника аварийной осциллографической информации РАС 13 (2), находящегося на Подстанции 1 - кадр 2 и от первого источника аварийной осциллографической информации РАС 13 (1), находящегося на Подстанции 2 - кадр 3, представленные отдельными кадрами по каждому указанному источнику, но совмещенные в одной видеоформе.
На Фиг. 7«б» приведена графическая экранная форма представления аварийного процесса на АРМе оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня 33, полученная оператором при обращении к централизованному поканальному архиву 39 с формированием кадра 4, дающего обобщенное представление оператору об аварии, зафиксированной в энергосистеме на Подстанции 1 и Подстанции 2 по всем трем источникам аварийной осциллографической информации РАС 13 (1), РАС 13 (2) Подстанции 1 и РАС 13 (1) Подстанции 2, а также кадров 1 и 2, дающих представление об аварийном процессе, зафиксированном раздельно источниками аварийной осциллографической информации РАС 13 (1) Подстанции 1 - кадр 1 и РАС 13 (2) Подстанции 1 - кадр 2.
На Фиг. 8«а» приведен алгоритм работы средства формирования на верхнем иерархическом уровне энергосистемы файлового пользовательского архива обобщенного представления об авариях, зафиксированных оператором энергосистемы, при обращении оператора к централизованному поканальному архиву аварийной осциллографической информации.
На Фиг. 8«б» приведен алгоритм работы средства формирования на верхнем иерархическом уровне энергосистемы файлового пользовательского архива обобщенного представления об авариях, зафиксированных оператором энергосистемы, при обращении оператора к файловому пользовательскому архиву аварийной осциллографической информации.
На Фиг. 8«в» приведен алгоритм работы средства формирования на верхнем иерархическом уровне энергосистемы файлового пользовательского архива обобщенного представления об авариях, зафиксированных оператором энергосистемы, при обращении оператора к централизованному файловому архиву аварийной осциллографической информации.
Заявляемая автоматизированная система регистрации, сбора, обработки, хранения и просмотра оператором энергосистемы аварийной осциллографической информации, полученной от разнородных источников на контролируемом объекте электроэнергетики, содержит несколько разнородных контролируемых объектов электроэнергетики подстанционного уровня (Подстанция 1, Подстанция 2 … Подстанция n), входящих в энергосистему, при этом каждая подстанция, входящая в энергосистему, может иметь различный набор устройств, которые потенциально могут быть источниками аварийной осциллографической информации.
Каждый контролируемый объект электроэнергетики подстанционного уровня содержит определенный перечень силового оборудования, необходимый для функционирования электрической подстанции, который должен соответствовать требуемым классам напряжения: 500 кВ (киловольт), 330 кВ, 220 кВ, 110 кВ, 35 кВ, 10 кВ.
На Фиг. 1 приведена принципиальная электрическая схема силового оборудования контролируемого объекта электроэнергетики подстанционного уровня, входящего в энергосистему, при этом на рисунке приведен один из возможных вариантов компоновки силового электрического оборудования на подстанции, работающей по трем классам напряжения. Так «Присоединение 1» на Фиг. 1 соответствует классу напряжения 110 кВ, «Присоединение 2» - классу 35 кВ, «Присоединение n» - классу 10 кВ.
Каждому классу напряжения соответствует свой набор электрического оборудования, объединяющий оборудование, установленное на улице на открытых площадках подстанции: это открытые распределительные устройства (ОРУ), в частности ОРУ 110 кВ и ОРУ 35 кВ, или закрытые распределительные устройства (ЗРУ), в частности ЗРУ 10 кВ, находящиеся в закрытом помещении, которые распределяют энергию между конечными потребителями и оперируют напряжением класса 10 кВ.
В состав открытых распределительных устройств (ОРУ 110 кВ и ОРУ 35 кВ) входят коммутационные аппараты: выключатели (Выкл.) 1, разъединители (Р) 2, заземляющие ножи (ЗН) 3, силовые трансформаторы (Т) 4, а также силовые измерительные трансформаторы тока (ТТ) 5 и силовые измерительные трансформаторы напряжения (ТН) 6, соединительные шины 7, линии электропередач (ВЛ) 8, работающие на этих классах напряжения.
В состав закрытых распределительных устройств (ЗРУ 10 кВ) входят выкатные тележки (Тел.) 9, заземляющие ножи (ЗН) 3, выключатели (Выкл.) 1, силовые измерительные трансформаторы тока (ТТ) 5, силовые измерительные трансформаторы напряжения (ТН) 6, соединительные шины 7, работающие на этом классе напряжения.
Однако, из общего состава силового электрического оборудования контролируемого объекта электроэнергетики подстанционного уровня необходимо контролировать только часть состояния силового электрического оборудования подстанции и его основные параметры, характеризующие аварийный осциллографический процесс, в число которых входит контроль за состоянием всех выключателей (Выкл.) 1 и контроль параметров тока и напряжения во вторичных цепях силовых измерительных трансформаторов тока (ТТ) 5 и силовых измерительных трансформаторов напряжения (ТН) 6.
Состояние выключателей (Выкл.) 1 контролируется по двум параметрам: включено/отключено, что соответствует контролю за дискретными сигналами, носящими унифицированное название - телесигналы ТС.
Контроль параметров тока и напряжения во вторичных цепях силовых измерительных трансформаторов тока (ТТ) 5 и силовых измерительных трансформаторов напряжения (ТН) 6 дают представление о возможных протекающих аварийных процессах в различных точках схемы электрической подстанции и представляют собой аналоговые сигналы тока и напряжения, носящие унифицированное название - сигналы (телеинформация) ТИ.
Вторичные цепи силовых измерительных трансформаторов тока (ТТ) 5 и силовых измерительных трансформаторов напряжения (ТН) 6 представляют собой нормированные величины тока 1 А (ампер) и 5 А, а для напряжения - 100 В (вольт).
Первичные цепи силовых измерительных трансформаторов тока (ТТ) 5 и силовых измерительных трансформаторов напряжения (ТН) 6 подбираются в зависимости от класса напряжения для выбранной части схемы подстанции или нагрузки в контролируемой части цепи для тока.
Например, на ОРУ 110 кВ первичная цепь силового измерительного трансформатора напряжения (ТН) 6 должна соответствовать 110 кВ, а во вторичной цепи этого измерительного трансформатора напряжение будет соответствовать нормированной величине 100 В.
Вторичные цепи силовых измерительных трансформаторов тока (ТТ) 5 и силовых измерительных трансформаторов напряжения (ТН) 6 гальванически развязаны относительно первичных цепей этих трансформаторов.
Все сигналы, получаемые со вторичных цепей силового оборудования подстанции, а именно, нормированные аналоговые сигналы токов и напряжений (ТИ) со вторичных цепей соответствующих силовых измерительных трансформаторов тока (ТТ) 5 и напряжения (ТН) 6, дискретные сигналы состояния выключателей (Выкл.) 1 - (ТС), собираются в кроссировочных шкафах 10 и далее поступают на входные цепи потенциальных источников аварийной осциллографической информации, находящихся на нижнем иерархическом уровне подстанции (см. Фиг. 2, Подстанция 1): микропроцессорных устройств защиты и автоматики (МПРЗА) 11, противоаварийных автоматических устройств (ПА) 12, устройств регистрации аварийных сигналов (РАС) 13, определителей места повреждения линии электропередач (ОМП) 14, контроллеров присоединения к энергосистеме (КПР) 15.
На Фиг. 2 приведена структурная схема заявляемой автоматизированной системы регистрации, сбора, обработки, хранения и просмотра оператором энергосистемы аварийной осциллографической информации, полученной от разнородных контролируемых объектов электроэнергетики, входящих в энергосистему.
В энергосистему входит три контролируемых объекта электроэнергетики подстанционного уровня: Подстанция 1, Подстанция 2 и Подстанция n, которые представляют собой три разнородных объекта электроэнергетики, удаленных друг от друга на значительное расстояние.
Подстанция 1, Подстанция 2 и Подстанция n являются разнородными объектами, потому что подстанции отличаются друг от друга принципиальными электрическими схемами, а именно, компоновкой силового оборудования и схемой его подключения, различными средствами регистрации и сбора аварийной осциллографической информации, различными средствами обработки аварийной осциллографической информации на подстанционном уровне, различными средствами сохранения и архивирования обработанной аварийной осциллографической информации на подстанционном уровне, различными средствами для просмотра обработанной аварийной осциллографической информации оператором подстанционного уровня, различными средствами для передачи по каналам связи обработанной аварийной осциллографической информации с подстанционного уровня на верхний иерархический уровень энергосистемы.
Подстанция 1 по своей структуре представляет собой наиболее сложный трехуровневый контролируемый объект электроэнергетики.
На нижнем иерархическом подстанционном уровне Подстанция 1, так называемом полевом уровне, находятся средства регистрации и сбора аварийной осциллографической информации, представляющие собой: микропроцессорные устройства защиты и автоматики (МПРЗА) 11, противоаварийные автоматические устройства (ПА) 12, устройства регистрации аварийных сигналов (РАС) 13, определители места повреждения линии электропередач (ОМП) 14, контроллеры присоединения к энергосистеме (КПР) 15.
Микропроцессорные устройства защиты и автоматики (МПРЗА) 11 могут быть реализованы на базе оборудования, выпускаемого в России «НПП "ЭКРА"» или «Механотроника», например: «ЭКРА» защита и автоматика выключателя В-110 БЭ2704v015УХЛ4, «ЭКРА» Основная защита ВЛ-110 кВ БЭ2704v031УХЛ4, «ЭКРА» Резервная защита ВЛ-110 кВ БЭ2704v021УХЛ4, «ЭКРА» дифференциальная защита шин (ДЗШ-110 кВ) БЭ2704v061УХЛ4, «Механотроника» защита и автоматика В-35 кВ БМР3-ВВ-14, «Механотроника» защита и автоматика СВ-35 кВ БМР3-СВ-11, «Механотроника» защита линии -10 кВ БМР3-КЛ-11.
Противоаварийные автоматические устройства (ПА) 12 могут быть реализованы на базе оборудования, выпускаемого в России «НПП Динамика» или «ЗАО Прософт-Е», например: «НПП Динамика» АКА КЕДР ВЛ 110, «ЗАО Прософт-Е» Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики 500 кВ VL LUG МКПА-500 VLUG.
Устройства регистрации аварийных сигналов (РАС) 13 могут быть реализованы на базе оборудования, выпускаемого в России «ЭнергоСоюз, НЕВА» или «НПП "ЭКРА"», например: «ЭнергоСоюз, НЕВА» БРКУ системы "НЕВА", «НПП "ЭКРА"» Цифровой регистратор аварийных сигналов БЭBE2704V900-042, «Прософт-Е» цифровой осциллограф 110 кВ РЭС-3.
Определители места повреждения линии электропередач (ОМП) 14 могут быть реализованы на базе оборудования, выпускаемого в России «ИЦ Бреслер» устройство ОМП ВЛ-110 ТОР-100 ЛОК 61 1302.
Контроллер присоединения к энергосистеме (КПР) 15 может быть реализован на базе оборудования, эксплуатируемого на энергообъектах в России «Sprecher Automation» или «SATEC» (Израиль), например: «Sprecher Automation» Многофункциональный контроллер SPRECON-E-C SPRECON-E-C Г41, «SATEC» Контроллер присоединения SATEC-300.
На входные цепи именно этих устройств через кроссировочные шкафы 10 поступают контролируемые аналоговые сигналы (ТИ) со вторичных цепей силового измерительного силового оборудования (ТТ 5 и ТН 6) и контролируемые дискретные сигналы (ТС) со вторичных цепей выключателей (Выкл.) 1 через их блок - контакты.
Устройства (МПРЗА) 11, (ПА) 12, (РАС) 13, (ОМП) 14, (КПР) 15 являются многофункциональными устройствами и представляют собой стандартный набор известного оборудования, функционирующего в настоящее время на любой электрической подстанции в России, например, на подстанции «Бахиловская» в филиале ОАО «Тюменьэнерго», входящая в энергосистему «Нижневартовские электрические сети», при этом каждое из перечисленных устройств имеет в своем составе контроллер, оперативную память, аналого-цифровые преобразователи, средства связи для обмена информацией с другим оборудованием на подстанции.
Все устройства (МПРЗА) 11, (ПА) 12, (РАС) 13, (ОМП) 14, (КПР) 15 имеют функцию осциллографирования аналоговых сигналов тока и напряжения, носящих унифицированное название - сигналы ТИ, и дискретных сигналов состояния выключателей 1, носящих унифицированное название - сигналы ТС, и могут являться потенциальными источниками аварийной информации на электрической подстанции.
Под регистрацией осциллографической информации понимается формирование непрерывного массива мгновенных значений аналоговых (ТИ) и дискретных сигналов (ТС), полученных с заданной частотой опроса от источников этих сигналов, в оперативной памяти устройств (МПРЗА) 11, (ПА) 12, (РАС) 13, (ОМП) 14, (КПР) 15. Обычно частота опроса сигналов (ТИ и ТС) строго регламентирована и составляет 1000-2000 Гц (Герц), а формирование непрерывной осциллографической информации в оперативной памяти указанных устройств осуществляется по кольцевому принципу.
Кольцевой принцип регистрации осциллографической информации, означает, что при полном заполнении оперативной памяти, отведенной под массив осциллографической информации в указанных устройствах, регистрация последующего среза осциллографической информации осуществляется в оперативной памяти этих устройств поверх более раннего записанного среза этой информации, то есть, происходит затирание ранее записанного среза информации.
При регистрации массива осциллографической информации в устройствах (МПРЗА) 11, (ПА) 12, (РАС) 13, (ОМП) 14, (КПР) 15 непрерывно контроллерами этих устройств осуществляется анализ зарегистрированного массива осциллографической информации на предмет наличия признаков аварийной ситуации на контролируемом объекте электроэнергетики, при этом анализ осуществляется на основе набора критериев аварийности, заложенных в указанных устройствах.
При обнаружении признаков аварийной ситуации на подстанции, контроллеры устройств (МПРЗА) 11, (ПА) 12, (РАС) 13, (ОМП) 14, (КПР) 15 приступают к формированию массива аварийной осциллографической информации, включающий срезы осциллографической информации, полученные до начала аварийного процесса, в процессе развития аварийного процесса, после окончания аварийного процесса, а после заданного отведенного времени для регистрации аварийной осциллографической информации, процесс формирования массива аварийной осциллографической информации останавливается контроллерами этих же устройств.
На основе зарегистрированного и собранного массива аварийной осциллографической информации контроллерами каждого из устройств (МПРЗА) 11, (ПА) 12, (РАС) 13, (ОМП) 14, (КПР) 15 формируются файловые блоки аварийной осциллографической информации для их дальнейшего сохранения и обработки в собственном архиве каждого из перечисленных устройств на нижнем подстанционном уровне с целью их последующей передачи на более высокие подстанционные уровни иерархии, а также на верхний иерархический уровень энергосистемы для последующего анализа оператором энергосистемы.
Средства обработки аварийной осциллографической информации на подстанционном уровне могут иметь разнообразные варианты реализации, например, на Подстанции 1, являющейся основным контролируемым объектом электроэнергетики, средства обработки аварийной осциллографической информации распределяются по трем уровням иерархии.
Первичная обработка аварийной осциллографической информации на нижнем подстанционном уровне осуществляется с формированием архивных файлов в собственных форматах каждого из устройств (МПРЗА) 11, (ПА) 12, (РАС) 13, (ОМП) 14, (КПР) 15.
Сформированные на нижнем подстанционном уровне архивные файлы аварийной осциллографической информации по запросу функционального контроллера (ФК) 16 среднего подстанционного иерархического уровня преобразуются из собственного формата устройств (МПРЗА) 11, (ПА) 12, (РАС) 13, (ОМП) 14 в общепринятый единый формат COMTRADE и/или собственный формат системы АСУ ТП, именно в этом заключается вторичная обработка аварийной осциллографической информации на среднем подстанционном уровне иерархии на Подстанции 1.
Дальнейшая обработка аварийной осциллографической информации производится на верхнем подстанционном уровне иерархии на сервере АСУ ТП 17.
Обработка аварийной осциллографической информации на сервере АСУ ТП 17 на верхнем подстанционном уровне основного контролируемого объекта (Подстанции 1), заключается в объединении всей собранной аварийной осциллографической информации по конкретной аварии, зафиксированной устройствами (МПРЗА) 11, (ПА) 12, (РАС) 13, (ОМП) 14, (КПР) 15 на Подстанции 1, и ее сохранении в архиве на сервере АСУ ТП 17 с возможностью предоставления этой информации оператору подстанционного уровня для просмотра ее на АРМе оперативной службы подстанции 18, АРМе релейной службы подстанции 19 и АРМе АСУ ТП подстанции 20. Таким образом, сервер АСУ ТП 17 выполняет функцию средства сохранения и архивирования обработанной аварийной осциллографической информации на подстанционном уровне основного контролируемого объекта, а функцию средства для просмотра обработанной аварийной осциллографической информации оператором подстанционного уровня основного контролируемого объекта электроэнергетики (Подстанция 1) выполняют АРМы 18, 19, 20. Сервер АСУ ТП может быть реализован в следующей комплектации: сервер резервированный - CPU - 2 Intel Xeon 3,2 GHz (два блока питания, двухпроцессорная система, объем оперативной памяти - 8 Гб, клавиатура, манипулятор типа «мышь», монитор 17” Samsung, источники бесперебойного питания - ИБП, сетевой фильтр). В качестве массива хранения информации используют SCSI/SAS/SATA-накопители, объединенные в RAID-массив 5/10 уровня с поддержкой горячей замены. Серверы должны комплектоваться дублированным Ethernet-интерфейсом, подключенным к различным коммутаторам локальной сети. В качестве серверной платформы применяют операционную систему уровня Windows Server 2003 или выше.
Объединение аварийной осциллографической информации на сервере АСУ ТП 17, полученной от потенциальных источников аварийной осциллографической информации (МПРЗА) 11, (ПА) 12, (РАС) 13, (ОМП) 14, (КПР) 15 на Подстанции 1 возможно лишь при наличии средств синхронизации источников аварийной осциллографической информации основного контролируемого объекта электроэнергетики, построенных на GPS антеннах 22 и шине системы единого времени (СЕВ) 23, к которой подключаются все потенциальные источники аварийной осциллографической информации на Подстанции 1. Указанные средства синхронизации аварийной осциллографической информации, позволяют создавать общую упорядоченную во времени ретроспективную картину всего аварийного процесса, протекающего на Подстанции 1.
Кроме того, сервер АСУ ТП 17 имеет возможность опрашивать контроллеры устройств КПР 15, представляющих собой потенциальный источник аварийной осциллографической информации, непосредственно обращаясь к ним через локальные сетевые средства связи (ЛС) 21 по стандартному протоколу ГОСТР МЭК 870-5-104, минуя функциональный контроллер (ФК) 16.
Сформированные файловые блоки аварийной осциллографической информации передаются на более высокий подстанционный уровень иерархии системы, а также на верхний уровень иерархии энергосистемы в автоматическом режиме, однако, оператор подстанционного уровня имеет возможность в ручном режиме просматривать из архива каждого из устройств (МПРЗА) 11, (ПА) 12, (РАС) 13, (ОМП) 14, (КПР) 15 собранную аварийную осциллографическую информацию.
Собранная аварийная осциллографическая информация с подстанционного уровня Подстанции 1, а именно, с сервера АСУ ТП 17 по запросу с сервера верхнего иерархического уровня энергосистемы 24 с помощью средств для передачи по каналам связи обработанной аварийной осциллографической информации от основного контролируемого объекта электроэнергетики (Подстанции 1) передается на верхний иерархический уровень энергосистемы для сохранения и архивирования и последующей централизованной обработки на верхнем иерархическом уровне энергосистемы с помощью сервера верхнего иерархического уровня энергосистемы 24. Средства для передачи по каналам связи обработанной аварийной осциллографической информации от основного контролируемого объекта электроэнергетики включают в себя: устройство для связи на уровне подстанции 25 и устройство связи на верхнем иерархическом уровне энергосистемы 26, связанные оптоволоконными каналами связи 27 и/или радиорелейными каналами связи (РРЛ) 28, находящимися на среднем уровне иерархии энергосистемы.
Заявляемая автоматизированная система регистрации, сбора, обработки, хранения и просмотра оператором энергосистемы аварийной осциллографической информации, содержит дополнительные объекты электроэнергетики подстанционного уровня, а именно, Подстанцию 2 и Подстанцию n, структурные схемы которых приведены на Фиг. 2.
Как видно из структурных схем этих подстанций, они в значительной степени отличаются друг от друга и не являются однородными объектами по структуре.
Так Подстанция 2 по своей структуре является двухуровневым контролируемым объектом электроэнергетики, в отличие от Подстанции 1, которая является трехуровневым контролируемым объектам.
На нижнем уровне иерархии Подстанции 2 находятся потенциальные источники аварийной осциллографической информации: микропроцессорные устройства защиты и автоматики (МПРЗА) 11 и противоаварийные автоматические устройства (ПА) 12, представляющие собой средства регистрации и сбора аварийной осциллографической информации от дополнительного контролируемого объекта электроэнергетики подстанционного уровня. Регистрация, сбор и обработка аварийной осциллографической информации на нижнем иерархическом уровне Подстанции 2 производится аналогичным образом, как и на нижнем иерархическом уровне Подстанции 1, после чего обработанная на нижнем подстанционном уровне аварийная осциллографическая информация поступает на верхний иерархический уровень подстанции с целью ее последующей обработки на этом уровне.
Особенностью обработки аварийной осциллографической информации на верхнем иерархическом уровне Подстанции 2 является то, что функция обработки, сохранения, архивирования аварийной осциллографической информации осуществляется не на сервере АСУ ТП 17, как это имело место на Подстанции 1, а на серверах локальных систем: сервере релейной защиты и автоматики (РЗА) 29 и сервере регистраторов аварийных сигналов (РАС) 30, собирающих информацию от однотипных устройств, как правило, одного производителя МПРЗА 11 и РАС 13, находящихся на нижнем иерархическом уровне Подстанции 2. Сервер РАС 30 и сервер РЗА 29 являются одновременно средствами обработки, средствами сохранения и архивирования обработанной аварийной осциллографической информации на подстанционном уровне дополнительного контролируемого элемента электроэнергетики.
Сервер релейной защиты и автоматики (РЗА) 29 и сервер регистраторов аварийных сигналов (РАС) 30 может быть реализован на базе контроллера обычного или промышленного исполнения и работать под управлением операционной системы уровня Windows XP SP3 PRO или выше.
Сервер (РЗА) 29 и сервер (РАС) 30 должны обладать разнообразным и необходимым набором входных портов для подключения всех разнородных источников аварийной осциллографической информации на конкретной подстанции.
На верхнем иерархическом уровне (втором уровне) Подстанции 2 нет объединенной обработки аварийной осциллографической информации на подстанционном уровне, которая имела место на сервере АСУ ТП 17 на Подстанции 1, и не формируется объединенный архив аварийной осциллографической информации, полученной от всех устройств МПРЗА 11 и РАС 13 с нижнего иерархического уровня Подстанции 2.
Таким образом, обработка, сохранение и архивирование аварийной осциллографической информации на верхнем иерархическом уровне осуществляется раздельно по каждой группе оборудования, то есть на сервере РЗА 29 происходит только обработка, сохранение и архивирования аварийной осциллографической информации, полученной от устройств МПРЗА 11 с нижнего уровня Подстанции 2, а на сервере РАС 30 происходит обработка, сохранение и архивирования аварийной осциллографической информации, полученной только от устройств РАС 13, с нижнего уровня Подстанции 2.
Особенностью сохранения аварийной осциллографической информации на верхнем уровне на Подстанции 2 является то, что сохранение аварийной осциллографической информации происходит только в виде архивов файлов собственного или общепринятого формата COMTRADE на сервере РЗА 29 и сервере РАС 30, в отличие от Подстанции 1, на которой помимо файлового сохранения аварийной осциллографической информации только в формате COMTRADE, осуществляется сохранение аварийной осциллографической информации в объединенном архиве базы данных (БД) на верхнем иерархическом уровне на сервере АСУ ТП 17 Подстанции 1.
Второй отличительной особенностью в структуре Подстанции 2 является то, что средства для просмотра обработанной аварийной осциллографической информации оператором подстанционного уровня на дополнительном контролируемом объекте электроэнергетики выполнены в виде АРМов РЗА 31 и АРМов РАС 32, каждый из которых обеспечивает возможность просмотра оператором подстанционного уровня архивов аварийной осциллографической информации, полученной от соответствующих устройств одного типа, то есть на АРМе РЗА 31 оператор подстанционного уровня Подстанции 2 имеет возможность просматривать аварийную осциллографическую информацию, полученную только от устройств МПРЗА 11 Подстанции 2, а на АРМе РАС 32 оператор подстанционного уровня Подстанции 2 имеет возможность просматривать аварийную осциллографическую информацию, полученную только от устройств РАС 13 Подстанции 2.
Однако для просмотра оператором подстанционного уровня Подстанции 2 аварийной осциллографической информации даже на локальном уровне Подстанции 2, необходимы средства синхронизации источников аварийной осциллографической информации дополнительного контролируемого объекта электроэнергетики, построенные на GPS антеннах 22 и шине системы единого времени 23, к которой подключаются сервера РЗА 29 и сервера РАС 30 Подстанции 2.
Особенностью Подстанции 2 является то, что средства синхронизации источников аварийной осциллографической информации дополнительного контролируемого объекта электроэнергетики, построенные на GPS антеннах 22 и шине системы единого времени 23, расположены на верхнем иерархическом подстанционном уровне и к ним подключены сервера РЗА 29 и сервера РАС 30 Подстанции 2, в отличие от Подстанции 1, на которой средства синхронизации источников аварийной осциллографической информации основного контролируемого объекта электроэнергетики, построенные на GPS антеннах 22 и шине системы единого времени 23, находятся на среднем иерархическом подстанционном уровне и к ним подключены функциональный контроллер ФК 16 и контроллер присоединения КПР 15. Организация синхронизации аварийной осциллографической информации на Подстанции 2 необходима для последующей централизованной обработки аварийной осциллографической информации, полученной от Подстанции 2 и Подстанции 1 на сервере верхнего иерархического уровня энергосистемы 24.
Таким образом, оператор подстанционного уровня Подстанции 2 не имеет возможности получить обобщенную картину аварийного процесса, протекающего на Подстанции 2 в виду отсутствия на подстанционном уровне Подстанции 2 объединенных средств обработки аварийной осциллографической информации, поступающей от всех потенциальных источников аварийной осциллографической информации, имеющихся на Подстанции 2.
Собранная аварийная осциллографическая информация с подстанционного уровня дополнительного контролируемого объекта электроэнергетики Подстанции 2, а именно, с сервера РЗА 29 и сервера РАС 30 по запросу с сервера верхнего иерархического уровня энергосистемы 24 с помощью средств для передачи по каналам связи обработанной аварийной осциллографической информации от дополнительного контролируемого объекта электроэнергетики Подстанции 2 передается на верхний иерархический уровень энергосистемы для сохранения и архивирования и последующей централизованной обработки на верхнем иерархическом уровне энергосистемы с помощью сервера верхнего иерархического уровня энергосистемы 24.
Средства для передачи по каналам связи обработанной аварийной осциллографической информации от дополнительного контролируемого объекта Подстанции 2 аналогичны таким же средствам связи 25, 27 и 28, которые используются для передачи аварийной осциллографической информации от основного контролируемого объекта электроэнергетики - Подстанции 1, а средство связи - устройство связи на верхнем иерархическом уровне энергосистемы 26 является общим для Подстанции 1 и Подстанции 2.
Однако в реальных энергосистемах в качестве другого дополнительного контролируемого объекта электроэнергетики может включаться подстанция, имеющая в своей структуре только один иерархический уровень. Примером такого дополнительного контролируемого объекта электроэнергетики является Подстанция n, структурная схема которой приведена на Фиг. 2.
На Подстанции n имеется только один нижний (полевой) подстанционный уровень, на котором находятся потенциальные источники аварийной осциллографической информации МПРЗА 11 и РАС 13.
Средства регистрации и сбора аварийной осциллографической информации на Подстанции n реализованы на устройствах МПРЗА 11 и РАС 13, а обработка, сохранение и архивирование аварийной осциллографической информации на Подстанции n осуществляется непосредственно на самих устройствах МПРЗА 11 и РАС 13, на которых формируется файловые архивы аварийной осциллографической информации подстанционного уровня, представленные в собственном формате системы или в общепринятом формате COMTRADE. При отсутствии АРМов оператора на подстанционном уровне на Подстанции n, средствами для просмотра оператором подстанционного уровня обработанной аварийной осциллографической информации на нижнем иерархическом подстанционном уровне Подстанции n могут выступать персональные компьютеры (ноутбуки) оператора Подстанции n, имеющие интерфейсы RS-232, RS-485, или RS-422.
Собранная аварийная осциллографическая информация с подстанционного уровня дополнительного контролируемого объекта электроэнергетики Подстанции n, а именно, с устройств МПРЗА 11 и РАС 13 по запросу с сервера верхнего иерархического уровня энергосистемы 24 с помощью средств для передачи по каналам связи обработанной аварийной осциллографической информации от дополнительного контролируемого объекта электроэнергетики Подстанции n передается на верхний иерархический уровень энергосистемы для сохранения и архивирования и последующей централизованной обработки на верхнем иерархическом уровне энергосистемы с помощью сервера верхнего иерархического уровня энергосистемы 24.
Средства для передачи по каналам связи обработанной аварийной осциллографической информации от дополнительного контролируемого объекта Подстанции n аналогичны таким же средствам связи 25, 27 и 28, которые используются для передачи аварийной осциллографической информации от основного контролируемого объекта электроэнергетики - Подстанции 1, а средство связи - устройство связи на верхнем иерархическом уровне энергосистемы 26 является общим для Подстанции 1, Подстанции 2 и Подстанции n.
Особенностью Подстанции n является то, что средства синхронизации источников аварийной осциллографической информации на Подстанции n, построенные на GPS антеннах 22 и шине системы единого времени 23, непосредственно подключаются к расположенным на нижнем подстанционном уровне Подстанции n потенциальным источникам аварийной осциллографической информации МПРЗА 11 и РАС 13, имеющим входные цепи для подключения средств синхронизации.
Организация синхронизации аварийной осциллографической информации на Подстанции n необходима для последующей централизованной обработки аварийной осциллографической информации, полученной от Подстанции n, Подстанции 2 и Подстанции 1 на сервере верхнего иерархического уровня энергосистемы 24.
Функцию средств сохранения и архивирования на верхнем иерархическом уровне энергосистемы аварийной осциллографической информации, обработанной на подстанционном уровне, как основного, так и дополнительных контролируемых объектов электроэнергетики выполняет сервер верхнего иерархического уровня энергосистемы 24.
Сервер верхнего иерархического уровня энергосистемы 24 является также средством централизованной обработки на верхнем иерархическом уровне энергосистемы аварийной осциллографической информации, полученной как от основного, так и дополнительного контролируемых объектов электроэнергетики подстанционного уровня, входящих в энергосистему, выполненным с возможностью раздельной централизованной обработки файловой аварийной осциллографической информации и формированием на верхнем иерархическом уровне энергосистемы централизованного файлового архива и централизованной поканальной обработки аварийной осциллографической информации и формированием на верхнем иерархическом уровне энергосистемы централизованного поканального архива аварийной осциллографической информации.
Для формирования централизованного файлового архива блоки файловой аварийной осциллографической информации предоставляются с Подстанции 1, Подстанции 2 … Подстанции n, входящих в энергосистему, на сервер верхнего иерархического уровня энергосистемы 24 либо в стандартном формате COMTRADE, либо в своем собственном формате.
При передаче блоков файловой аварийной осциллографической информации в формате COMTRADE на верхний иерархический уровень энергосистемы от конкретного источника аварийной осциллографической информации, находящегося на подстанционном уровне, блок файловой аварийной осциллографической информации по контролируемому объекту электроэнергетики представляется в виде двух обязательных файлов, содержащих:
- отдельный файл с текущими значениями контролируемых параметров силового оборудования на конкретном контролируемом объекте электроэнергетики (подстанции);
- отдельный файл с информацией о структуре самого контролируемого объекта электроэнергетики (подстанции),
или в виде трех файлов, содержащих, как упомянутые выше обязательные файлы, так и файл с дополнительной информацией по обобщенной характеристике об аварийном событии, зафиксированном на конкретном контролируемом объекте (подстанции), которая хранится и формируется контроллерами потенциальных источников аварийной осциллографической информации нижнего подстанционного уровня: (МПРЗА) 11, (ПА) 12, (РАС) 13, (ОМП) 14, (КПР) 15. Третий файл может использоваться оператором энергосистемы только для ручного просмотра информации об аварийном процессе.
Таким образом, на сервере верхнего иерархического уровня энергосистемы 24 в автоматическом режиме формируется централизованный файловый архив аварийной осциллографической информации, представляющий собой совокупность всех архивных файлов аварийной осциллографической информации, полученных с основного и дополнительных контролируемых объектов электроэнергетики, входящих в энергосистему (Подстанция 1, Подстанция 2 … Подстанция n), на которых был зафиксирован аварийный процесс.
Оператор энергосистемы верхнего иерархического уровня уже на этом этапе обработки аварийной осциллографической информации имеет возможность просматривать на АРМе оператора энергосистемы 33 верхнего иерархического уровня, централизованный файловый архив аварийной осциллографической информации, сформированный на сервере 24. При этом оператор энергосистемы имеет возможность просматривать централизованный файловый архив только по отдельности от каждого источника аварийной осциллографической информации, находящегося на любой из подстанций (Подстанция 1, Подстанция 2 … Подстанция n), входящих в энергосистему.
Однако для комплексного анализа аварийного процесса, протекающего в энергосистеме, оператору верхнего иерархического уровня энергосистемы необходимо просматривать одновременно информацию по множеству источников аварийной осциллографической информации, находящихся на разных подстанциях, входящих в энергосистему.
Существующие в настоящее время в уровне техники средства просмотра файловых архивов аварийной осциллографической информации в формате COMTRADE на АРМе оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня, поставляемые различными производителями, не позволяют ему просматривать одновременно информацию по всем источникам аварийной осциллографической информации, находящихся на различных подстанциях, входящих в энергосистему, поэтому оператору энергосистемы для создания комплексного представления об аварийном процессе в энергосистеме приходится последовательно просматривать и анализировать вручную все файлы аварийной осциллографической информации, которые поступили от всех источников аварийной осциллографической информации на верхний иерархический уровень энергосистемы с подстанционного уровня.
С увеличением количества контролируемых подстанций, входящих в энергосистему, процесс анализа файловой аварийной осциллографической информации оператором энергосистемы резко усложняется из-за огромного массива файловой аварийной информации, которую ему необходимо проанализировать. Кроме того, значительно увеличивается время анализа и оценки оператором энергосистемы всего протекающего аварийного процесса.
Другим существенным фактором, влияющим на время анализа и оценку аварийного процесса, зафиксированного в энергосистеме является уровень квалификации оператора энергосистемы, однако, даже очень квалифицированные и опытные операторы энергосистемы не смогут справиться с таким объемом аварийной осциллографической информации и уложиться в нормативные сроки, установленные эксплуатационными регламентами для принятия решения по конкретной аварии, зафиксированной в энергосистеме. Поэтому для комплексной оценки всего аварийного процесса необходимо использовать автоматизированные средства централизованной обработки аварийной осциллографической информации на верхнем иерархическом уровне энергосистемы.
Для реализации этой задачи с целью формирования комплексного представления у оператора энергосистемы об аварийном процессе, протекающем в энергосистеме в целом, который был зафиксирован в энергосистеме с помощью локальных средств осциллографирования аварийного процесса на подстанционном уровне, на сервере 24 верхнего иерархического уровня энергосистемы производится централизованная обработка аварийной осциллографической информации, включающая раздельную централизованную обработку файловой аварийной осциллографической информации с созданием централизованного файлового архива, посредством преобразования аварийной осциллографической информации, полученной по каналам связи от разнородных источников аварийной осциллографической информации, как от основного, так и от дополнительного контролируемых объектов электроэнергетики подстанционного уровня, входящих в энергосистему, в стандартный формат, используемый в централизованном файловом архиве и централизованную поканальную обработку аварийной осциллографической информации с формированием централизованного поканального архива, посредством выделения из файловой аварийной осциллографической информации, сохраненной в централизованном файловом архиве, информации, полученной по каждому каналу отдельно от каждого разнородного источника аварийной осциллографической информации, установленного как на основном, так и на дополнительном контролируемых объектах электроэнергетики подстанционного уровня, входящих в энергосистему.
На Фиг. 3 приведена функциональная схема заявляемой автоматизированной системы с подробным раскрытием функциональной схемы сервера верхнего иерархического уровня энергосистемы 24.
Как видно из Фиг. 3 на сервере верхнего иерархического уровня энергосистемы 24 находятся: средство сохранения и архивирования на верхнем иерархическом уровне энергосистемы аварийной осциллографической информации, обработанной на подстанционном уровне от основного и дополнительного контролируемых объектов (Подстанция 1, Подстанция 2 … Подстанция n) 34, средство централизованной обработки и архивирования верхнего иерархического уровня энергосистемы 35, включающее средство централизованной обработки и архивирования файловой аварийной осциллографической информации 36, выполненное с возможностью формирования на верхнем иерархическом уровне энергосистемы централизованного файлового архива аварийной осциллографической информации 37 и средство централизованной поканальной обработки и архивирования аварийной осциллографической информации 38, выполненное с возможностью формирования на верхнем иерархическом уровне энергосистемы централизованного поканального архива аварийной осциллографической информации 39.
При этом средство централизованной обработки и архивирования файловой аварийной осциллографической информации 36 выполняет централизованную файловую обработку посредством преобразования аварийной осциллографической информации, полученной по каналам связи от разнородных источников аварийной осциллографической информации (МПРЗА) 11, (ПА) 12, (РАС) 13, (ОМП) 14, (КПР) 15, как от основного (Подстанция 1) 40, так и от дополнительного (Подстанция 2 … Подстанция n) 41, 42 контролируемых объектов электроэнергетики подстанционного уровня, входящих в энергосистему, в стандартный формат COMTRADE, используемый в централизованном файловом архиве 37. Аварийная осциллографическая информация, поступающая с подстанций 40, 41, 42, находящихся на нижнем иерархическом уровне энергосистемы синхронизируется средствами синхронизации источников аварийной осциллографической информации 43, построенных на GPS антеннах 22 и шине системы единого времени (СЕВ) 23.
Средство централизованной поканальной обработки и архивирования аварийной осциллографической информации 38 выполняет поканальную обработку посредством выделения из файловой аварийной осциллографической информации, сохраненной в централизованном файловом архиве 39, информации, полученной по каждому каналу отдельно от каждого разнородного источника аварийной осциллографической информации (МПРЗА) 11, (ПА) 12, (РАС) 13, (ОМП) 14, (КПР) 15, установленного как на основном 40, так и на дополнительном контролируемых объектах 41, 42 электроэнергетики подстанционного уровня, входящих в энергосистему.
Автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня 33 выполнено с возможностью просмотра оператором энергосистемы аварийной осциллографической информации как из централизованного файлового архива 37, так и из централизованного поканального архива 39, сформированных на верхнем иерархическом уровне энергосистемы.
Кроме того, в частных случаях выполнения изобретения автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня 33 может быть дополнительно снабжено средством формирования на верхнем иерархическом уровне энергосистемы файлового пользовательского архива обобщенного представления об авариях 44, зафиксированных оператором энергосистемы. Средство формирования на верхнем иерархическом уровне энергосистемы файлового пользовательского архива аварий 44 может быть реализовано на базе персонального компьютера промышленного или офисного исполнения, а также ноутбука, работающих под операционной системой Windows 7 и выше, входящих в АРМ оператора энергосистемы.
Средство формирования на верхнем иерархическом уровне энергосистемы файлового пользовательского архива обобщенного представления об авариях 44, зафиксированных оператором энергосистемы, позволяет оператору энергосистемы создавать свой личный собственный архив аварий, произошедших в энергосистеме, путем выбора из централизованного поканального архива аварийной осциллографической информации 39 наиболее значимой в данный момент для оператора энергосистемы аварии, при этом архив аварий может формироваться в собственном формате автоматизированной системы.
Работа заявляемой автоматизированной системы поясняется алгоритмом работы сервера верхнего иерархического уровня энергосистемы 24, который включает алгоритм работы средства сохранения и архивирования на верхнем иерархическом уровне энергосистемы аварийной осциллографической информации, обработанной на подстанционном уровне от основного и дополнительного контролируемых объектов (Подстанция 1, Подстанция 2 … Подстанция n) 34, приведенный на Фиг. 4«а», алгоритм работы средства централизованной обработки верхнего иерархического уровня энергосистемы 35, состоящий из алгоритма работы средства централизованной обработки и архивирования файловой аварийной осциллографической информации 36, приведенного на Фиг. 4«б», и алгоритма работы средства централизованной поканальной обработки и архивирования аварийной осциллографической информации 38, приведенного на Фиг. 4«в», а также поканальными осциллограммами аварийных процессов, зафиксированных на контролируемых объектах электроэнергетики, входящих в энергосистему, приведенными на Фиг. 5, и экранными формами, приведенными на Фиг. 6«а» и Фиг. 6«б», Фиг. 6«в», Фиг. 7«а» и Фиг. 7«б», которые отображают на АРМе оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня 33 аварийные процессы, произошедшие в энергосистеме, зафиксированные от двух источников аварийной осциллографической информации РАС 13 (1) и РАС 13 (2) на основном и от одного источника аварийной осциллографической информации РАС 13 (1) на дополнительном контролируемом объектах электроэнергетики подстанционного уровня, входящих в энергосистему.
Сервер верхнего иерархического уровня энергосистемы 24 непрерывно сканирует наличие аварийной осциллографической информации, поступающей на верхний иерархический уровень энергосистемы от основного контролируемого объекта электроэнергетики 40 (Подстанция 1), эта функция реализуется в блоке 45 алгоритма, а также от дополнительного контролируемого объекта электроэнергетики 41 (Подстанция 2) с реализацией данной функции в блоке 46 указанного алгоритма и дополнительного контролируемого объекта электроэнергетики 42 (Подстанция n) с реализацией данной функции в блоке 47 указанного алгоритма.
При определении наличия аварийной осциллографической информации от ее источников, расположенных на Подстанции 1, активизируется процесс ее передачи на верхний иерархический уровень энергосистемы с реализацией этой функции блоком 48.
При определении наличия аварийной осциллографической информации от ее источников, расположенных на Подстанции 2, активизируется процесс ее передачи на верхний иерархический уровень энергосистемы с реализацией этой функции блоком 49.
При определении наличия аварийной осциллографической информации от ее источников, расположенных на Подстанции n, активизируется процесс ее передачи на верхний иерархический уровень энергосистемы с реализацией этой функции блоком 50.
С помощью функции, реализованной в блоке 51, на верхнем иерархическом уровне формируется временный файловый архив аварийной осциллографической информации, полученной с подстанционного уровня от контролируемых объектов электроэнергетики 40, 41, 42. Данный архив является временным и служит источником аварийной осциллографической информации для последующего формирования централизованного файлового архива аварийной осциллографической информации 37 и централизованного поканального архива аварийной осциллографической информации 39 на верхнем иерархическом уровне энергосистемы.
Временный файловый архив аварийной осциллографической информации, реализуемый в блоке 51, является промежуточным, поскольку создается и существует только на период последующей централизованной обработки аварийной осциллографической информации с формированием централизованного файлового и централизованного поканального архивов аварийной осциллографической информации, а по завершению формирования указанных централизованных архивов, аварийная осциллографическая информация, хранящаяся во временном файловом архиве на верхнем иерархическом уровне энергосистемы уничтожается путем ее стирания.
По алгоритму, приведенному на Фиг. 4«а», процесс сохранения и архивирования аварийной осциллографической информации во временном файловом архиве на верхнем иерархическом уровне, поступающей с основного контролируемого объекта электроэнергетики 40 и дополнительных контролируемых объектов электроэнергетики 41 и 42, осуществляется непрерывно и циклически с реализацией этой функции в блоке 52 алгоритма до тех пор, пока все источники аварийной осциллографической информации на всех контролируемых объектах электроэнергетики 40, 41, 42 в энергосистеме не будет опрошены сервером 24.
Если процесс опроса контролируемых объектах электроэнергетики 40, 41, 42 в энергосистеме еще не завершен, то блок алгоритма 52 дает команду блоку 54 алгоритма продолжать процесс опроса источников аварийной осциллографической информации с других последующих контролируемых объектов электроэнергетики, входящих в энергосистему.
Если все контролируемые объекты электроэнергетики в энергосистеме опрошены, блок алгоритма 52 передает управление блоку 55 средства централизованной обработки файловой аварийной осциллографической информации 36 для последующей централизованной обработки информации с формированием централизованного файлового архива.
Если блок 53 констатировал отсутствие аварийной осциллографической информации в результате опроса всех контролируемых объектов электроэнергетики, то управления возвращается к блоку 45 алгоритма.
Если блок 53 констатировал наличие аварийной осциллографической информации в результате опроса всех контролируемых объектов электроэнергетики хотя бы по одному контролируемому объекту электроэнергетики, то управление передается блоку 55 алгоритма средства централизованной обработки и архивирования файловой аварийной осциллографической информации 36 для последующей централизованной обработки информации с формированием централизованного файлового архива.
Алгоритм работы средства централизованной обработки и архивирования на верхнем иерархическом уровне энергосистемы аварийной осциллографической информации, полученной как от основного, так и дополнительного контролируемых объектов электроэнергетики подстанционного уровня, входящих в энергосистему, приведен на Фиг. 4«б» и Фиг. 4«в».
На Фиг. 4«б» приведен алгоритм работы средства централизованной обработки и архивирования на верхнем иерархическом уровне энергосистемы файловой аварийной осциллографической информации.
Получив управление от блока 52 алгоритма, блок 55 алгоритма осуществляет выбор очередного файла аварийной осциллографической информации из временного файлового архива аварийной осциллографической информации 51, сформированного на верхнем иерархическом уровне, и производит анализ формата выбранного файла на предмет его соответствия стандартному формату COMTRADE. Данная функция реализуется в блоке алгоритма 56.
Если формат выбранного файла аварийной осциллографической информации соответствует стандартному формату COMTRADE, то он сохраняется в централизованном файловом архиве аварийной осциллографической информации 37. Формирование на верхнем иерархическом уровне энергосистемы централизованного файлового архива аварийной осциллографической информации реализуется блоком 58 алгоритма.
Если блок 56 алгоритма установил, что выбранный файл аварийной осциллографической информации имеет собственный формат, то есть не соответствует стандартному формату COMTRADE, то блок 57 алгоритма осуществляет преобразование выбранного файла аварийной осциллографической информации из произвольного формата в стандартный формат COMTRADE. Данная функция реализуется блоком 57 алгоритма.
Выбранный файл аварийной осциллографической информации, преобразованный в стандартный формат COMTRADE, помещается в централизованный файловый архив аварийной осциллографической информации 37. Данная функция реализуется блоком 58 алгоритма.
Блок 59 алгоритма контролирует все ли выбранные файлы из временного файлового архива аварийной осциллографической информации 51 обработаны. Если все выбранные файлы из временного файлового архива аварийной осциллографической информации 51 обработаны, то это означает, что процесс формирования централизованного файлового архива на верхнем иерархическом уровне энергосистемы по данному аварийному процессу завершен, и можно передавать управление блоку 60 алгоритма для последующей централизованной поканальной обработки аварийной осциллографической информации на верхнем иерархическом уровне.
Если все файлы из временного файлового архива аварийной осциллографической информации 51 еще не обработаны, то блок 59 возвращает управление блоку 55 для продолжения процесса выбора следующего файла из временного файлового архива аварийной осциллографической информации 51.
На Фиг.4«в» приведен алгоритм работы средства централизованной поканальной обработки и архивирования аварийной осциллографической информации на верхнем иерархическом уровне энергосистемы.
Получив управление от блока 59 алгоритма, блок алгоритма 60 производит выбор файла из централизованного файлового архива аварийной осциллографической информации 58 для дальнейшей его централизованной поканальной обработки на верхнем иерархическом уровне энергосистемы.
Централизованная поканальная обработка выбранного файла из централизованного файлового архива аварийной осциллографической информации 58 по одному из выбранных каналов осуществляется в два этапа.
В блоке 61 алгоритма централизованная поканальная обработка выбранного файла осуществляется путем преобразования файловой информации в массив данных по одному из выбранных каналов одного источника аварийной осциллографической информации, находящегося на одном из контролируемых объектов, входящего в энергосистему.
В заявляемой автоматизированной системе каждый контролируемый объект электроэнергетики подстанционного уровня, входящий в энергосистему, имеет строго формализованную структуру объекта в целом, включая силовое оборудование, источники аварийной осциллографической информации, в том числе, описание всех характеристик контролируемых каналов этих источников аварийной осциллографической информации, включая характеристики их входных цепей, представленную в виде единой базы данных, хранящейся на сервере верхнего иерархического уровня 24.
Таким образом, каждому массиву данных по одному из выбранных каналов, сформированному блоком алгоритма 61, будет однозначно соответствовать информация, содержащаяся в единой базе данных, хранящейся на сервере 24, создаваемой на стадии проектирования заявляемой автоматизированной системы, о соответствующем выбранном канале с представлением его основных характеристик, принадлежности к соответствующему источнику аварийной осциллографической информации, установленном на конкретном контролируемом объекте электроэнергетики, входящим в энергосистему.
На втором этапе централизованной поканальной обработки блоком 62 алгоритма на основе информации в массиве данных, полученных в блоке алгоритма 61, определяется временной интервал ΔT=Ткон. (время окончания аварийного процесса) - Тнач. (время начала аварийного процесса), в течение которого был зафиксирован аварийный процесс по выбранному каналу.
В следующем блоке алгоритма 63 происходит сравнение временного интервала ΔT, определенного блоком алгоритма 62 для конкретного выбранного канала, с временными интервалами ΔT ранее зафиксированных аварийных процессов в энергосистеме.
Если для идентифицированного блоком 62 временного интервала ΔT блоком алгоритма 63 не найдено соответствия с временными интервалами ΔT ранее зафиксированных аварийных процессов в энергосистеме, то блок 64 алгоритма приступает к формированию в централизованном поканальном архиве аварийной осциллографической информации 39 признаков новой аварии в энергосистеме с присвоением N - порядкового номера аварии и временных меток ее начала - Тнач. и ее окончания - Ткон. или признака расширения временного интервала ранее зафиксированной аварии, которые в дальнейшем будут использованы в блоке 65 алгоритма для идентификации аварийного процесса, зафиксированного по конкретному каналу.
Если блоком 63 алгоритма установлено соответствие временного интервала, определенного блоком 62 алгоритма, временному интервалу ∆T какого-либо одного из ранее зафиксированных аварийных процессов в энергосистеме, блок 65 алгоритма приступает к формированию в централизованном поканальном архиве аварийной осциллографической информации 39 архива конкретного аварийного процесса, зафиксированного в блоке 61 алгоритма в виде массива данных, с присвоением порядкового номера аварии, фиксированием временного интервала, в течение которого был зафиксирован этот аварийный процесс по выбранному каналу от конкретного источника аварийной осциллографической информации, установленного на конкретном контролируемом объекте электроэнергетики, входящем в энергосистему.
Далее блок 66 алгоритма определяет, все ли каналы по выбранному блоком 60 алгоритма файлу централизованно поканально обработаны.
Если не все каналы подверглись обработке, то происходит возврат к блоку 61 алгоритма для централизованной обработки следующего канала.
Если все каналы для выбранного блоком 60 файла обработаны, то блок 67 алгоритма производит уничтожение исходного файла из временного файлового архива аварийной осциллографической информации на верхнем иерархическом уровне энергосистемы 51, соответствующего выбранному файлу из централизованного файлового архива 37, уже использованного для централизованной поканальной обработки.
Далее блок 68 алгоритма определяет, все ли выбранные файлы из централизованного файлового архива аварийной осциллографической информации 37 обработаны.
Если нет, то блок 68 алгоритма передает управления блоку 60 алгоритма, и блок 60 алгоритма выбирает из централизованного файлового архива аварийной осциллографической информации 58 следующий файл для централизованной поканальной обработки.
Если установлено, что все выбранные файлы из централизованного файлового архива аварийной осциллографической информации обработаны, то блок 68 алгоритма передает управления блоку 45 алгоритма для возобновления цикла определения следующего аварийного процесса в энергосистеме.
Обобщенное представление об аварийном процессе, протекающем в энергосистеме, формируется сервером 24 на верхнем иерархическом уровне энергосистемы на основе анализа этим же сервером результатов централизованной поканальной обработки информации, полученной от каждого канала от всех источников аварийной осциллографической информации, находящихся на всех контролируемых объектах электроэнергетики подстанционного уровня, входящих в энергосистему.
На Фиг. 5 приведена временная диаграмма, которая иллюстрирует процесс формирования обобщенного представления на примере двух аварийных процессов, зафиксированных в энергосистеме.
-ого
-ого
-ого
Как видно из диаграммы, приведенной на Фиг. 5, обобщенное представление об Аварии №1, зафиксированной в энергосистеме, было сформировано на основе анализа сервером 24 аварийной осциллографической информации, полученной по трем каналам от разных источников аварийной осциллографической информации, находящихся на разных контролируемых объектах электроэнергетики (Осциллограмма 1 канала, Осциллограмма 2 канала, Осциллограмма 3 канала).
1
1
1
1
Сервер 24, получая информацию по первому каналу от первого источника аварийной осциллографической информации, находящегося на основном контролируемом объекте электроэнергетики, например, Подстанции 1, определяет временной ΔТ=Ткон. - Тнач., в течение которого был зафиксирован первый аварийный процесс в энергосистеме, которому был присвоен порядковый номер аварии - Авария №1, при этом сервер 24 прописывает в централизованный поканальный архив в блоке 64 алгоритма длительность Аварии №1, равную длительности аварийного процесса ΔТ, определенного по каналу 1.
2
2
2
1
2
1
2
Далее на сервер 24 начинает поступать информация о наличии аварийного процесса по второму каналу от другого источника аварийной осциллографической информации, находящегося на другом контролируемом объекте электроэнергетики, например, Подстанции 2 с временными параметрами зафиксированного аварийного процесса ΔТ=Ткон. - Тнач., отличными от временных параметров аварийного процесса, зафиксированного по первому каналу. При этом, как видно из диаграммы на Фиг. 5, временные интервалы ΔТ и ΔТ перекрывают друг друга, в результате чего сервер 24 принимает решение о расширении границ временного интервала Аварии №1 по предельным значениям времени начала и времени окончания аварийных процессов, зафиксированных по первому каналу и второму каналу, то есть временной интервал Аварии №1 расширяется и определяется теперь как время начала Аварии №1, равное Тнач. по первому каналу, а время окончания Аварии №1, равное Ткон.по второму каналу.
3
1
2
3
2
1
1
3
Далее, как видно из диаграммы, приведенной на Фиг. 5, временной интервал ΔТ аварийной осциллографической информации, полученной по третьему каналу от третьего источника аварийной осциллографической информации, находящегося на третьем контролируемом объекте электроэнергетики, например, Подстанции n, не перекрывает два временных интервала ΔТ и ΔТ по предыдущим аварийным процессам, зафиксированным ранее по первому каналу и по второму каналу, при этом ΔТ и ΔТ имела место временная пауза, длительность которой была менее заданного установленного времени ΔТпауз. ≤ 3 сек., характеризующуюся отсутствием какой-либо аварийной осциллографической информации. При длительности паузы мене 3 сек сервер 24 принимает решение о включении аварийного процесса, зафиксированного по каналу 3, в качестве составляющего компонента, характеризующего Аварию №1, и следующего расширения временного интервала Аварии №1, время начала которого будет определяться теперь как Тнач. по первому каналу, а время окончания - как Ткон. по третьему каналу.
4
4
4
4
4
Далее, как видно из диаграммы, приведенной на Фиг. 5, сервер 24 приступает к обработке аварийной осциллографической информации поступающей по четвертому каналу от источника аварийной осциллографической информации, находящегося, например, на Подстанции 2. Временной интервал аварийного процесса, зафиксированного по четвертому каналу равен ΔТ=Ткон. - Тнач.. Как видно из диаграммы, имеется временная пауза между аварийными процессами, зафиксированными по третьему каналу и четвертому каналу, которая составляет более установленных системой 3 сек., поэтому эта информация расценивается сервером 24 как информация, которая не может быть отнесена к Аварии №1, в связи с чем, сервер 24 приступает к формированию новой аварии в энергосистеме с присвоением ей следующего порядкового номера - Авария №2. Временной интервал Аварии №2 на данном этапе обработки будет характеризоваться временем начала Аварии №2 равным Тнач., а время окончания Аварии №2 равным Ткон..
5
5
5
4
5,
5
4
Далее, как видно из диаграммы, приведенной на Фиг. 5, сервер 24 приступает к обработке аварийной осциллографической информации поступающей по пятому каналу от источника аварийной осциллографической информации, находящегося, например, на Подстанции 1. Временной интервал аварийного процесса, зафиксированного по пятому каналу равен ΔТ=Ткон. - Тнач.. Как видно из диаграммы, имеется временная пауза между аварийными процессами, зафиксированными по третьему каналу и пятому каналу, которая составляет более 3 сек., установленных системой, поэтому эта информация расценивается сервером 24 как информация, которая может быть отнесена к Аварии №2. Однако, как видно из диаграммы, временные интервалы ΔТ и ΔТ характеризующие соответственно зафиксированные аварийные процессы по четвертому и пятому каналам, перекрывают друг друга, поэтому сервер 24 принимает решение о включении обнаруженного аварийного процесса по каналу 5 в качестве компонента Аварии №2 в энергосистеме. При этом, сервер 24 принимает решение о расширении границ временного интервала Аварии №2 до границ начала аварийного процесса по пятому каналу, то есть временной интервал Аварии №2 расширяется и определяется теперь как время начала Аварии №2, равное Тнач.по пятому каналу, а время окончания Аварии №2, равное Ткон.по четвертому каналу.
На Фиг. 6«а», Фиг. 6«б», Фиг. 6«в», Фиг. 7«а», Фиг. 7«б» приведены графические экранные формы аварийного процесса, зафиксированного на двух контролируемых объектах электроэнергетики, входящих в энергосистему, а именно, на Подстанции 1 и на Подстанции 2 от трех источников аварийной осциллографической информации: РАС 13 (1) на Подстанции 1, РАС 13 (2) на Подстанции 1 и РАС 13 (1) на Подстанции 2, которые отображаются на автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня.
При этом на Фиг. 6«а», Фиг. 6«б», Фиг. 6«в» отображается информация, полученная оператором энергосистемы из централизованного файлового архива последовательно по каждому источнику аварийной осциллографической информации раздельно, а на Фиг. 7«а», Фиг. 7«б» отображается информация, полученная оператором энергосистемы из централизованного поканального архива, представленная отдельными кадрами по каждому указанному источнику аварийной осциллографической информации в одной экранной форме.
На Фиг. 6«а» приведена графическая экранная форма представления аварийного процесса на АРМе оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня 33, полученная оператором при обращении к централизованному файловому архиву 37 от первого источника аварийной осциллографической информации РАС 13 (1), находящегося на Подстанции 1.
Как видно на Фиг. 6«а» на кадре 1 в период времени, отмеченный временным маркером, в энергосистеме первым источником аварийной осциллографической информации РАС 13 (1) на Подстанции 1 был зафиксирован всплеск по напряжению по фазе А и по фазе В на ТН 6 - 110 кВ на шине 7 первой системы шин. Кроме того, на Подстанции 1 на РАС 13 (1) на ТН 6 - 110 кВ на шине 7 первой системы шин был зафиксирован всплеск напряжения нулевой последовательности в тот же момент времени, что позволило оператору энергосистемы оценить эту информацию как признак наличия аварийного процесса, зафиксированного на Подстанции 1, по указанному источнику.
В тот же момент времени оператор энергосистемы при просмотре файловой информации из централизованного файлового архива 37 от второго источника аварийной осциллографической информации РАС 13 (2) на Подстанции 1 (Фиг. 6«б») обнаружил, что автоматизированная система зафиксировала на Подстанции 1 аналогичный аварийный процесс на ТН 6 - 110 кВ на шине 7 второй системе шин в тот же момент времени, также отмеченный временным маркером.
На Фиг. 6«б» приведена графическая экранная форма представления аварийного процесса на АРМе оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня 33, полученная оператором при обращении к централизованному файловому архиву 37 от второго источника аварийной осциллографической информации РАС 13 (2), находящегося на Подстанции 1.
Как видно на Фиг. 6«б» на кадре 1 в период времени, отмеченный временным маркером, в энергосистеме вторым источником аварийной осциллографической информации РАС 13 (2) на Подстанции 1 был зафиксирован всплеск по напряжению по фазе А и по фазе В на ТН 6 - 110 кВ на шине 7 второй системы шин.
Кроме того, на Подстанции 1 на РАС 13 (2) на ТН 6 - 110 кВ на шине 7 второй системы шин также был зафиксирован всплеск напряжения нулевой последовательности в тот же момент времени, что позволило оператору энергосистемы оценить эту информацию как признак наличия аварийного процесса, зафиксированного на Подстанции 1, который стал носить более глобальный характер для энергосистемы и затронул уже два источника аварийной осциллографической информации на Подстанции 1.
Кроме того, в тот же момент времени, отмеченный временным маркером, оператор энергосистемы при просмотре файловой информации из централизованного файлового архива 37 от первого источника аварийной осциллографической информации РАС 13 (1) на Подстанции 2 (Фиг. 6«в») обнаружил, что автоматизированная система зафиксировала на Подстанции 2 аналогичный аварийный процесс на ТН 6 - 110 кВ на шине 7 первой и второй системах шин, а также на ТН 6 - 35 кВ на шине 7 первой системе шин.
На Фиг. 6«в» приведена графическая экранная форма представления аварийного процесса на АРМе оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня 33, полученная оператором при обращении к централизованному файловому архиву 37 от первого источника аварийной осциллографической информации РАС 13 (1), находящегося на Подстанции 2.
Как видно на Фиг. 6«в» на кадре 1 в период времени, отмеченный временным маркером, в энергосистеме третьим источником аварийной осциллографической информации РАС 13 (1) на Подстанции 2 был зафиксирован более значительный всплеск по напряжению по фазе А и по фазе В на ТН 6 - 110 кВ и ТН 6 - 35 кВ на шине 7 первой и второй системах шин.
Кроме того, на Подстанции 2 на РАС 13 (1) на ТН 6 - 110 кВ и ТН 6 - 35 кВ на шине 7 первой и второй системах шин также был зафиксирован всплеск напряжений нулевых последовательностей в тот же момент времени (кадр 1 Фиг. 6«в»), что позволило оператору энергосистемы оценить эту информацию, как признак наличия развития аварийного процесса, охватившего уже два контролируемых объекта в энергосистеме, а именно, Подстанцию 1 и Подстанцию 2, и затронувшего уже три источника аварийной осциллографической информации РАС 13 (1), РАС 13 (2) на Подстанции 1 и РАС 13 (1) на Подстанции 2.
Таким образом, получив информацию об обнаружении аварийного процесса в энергосистеме, зафиксированного на Подстанции 1 и Подстанции 2, оператор энергосистемы для получения общей картины аварийного процесса, произошедшего в энергосистеме, пользуясь информацией только из централизованного файлового архива 37, должен немедленно начать последовательный просмотр всех других источников аварийной осциллографической информации, находящихся на всех Подстанциях  (Подстанции 1, Подстанции 2 … Подстанции n), включенных в энергосистему, от которых была получена аварийная осциллографическая информация в этот же момент времени.
Выполняя такой просмотр, оператор вынужден работать с огромным массивом информации, затрачивая достаточно большое количество времени, пользуясь информацией только из централизованного файлового архива 37, при этом оператор энергосистемы должен обладать высокой квалификацией и большим опытом работы с подобной информацией.
При глобальных аварийных процессах, охвативших множество контролируемых объектов электроэнергетики, входящих в энергосистему, даже очень квалифицированному и опытному оператору энергосистемы не под силу без использования автоматизированной системы обработки информации дать общую объе6ктивную оценку всего аварийного процесса, зафиксированного в энергосистеме.
Заявляемая автоматизированная система позволяет оператору энергосистемы в кратчайшие сроки формировать объективное представление об аварийном процессе, зафиксированном в энергосистеме с целью оценки взаимного влияния аварийных процессов, зафиксированных различными источниками аварийной осциллографической информации на различных контролируемых объектах электроэнергетики, входящих в энергосистему.
Для того, чтобы оператору энергосистемы получить обобщенное представление об аварии, зафиксированной в энергосистеме, с использованием заявляемой автоматизированной системы, он должен обратиться к централизованному поканальному архиву аварийной осциллографической информации 39, выбрав интересующий его порядковый номер аварии N, связанный с интересующим оператора временным интервалом.
Заявляемая автоматизированная система, проведя автоматизированную обработку аварийной осциллографической информации, представит обобщенную картину аварии оператору энергосистемы в графических экранных формах, приведенных на Фиг. 7«а» и Фиг. 7«б».
На Фиг. 7«а» приведена графическая экранная форма представления аварийного процесса на АРМе оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня 33, полученная оператором при обращении к централизованному поканальному архиву 39 от первого источника аварийной осциллографической информации РАС 13 (1), находящегося на Подстанции 1 - кадр 1, от второго источника аварийной осциллографической информации РАС 13 (2), находящегося на Подстанции 1 - кадр 2 и от первого источника аварийной осциллографической информации РАС 13 (1), находящегося на Подстанции 2 - кадр 3, представленные отдельными кадрами по каждому указанному источнику, но совмещенные в одной видеоформе. Эти кадры 1, 2, 3 на Фиг. 7«а», представленные оператору энергосистемы в результате поканальной обработки аварийной осциллографической информации автоматизированной системой, аналогичны информации, представленной оператору энергосистемы при его последовательном обращении к централизованному файловому архиву 37 по каждому из трех источников аварийной осциллографической информации, которые были приведены по отдельности соответственно в кадре 1 на Фиг. 6«а» (соответствует кадру 1 на Фиг. 7«а»), в кадре 1 на Фиг. 6«б» (соответствует кадру 2 на Фиг. 7«а», в который были добавлены токи в линии ВЛ 8 - 110 кВ, фазные токи), в кадре 1 на Фиг. 6«в» (соответствует кадру 3 на Фиг. 7«а»).
Таким образом, как видно из Фиг. 7«а», заявляемая автоматизированная система позволяет оператору энергосистемы верхнего иерархического уровня одновременно просматривать на своем АРМе 33 в одной видеоформе информацию, полученную от нескольких источников аварийной осциллографической информации, находящихся на разных контролируемых объектах электроэнергетики, входящих в энергосистему, и соответственно оценить взаимное влияние аварийных процессов, зафиксированных на различных Подстанциях.
Для того, чтобы оператору энергосистемы, составить обобщенное представление об аварии, заявляемая автоматизированная система позволяет в результате централизованной поканальной обработки аварийной осциллографической информации сформировать на АРМе 33 оператора энергосистемы видеоформу с кадром, в котором собрана информация, полученная в одном временном интервале одновременно от разных источников аварийной осциллографической информации, находящихся на разных контролируемых объектах электроэнергетики, входящих в энергосистему.
На Фиг. 7«б» приведена графическая экранная форма представления аварийного процесса на АРМе оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня 33, полученная оператором при обращении к централизованному поканальному архиву 39 с формированием кадра 4, дающего обобщенное представление оператору об аварии, зафиксированной в энергосистеме на Подстанции 1 и Подстанции 2 по всем трем источникам аварийной осциллографической информации РАС 13 (1), РАС 13 (2) Подстанции 1 и РАС 13 (1) Подстанции 2, а также кадров 1 и 2, дающих представление об аварийном процессе, зафиксированном раздельно источниками аварийной осциллографической информации РАС 13 (1) Подстанции 1 - кадр 1 и РАС 13 (2) Подстанции 1 - кадр 2.
Заявляемая автоматизированная система позволяет оператору энергосистемы просматривать на своем АРМе 33 информацию об аварии, зафиксированной в энергосистеме, с использованием собственных шаблонов видеоряда для подготовки информации на экране в виде кадров, разработанных самим оператором энергосистемы в зависимости от его потребности с использованием различных критериев подборки такой информации для отображения в кадре.
Например, если оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня интересуют только токи в линиях ВЛ 8 и только напряжения на шинах 7 на Подстанции 1, Подстанции 2 или Подстанции n, то оператору на экране АРМа 33 отобразится видеоряд с раскадровкой именно по этим критериям, что даст возможность оператору энергосистемы получить первоначальное общее представление о протекании аварийного процесса в энергосистеме.
Кроме того, в заявляемой автоматизированной системе в частном случае ее выполнения автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня может быть дополнительно снабжено средством формирования файлового пользовательского архива обобщенного представления об авариях, зафиксированных оператором энергосистемы 44.
Алгоритм работы средства формирования файлового пользовательского архива обобщенного представления об авариях, зафиксированных оператором энергосистемы 44, совместно с алгоритмом работы автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня 33 приведен на Фиг. 8«а», Фиг. 8«б» и Фиг. 8«в».
Как видно из алгоритма, приведенного на Фиг. 8«а», Фиг. 8«б» и Фиг. 8«в» оператор энергосистемы верхнего иерархического уровня в процессе своей работы по контролю за протеканием аварийных процессов в энергосистеме имеет возможность обратиться на своем АРМе к трем архивам аварийной осциллографической информации: централизованному поканальному архиву аварийной осциллографической информации (АОИ) 39 и централизованному файловому архиву аварийной осциллографической информации (АОИ) 37, сформированных на сервере верхнего иерархического уровня энергосистемы 24, а также к файловому пользовательскому архиву обобщенного представления об авариях, зафиксированных оператором энергосистемы, сформированного средством формирования на верхнем иерархическом уровне энергосистемы файлового пользовательского архива обобщенного представления об авариях 44, сформированному на АРМе оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня 33.
Если оператор энергосистемы верхнего иерархического уровня хочет работать с централизованным поканальным архивом аварийной осциллографической информации (АОИ) 39, то блок алгоритма 69, приведенный на Фиг.8«а», передает управления блоку 72 алгоритма «Выбор из централизованного поканального архива аварий АОИ 39 порядкового номера аварии N, связанного с интересующим оператора энергосистемы временным интервалом» для выбора оператором энергосистемы порядкового номера аварии в интересующем его временном интервале, при этом на экране АРМа 33 отображается весь аварийный процесс, зафиксированный в энергосистеме, представленный в виде шаблона с разбивкой по кадрам аварийной осциллографической информации, полученной от различных источников АОИ, находящихся на различных контролируемых объектах подстанционного уровня, входящих в энергосистему, дающего обобщенное представление об аварии в энергосистеме (Фиг. 7«б»).
Затем оператор энергосистемы верхнего иерархического уровня имеет возможность просмотра и анализа отображаемой на экране АРМа 33 информации, а также имеет возможность сделать письменные комментарии к произошедшей аварии и задокументировать эти комментарии. Данную функцию выполняет блок алгоритма 75 «Просмотр и анализ аварий, зафиксированных в энергосистеме, на АРМе оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня. Создание оператором энергосистемы экранных форм с формированием кадров АОИ, дающих оператору энергосистемы обобщенное представление об аварии. Документирование письменных комментариев оператора энергосистемы к анализируемой аварии».
По завершении процесса просмотра, анализа и документирования комментариев по данному аварийному процессу оператор энергосистемы принимает решение о сохранении результатов своего анализа аварии в файловом пользовательском архиве обобщенного представления об авариях, зафиксированных оператором энергосистемы 81. При этом алгоритм передает управление блоку 77, который осуществляет копирование из централизованного поканального архива АОИ данных по аварийному процессу, выбранному оператором энергосистемы верхнего иерархического уровня, в архив 81.
После завершения этой операции блок алгоритма 78 осуществляет копирование из централизованного поканального архива АОИ данных об основных параметрах (ΔT, Ткон,. Тнач., порядковый номер N) аварии, выбранной оператором энергосистемы верхнего иерархического уровня, в архив 81.
После чего блок алгоритма 79 осуществляет копирование из централизованного поканального архива АОИ данных о структуре контролируемых объектов электроэнергетики, входящих в энергосистему, в архив 81.
Завершает процесс формирования файла по сохранению его в файловом пользовательском архиве блок алгоритма 80, который осуществляет копирование с АРМа оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня содержимого экранных форм с АОИ, дающих обобщенное представление об аварии, зафиксированной в энергосистеме, вместе с задокументированными письменными комментариями оператора энергосистемы к аварии, в архив 81.
Таким образом, в файловом пользовательском архиве 81 формируется файл с обобщенным представлением о конкретной аварии в энергосистеме, информацию о которой желает сохранить для себя оператор энергосистемы верхнего иерархического уровня с целью ее последующего просмотра.
Если информация об аварии, полученная оператором энергосистемы при просмотре и анализе в блоке 75 алгоритма, не представляет для него дальнейшего интереса, то блок алгоритма 76 завершает работу с выбранным аварийным процессом.
Если оператор энергосистемы хочет обратиться к другому архиву, например, к файловому пользовательскому архиву обобщенного представления об авариях, зафиксированных оператором энергосистемы 81, то управление передается от блока 69 алгоритма к блоку 70 «Вы хотите работать с файловымпользовательским архивом обобщенного представления об авариях, зафиксированных оператором в энергосистеме 81?».
Алгоритм работы заявляемой автоматизированной системы при обращении оператора к файловому пользовательскому архиву 81 приведен на Фиг. 8«б». При этом, в блоке 70 алгоритма решается вопрос, будет ли оператор энергосистемы работать с ранее сформированным им же на своем АРМе 33 файловым пользовательским архивом 81. Если «Да», то блоком 73 алгоритма производится выбор информации по конкретной аварии из файловогопользовательского архива обобщенного представления об авариях, зафиксированных оператором в энергосистеме 81.
После чего блок алгоритма 82 «Просмотр и анализ выбранной аварии, зафиксированной в энергосистеме, из файлового пользовательского архива 81 на АРМе оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня. Корректировка оператором энергосистемы экранных форм с формированием новых кадров АОИ, дающих оператору энергосистемы обобщенное представление о выбранной аварии. Документирование письменных новых комментариев оператора энергосистемы к анализируемой выбранной аварии» обеспечивает возможность оператору энергосистемы осуществить повторный просмотр и анализ выбранной им аварии в энергосистеме из файлового пользовательского архива 81, например, если в результате последующей работы оператора энергосистемы возникли обстоятельства, изменившие его представление о ранее проанализированной им аварии. В результате повторного просмотра оператором энергосистемы выбранной аварии из файлового пользовательского архива 81 у него может возникнуть потребность сделать новые комментарии по данному аварийному процессу, задокументировать эти комментарии, например, для предоставления другим пользователям в энергосистеме.
Если оператор энергосистемы примет решение о сохранении последних результатов анализа аварийного процесса, то блок 83 передает управление блоку алгоритма 84 «Копирование из файлового пользовательского архива 81 данных об аварий, выбранной блоком 73 алгоритма, в новый файл файлового пользовательского архива 81», и блок алгоритма 84 производит копирование в новый файл файлового пользовательского архива 81 данных об аварии, выбранной блоком 73 алгоритма.
Далее блок 85 алгоритма «Копирование из файлового пользовательского архива 81 данных об аварий, выбранной блоком 73 алгоритма, в новый файл файлового пользовательского архива 81данных об основных параметрах (ΔT, Ткон,. Тнач., порядковый номер N) аварии» производит копирование в новый файл файлового пользовательского архива 81 данных об основных параметрах (ΔT, Ткон,. Тнач., порядковый номер N) аварии, выбранной блоком 73 алгоритма.
Далее блок алгоритма 86 «Копирование из файлового пользовательского архива 81 данных об аварий, выбранной блоком 73 алгоритма, в новый файл файлового пользовательского архива 81 о структуре контролируемых объектов электроэнергетики, входящих в энергосистему» производит копирование в новый файл файлового пользовательского архива 81 информации о структуре контролируемых объектов электроэнергетики, входящих в энергосистему, охваченных аварийным процессом, который был выбран блоком 73.
Далее блок 87 алгоритма «Копирование с АРМа оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня содержимого новых экранных форм с АОИ, дающих обобщенное представление о выбранной аварии, зафиксированной в энергосистеме, вместе с задокументированными новыми письменными комментариями оператора энергосистемы к выбранной аварии, в новый файл файлового пользовательского архива 81» производит копирование в новый файл файлового пользовательского архива 81 с АРМа оператора энергосистемы содержимого новых экранных форм АОИ с обобщенным представлением об аварии вместе с задокументированными новыми письменными комментариями оператора энергосистемы к выбранной блоком 73 аварии.
Если информация об аварии, полученная оператором энергосистемы при просмотре и анализе в блоке 82 алгоритма, не представляет для него дальнейшего интереса, то блок алгоритма 83 завершает работу с выбранным аварийным процессом.
Если оператор энергосистемы хочет обратиться к другому архиву, например, к централизованному файловому архиву аварийной осциллографической информации 37, то управление передается от блока 70 алгоритма к блоку 71 «Вы хотите работать с централизованным файловым архивом АОИ?».
Алгоритм работы заявляемой автоматизированной системы при обращении оператора к централизованному файловому архиву АОИ 37 приведен на Фиг. 8«в». При этом, в блоке 71 алгоритма решается вопрос, будет ли оператор энергосистемы работать с централизованным файловым архивом АОИ 37. Если «Да», то блоком 74 алгоритма производится выбор из централизованного файлового архива АОИ 37 файла в формате COMTRADE от конкретного источника аварийной осциллографической информации, зафиксировавшего аварийный процесс.
После чего блок алгоритма 88 «Просмотр и анализ аварийной осциллографической информации в формате COMTRADE от конкретного источника аварийной осциллографической информации на АРМе оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня. Создание оператором энергосистемы экранных форм с формированием кадров АОИ от конкретного источника аварийной осциллографической информации. Документирование письменных комментариев оператора энергосистемы к анализируемой информации» обеспечивает возможность оператору энергосистемы осуществить последовательный просмотр и анализ АОИ в формате COMTRADE от конкретного источника аварийной осциллографической информации, зафиксировавшего аварийный процесс.
При этом оператор энергосистемы имеет возможность изменять экранные формы, приведенные на Фиг. 6«а», Фиг. 6«б» и Фиг. 6«в», изменять разбивку АОИ по кадрам от конкретного источника аварийной осциллографической информации, письменно комментировать и документировать комментарии по данному аварийному процессу.
Если оператор энергосистемы принимает решение о сохранении последних результатов анализа аварийного процесса, то блок 89 передает управление блоку алгоритма 90 «Копирование из централизованного файлового архива аварийной осциллографической информации в формате COMTRADE от конкретного источника аварийной осциллографической информации в архиве 81», и блок алгоритма 90 производит копирование данных из выбранного блоком 74 алгоритма файла аварийной осциллографической информации в формате COMTRADE от конкретного источника аварийной осциллографической информации из централизованного файлового архива 37 в файл пользовательского архива 81.
Далее блок 91 алгоритма «Копирование из централизованного файлового архива АОИ данных об основных параметрах (ΔT, Ткон., Тнач., порядковый номер N) аварийного процесса, зафиксированного, от конкретного источника аварийной осциллографической информации в архиве 81» производит копирование в файл файлового пользовательского архива 81 данных об основных параметрах (ΔT, Ткон., Тнач., порядковый номер N) аварийного процесса, зафиксированного от конкретного источника аварийной осциллографической информации.
Далее блок 92 алгоритма «Копирование с АРМа оператора энергосистемы верхнего иерархического уровня содержимого экранных форм с АОИ от конкретного источника аварийной осциллографической информации вместе с задокументированными письменными комментариями оператора энергосистемы к этой информации в архив 81» производит копирование в файл файлового пользовательского архива 81 с АРМа оператора энергосистемы содержимого экранных форм АОИ от конкретного источника аварийной осциллографической информации, созданных оператором энергосистемы по выбранному блоком 74 алгоритма аварийному процессу вместе с задокументированными к этому аварийному процессу письменными комментариями оператора энергосистемы.
Если информация об аварии, полученная оператором энергосистемы при просмотре и анализе в блоке 88 алгоритма, не представляет для него дальнейшего интереса, то блок алгоритма 89 завершает работу с выбранным аварийным процессом.
Если оператора энергосистемы не интересует информация из всех перечисленных выше архивов, то блок алгоритма 71 завершает работу.
Таким образом, заявляемая автоматизированная система позволяет оператору энергосистемы верхнего иерархического уровня получать обобщенную и достоверную информацию об аварийных процессах, зафиксированных на всех контролируемых объектах электроэнергетики, входящих в энергосистему.
Заявляемая автоматизированная система позволяет создать основу для последующей автоматизации оценки всего аварийного процесса оператором энергосистемы.