АСУ ТП ЭС

ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ УПРАВЛЕНИЯ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

Управление оборудованием представляет собой процесс, связанный с подачей командного сигнала на изменение состояния аппарата силовой (первичной) схемы или на изменение режима работы оборудования. Сигналы управления реализуются путем воздействия на соответствующие органы управления силовых аппаратов (электромагниты приводов, исполнительные двигатели и т.п.) Силовое оборудование и его технологические взаимосвязи, непосредственно участвующие в производстве и передаче энергии, составляют первичную (или силовую) схему

Применительно к электроустановкам в состав первичной схемы входят силовое электрооборудование и его электрические соединения шины, линии ВН (3 кВ и выше), связанные непосредственно с производством, передачей и приемом электроэнергии. Первичная схема отображает взаимосвязи электрооборудования и позволяет оценить состояние энергообъекта Устройства, обеспечивающие прием, формирование и передачу управляющих воздействий, а также осуществляющие измерение, контроль и сигнализацию, не связаны непосредственно с высоким напряжением и либо имеют отдельный источник питания низкого напряжения, либо присоединяются к силовой схеме через вторичные обмотки измерительных трансформаторов тока и напряжения или через низковольтные обмотки силовых трансформаторов собственных нужд (с н )

Элементы вторичных схем (ключи управления, реле управления и защиты. измерительные приборы и преобразователи) размещаются в комплектных устройствах низкого напряжения панелях управления защиты, измерения и сигнализации, на которых компонуют щиты управления Щит управления представляет собой комплексное устройство, содержащее все необходимые средства для веления режима объекта и управления с первичной схемой.

Управление и контроль на энергобьектах производится как автоматически без участия человека. так и оперативно, путем подачи дежурным персоналом соответствующей команды Сигнализация, т е выдача дежурному персоналу информации о состоянии объекта, осуществляется, как правило с помощью автоматических устройств, выдающих сигнал при отклонении от нормальною режима или нарушении нормальною состояния первичной схемы. Сигналы о состоянии первичной схемы могут бы и выданы и оперативно по запросу оператора при условии соответствующей организации вторичных схем

Под оперативным управлением понимается подача оператором команды на выполнение операции одним из элементов вторичной схемы или комплекса операции, выполняемых далее автоматически. Органы оперативного управления размещаются или непосредственно на месте установки электрооборудования или в оперативном пункте управления главном или блочном щите управления (ГЩУ, БЩУ), центральном пульте или щите управления (ЦПУ, ЦЩУ) Оперативный контур шита управления, на котором размешены все элементы контроля, сигнализации и органы команд, обращен лицевой стороной к столу дежурного, а панели автоматики, релейной защиты и прочих вторичных у устройств размещаются сзади, а иногда даже в помещении, удаленном от щита управления (релейные щиты).

Оперативное управление осуществляют вручную на месте установки оборудования непосредственным воздействием на орган управления или подачей оперативной команды на вторичный элемент управления н дистанционно подачей команды на вторичный элемент управления из точки, удаленной от управляемого объекта Дистанционное управление производится с местных или центральных щитов (пунктов) управления, где сосредоточены элементы управления той или иной части первичной схемы объекта.

Основные цели АСУ ТП ЭС: обеспечение эффективного управления процессами выработки электрической и тепловой энергии; повышение безопасности работы автоматизируемого оборудования (энергоблока, ТЭС или отдельных технологических систем); эффективное управление параметрами автоматизируемого оборудования; эффективное управление экономичностью автоматизируемого оборудования; повышение надежности работы автоматизируемого оборудования; обеспечение эффективного участия автоматизируемого оборудования в управлении параметрами режима энергосистемы; повышение комфортности работы оперативного и обслуживающего персонала; информационное обеспечению производственно-технической деятельности эксплуатационного персонала; объективная оценка эффективности использования оборудования ТЭС и действий персонала.

ФУНКЦИИ АСУ ТП ТЭС Информационные функции: сбор, первичная обработка и распределение информации, получаемой от различных источников; представление информации на средствах отображения и печатных документах; информационно-вычислительные и расчетные; архивация информации и т.п.

Управляющие функций : дистанционное управление; автоматическое регулирование и программное управление; автоматическое логическое управление и технологические блокировки; технологические защиты и защитные блокировки и т.п.

Вспомогательные включены: контроль и самодиагностика программных и технических средств ПТК; контроль работы функций ПТК и АСУ ТП; создание нормативно-справочной информационной базы; метрологический контроль и аттестация информационных каналов АСУ ТП; другие функции, обеспечиваемые в том числе ПО инструментальных средств разработки, отладки и документирования ПТК и прикладного ПО АСУ ТП.

Структура АСУ ТП АСУ ТП ТЭС в общем случае является многоуровневой системой управления: АСУ ТП общестанционного уровня управления ТЭС; локальные АСУ ТП (АСУ ТП энергоблоков, АСУ ТП открытого (закрытого) распределительного устройства высокого напряжения и другого общестанционного технологического оборудования).

В состав ПТК АСУ ТП ТЭС в общем случае входят: устройства верхнего уровня (устройства связи оперативного персоналом ТЭС с АСУ ТП и обслуживающего персонала с ПТК), например, операторские станции, вычислительная (расчетная), архивная, инженерная станции, экран коллективного пользования, серверы и т.п.; устройства нижнего уровня, например, контроллеры, устройства связи с объектом управления, в том числе источники электропитания входных и выходных каналов приема аналоговых и дискретных сигналов и выходных каналов выдачи управляющих сигналов, шкафы для размещения различных устройств нижнего уровня ПТК и клеммных колодок (досок выводов) для подключения кабелей от объекта, дополнительные кроссовые шкафы и шкафы промежуточных реле-усилителей, а также устройства цифровой связи с внешними, по отношению к ПТК, автономными подсистемами автоматического управления, интеллектуальными датчиками (первичными преобразователями сигнала) и исполнительными механизмами объекта управления;

устройства и линии связи, обеспечивающие обмен информацией в цифровом виде и командами с другими ПТК и между различными устройствами одного ПТК; устройства цифровой связи с устройствами телемеханики, устанавливаемыми на ТЭС для приема команд от вышестоящего уровня управления АСДУ и передачи информации в АСДУ (как правило, только для ПТК АСУ ТП общестанционного уровня управления ТЭС); устройства цифровой связи для передачи информации в АСУ П ТЭС (как правило, только для ПТК АСУ ТП общестанционного уровня управления ТЭС); устройства электропитания ПТК, например, вторичные источники питания ПТК и устройства для подключения внешних силовых кабелей электропитания и т.п.; сервисная аппаратура; программное обеспечение;

Основными системами управления на ТЭС являются АСУ ТП энергоблоков, взаимодействующие с вышестоящей АСУ ТП - АСУ ТП общестанционного уровня управления ТЭС (при ее наличии), а при необходимости и с другими смежными, локальными АСУ ТП ТЭС. АСУ ТП общестанционного уровня управления ТЭС взаимодействует с АСУ вышестоящего уровня управления (АСДУ) и локальными АСУ ТП ТЭС, подготавливает и пересылает информацию в АСУ П ТЭС, а также сравнительно редко получает из АСУ П необходимую информацию (например, результаты расчетов по диагностике оборудования и т.п.).

В состав автономных систем (подсистем) автоматического управления входят подсистемы, реализующие отдельные функции контроля и управления теплоэнергетическим оборудованием, а также специализированные микропроцессорные подсистемы электротехнического оборудования, в том числе поставляемые в комплекте с оборудованием: микропроцессорная система (подсистема) возбуждения (МП СВ); микропроцессорная система (подсистема) синхронизации (МП СС); микропроцессорная система (подсистема) технологического контроля генератора (МП АСТКГ); микропроцессорная подсистема релейных защит и автоматики (МП РЗА); микропроцессорная подсистема противоаварийной автоматики (МП ПА); - микропроцессорная автоматизированная система (подсистема) коммерческого учета электроэнергии и тепла (МП АСКУЭ) Автономные системы (подсистемы) автоматического управления, датчики, исполнительные механизмы, традиционные средства контроля, а также сборки задвижек и КРУ в состав ПТК не входят.

Обмен информацией между ПТК (локальных АСУ ТП и АСУ ТП общестанционного уровня управления ТЭС) с автономными подсистемами автоматического управления, включая подсистемы типа МП ПА, МП РЗА, МП АСКУЭ, и т.п., осуществляется по кабельным связям в виде аналоговых и (или) дискретных сигналов, по выделенным цифровым каналам связи или с использованием устройств типа "шлюз". В качестве шлюза могут использоваться специализированные программно - технические средства, либо персональные компьютеры, оснащенные соответствующим программным обеспечением и сетевыми картами с необходимым уровнем гальванического разделения. Обмен информацией между ПТК, входящими в разные АСУ ТП, должен выполняться с использованием устройств типа "шлюз", либо по кабельным связям в виде аналоговых и (или) дискретных сигналов.

Типы каналов связи и протоколы обмена определяются технологическими требованиями к времени доставки информации и команд различного вида и назначения, характеристиками и возможностями микропроцессорных подсистем. Обмен информацией с автономными подсистемами автоматического управления может быть двусторонним или односторонним. Обмен информацией между ПТК АСУ ТП общестанционного уровня управления ТЭС с АСДУ должен выполняться с использованием устройства типа "шлюз". Должен предусматриваться прием команд управления от АСДУ и их оперативная отработка, а также формирование и передача технологической информации в АСДУ.

Пересылка информации между АСУ ТП ТЭС и АСУ П ТЭС также имеет практически однонаправленный характер: от АСУ ТП ТЭС в АСУ П ТЭС. АСУ ТП общестанционного уровня управления ТЭС подготавливает и регулярно, а при необходимости и спорадически пересылает информацию в АСУ П ТЭС. Из АСУ П в АСУ ТП общестанционного уровня сравнительно редко (один раз в сутки, неделю или месяц) могут пересылаться результаты расчетов, выполняемых функциями и задачами АСУ П (например, результаты расчетов по диагностике оборудования, по распределению нагрузок и т.п.). Пересылка информации между АСУ ТП ТЭС и АСУ П ТЭС должна быть буферированной и только с использованием устройства типа "шлюз".

Состав информации, пересылаемой из ПТК АСУ ТП общестанционного уровня управления ТЭС в АСУ П, включает информацию от всех локальных АСУ ТП и информацию, формируемую непосредственно в АСУ ТП общестанционного уровня управления ТЭС. Для эксплуатационного персонала в ПТК АСУ ТП общестанционного уровня управления ТЭС накапливаются и периодически (с периодом не менее 15 или 30 мин) пересылаются в АСУ П данные, необходимые для информационного обеспечения эксплуатации оборудования и производственно-технической деятельности эксплуатационного персонала (административно-техническое руководство ТЭС, персонал производственных цехов и производственно-технического отдела). Основной объем в этой информации составляют массивы усредненных и накопленных на 15(30)-минутных интервалах значений технологических параметров, данные сменной, суточной ведомостей и т.п. Объем пересылаемой информации составляют сигналы предупредительной и аварийной сигнализации, а также другая информация, зафиксированная функциями "Регистрация событий", "Регистрация аварийных ситуаций" и т.п. Архивная информация об аварийных ситуациях, пусках и остановах основного оборудования по инициативе ПТК должна пересылаться в АСУ П ТЭС после окончания аварии, пуска или останова с задержкой в пределах 1,0 - 5,0 мин.

ТРЕБОВАНИЯ К ВИДАМ ОБЕСПЕЧЕНИЯ Технические средства и программное обеспечение (ПО) должны иметь открытую архитектуру. Все цифровые устройства и ПО ПТК должны выполнять функции самодиагностики. В составе ПТК должны быть предусмотрены средства для обеспечения высокой живучести и надежного функционирования системы при возможных отказах оборудования, ошибках персонала и возникновении непредвиденных ситуаций. Должна обеспечиваться возможность замены отказавших устройств ПТК в "горячем" режиме (без отключения электропитания). Технические средства и ПО ПТК должны обеспечивать автоматическую синхронизацию всех процессов так, чтобы все технологические события, были бы привязаны к единой временной шкале.

Требования к техническому обеспечению Программно-технический комплекс должен представлять собой иерархическую, рассредоточенную, распределенную микропроцессорную систему, состоящую из аппаратно и программно совместимых технических средств. Большинство модулей ПТК на лицевой панели должны иметь световую сигнализацию об их исправности и (или) неисправности. Программно-технические комплексы и их составные элементы должны быть приспособлены к непрерывно-дискретному режиму работы в жестких условиях промышленной эксплуатации на ТЭС.

Контроллеры В составе ПТК, как правило, должны использоваться контроллеры, реализованные на базе современных микропроцессоров. Контроллеры должны также эффективно обрабатывать внутренние и внешние события и обмениваться информацией и командами с другими элементами системы.

Контроллеры должны иметь модульную структуру, позволяющую путем изменения набора и количества модулей заказывать контроллеры различной информационной мощности (производительность, объем памяти, количество каналов ввода-вывода информации и т.д.), а также изменять характеристики контроллера во время эксплуатации. Входящие в состав контроллеров модули и программное обеспечение должны позволять при заказе выбирать различные виды резервирования для обеспечения оптимальной экономически обоснованной степени надежности.

Обязательным элементом контроллера является постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), позволяющее использовать его при загрузке и запуске операционной системы и пользовательских программ, а также рестарте при включении питания. Контроллеры должны иметь возможность обработки внешних прерываний при поступлении инициативных дискретных сигналов или обладать необходимым быстродействием для фиксации времени поступления (изменения) дискретных сигналов (потенциальных) с погрешностью по отношению к системному времени ПТК не более 10 мс. Контроллеры должны иметь модули, обеспечивающие возможность цифрового обмена с другими устройствами ПТК (например, Industrial Ethernet в соответствии с требованиями стандарта ISO Ethernet IEEE 802/3 и т.п.). При необходимости контроллеры должны иметь модули, обеспечивающие подключение и управление цифровыми магистралями нижнего уровня - "полевыми шинами" (например, типа Profibus и т.п.) для подключения и обмена информацией и командами с интеллектуальными выносными модулями УСО, интеллектуальными исполнительными механизмами и интеллектуальными датчиками.

Микропроцессорные контроллеры составляют основу нижнего уровня СКУ. В качестве примера таких систем можно привести телемеханический комплекс ТК-113, модернизированный телекомплекс ГРАНИТ, контроллер телемеханики SMART КП (разработка ЦДУ ЕЭС России и RTSoft). Контроллеры имеют в своем составе УСО и обладают вычислительными ресурсами, возможно перенос диагностических задач с верхнего уровня АСУТП на уровень УСО. Информационная емкость УСО составляет входных аналоговых сигналов, входных дискретных сигналов. УСО обеспечивают вывод команд телеуправления объектами (выключателями).

Устройства связи с объектом УСО представляют собой совокупность модулей, обеспечивающих сопряжение с разнообразным оборудованием (датчиками, исполнительными механизмами и другими устройствами) и позволяющих принимать, обрабатывать, выдавать сигналы различного типа в широком диапазоне значений напряжения, тока, мощности, длительности импульсов и т.п. УСО могут быть пассивными и выполнять операции по сбору информации и выдаче управляющих команд под управлением центрального микропроцессора контроллера. В этих модулях как минимум должны выполняться фильтрация и аналого-цифровое преобразование сигналов и при необходимости гальваническое разделение. Могут быть интеллектуальные УСО, которые имеют собственные встроенные микропроцессоры, обеспечивающие выполнение функций первичной обработки, контроля достоверности, коррекции значений, присвоения меток времени событиям и других функций, требующих использования вычислительных ресурсов. Во всех устройствах ввода аналоговых сигналов ПТК должна быть обеспечена фильтрация (подавление) электромагнитных помех общего и нормального вида в соответствии с требованиями к общепромышленным средствам обработки информации и устойчивость к помехам. Дискретные сигналы (информация), характеризующие состояние технологического оборудования, должны восприниматься УСО ввода дискретной информации и преобразовываться в двоичные сигналы "0" и "1".

Источниками дискретных сигналов (информации) являются: - концевые выключатели электрифицированной арматуры; - блок-контакты контакторов и электромагнитов включения механизмов; - контакты или реле-повторители кнопок и ключей управления; - сигнализаторы предельных значений аналоговых сигналов; - дискретные датчики (реле расхода, давления, уровня, электроконтактные манометры и др.). В качестве сигнала "1" должны применяться: - напряжение переменного тока 220 В ( + 10, - 15%); - напряжение постоянного тока 220 В (+10, -20%), 48 В и 24 В (не более ±3%); - замкнутое состояние контактов, рассчитанных на коммутацию указанных напряжений (сопротивление не более 50 Ом). В качестве сигнала "0" - отсутствие напряжения или напряжение меньше 0,1 сигнала, соответствующего "1", либо сопротивление не менее 500 к Ом.

Системы и средства передачи информации Все элементы АСУ должны быть объединены многоуровневой сетью связи, по которой производится обмен информацией между этими элементами. Системы передачи данных должны быть отказоустойчивы по отношению к объединенным техническим средствам, защищены от единичных отказов или разрушения аппаратуры собственно (средств) передачи данных (кабелей, ответвителей, связных процессоров, "мастеров сети", файл-серверов и т.п.), например, резервированием и реконфигурированием. В системах передачи данных между ПТК, входящими в одну или разные АСУ ТП ТЭС, должны применяться помехозащищенные протоколы передачи данных. Максимальная протяженность линии связи может достигать км (например, при связи ПТК АСУ ТП общестанционного уровня управления и ПТК локальной АСУ ТП открытого распределительного устройства высокого напряжения). Сетевые средства ПТК должны обеспечивать требуемый уровень гальванического разделения территориально рассредоточенных устройств (от 500 В до 2,5 кВ и более), различный для отдельных сегментов сети, определяемый протяженностью сегментов и внешними факторами. В необходимых случаях должен использоваться оптоволоконный сетевой кабель.

Связь ПТК с автономными подсистемами автоматического управления, сбора информации или с другими ПТК, как правило, должна обеспечиваться при использовании современных сетевых средств и протоколов обмена, нашедших широкое применение, либо принятых в качестве международного стандарта. Связи с внешними по отношению к ПТК устройствами (например, автономными подсистемами автоматического управления или сбора информации, другими ПТК), имеющими нестандартный интерфейс, в необходимых случаях должны обеспечиваться разработчиком АСУ ТП и (или) поставщиком ПТК по отдельной заявке заказчика. Отказ не дублированной магистрали не должен приводить к отказам или отключению подключенных к ней контроллеров. Отказ магистрали должен быть идентифицирован контроллерами и другими устройствами, выходящими на магистраль. При этом контроллеры должны переходить в автономный режим работы, в котором при необходимости может изменяться состав реализованных в них алгоритмов в соответствии с требованиями режима автономного функционирования. Операторские станции, инженерная станция и другие устройства должны зарегистрировать факты отказа и восстановления работоспособности магистрали. В случае дублированной магистрали отказ одной из двух магистралей не должен влиять на работоспособность устройств, подключенных одновременно к двум магистралям.

Информационно-вычислительная подсистема Информационно-вычислительная подсистема (ИВС) ПТК, как правило, состоит из рабочих станций и серверов, оснащенных базовым программным обеспечением. Рабочие станции и серверы относятся к устройствам верхнего уровня ПТК. В составе рабочих станций ПТК могут быть, например, операторская, сигнальная, архивная, вычислительная, инженерная и другие станции. Рабочие станции и серверы предназначены для: - представления, хранения и обработки технологической информации; - выполнения функций и задач расчетного характера (например, расчета ТЭП); - реализации общесистемных функций ПТК (например, службы единого времени, мониторинга технических и программных средств и т.п.); - организации связи пользователей с системой и ПТК и т.п.

При необходимости в состав устройств верхнего уровня ПТК могут входить экраны коллективного пользования. Они используются для отображения в большом масштабе символьной и графической информации. Эти экраны могут комплектоваться собственными средствами вызова на экраны требуемой информации (например, функциональными клавиатурами, которые должны располагаться в оперативном контуре ЩУ], либо для этих целей могут использоваться аналогичные средства одной из операторских станций. Сигнальная (событийная) станция предназначена для оперативного персонала. Эта станция должна обеспечивать отображение аварийных, предупредительных и информационных сообщений. На монитор этой станции информация при возникновении каких-либо событий выводится без запроса пользователя. Должна обеспечиваться возможность квитирования оперативным персоналом аварийных и предупредительных сообщений. Расчетная станция предназначена для реализации различных расчетов по отдельным функциям и задачам (например, расчет ТЭП, диагностика оборудования и т.п.), а также для ведения информационной технологической базы данных. Архивная станция предназначена для хранения всей необходимой информации о предыстории протекания технологического процесса. Должно обеспечиваться накопление, хранение и отображение по запросам пользователя информации о значениях аналоговых и дискретных параметров. Инженерная станция (инженерный пульт системы может быть отнесен к сервисным средствам ПТК) предназначена для контроля работы ПТК и АСУ ТП, а также возможности коррекции и внесения изменений в действующую систему. Для обеспечения последнего станция должна быть оснащена инструментальными средствами разработки, отладки и документирования.

Сервисные средства В состав сервисных средств ПТК кроме инженерной станции при необходимости должны входить: - стенды для проверки функциональных модулей ПТК с контрольно-измерительной аппаратурой; - переносные инженерные пульты для обслуживания контроллеров, выносных модулей УСО и т.п.; - перемещаемые метрологические пульты для аттестации и поверки измерительных каналов.

Подсистема единого времени В состав ПТК должна входить подсистема единого времени, предназначенная для синхронизации таймеров всех вычислительных средств комплекса. Подсистема единого времени должна настраиваться по сигналам точного времени (например, от энергосистемы). Программно-технические комплексы должны иметь технические и программные средства, обеспечивающие прием сигналов от стандартных устройств, формирующих сигналы точного времени на основе сигналов внешнего источника (например, от радиосети). Эти стандартные устройства точного времени по требованию заказчика должны быть включены в объем поставки ПТК. Подсистема единого времени должна обеспечивать автоматическую синхронизацию таймеров всех устройств ПТК, включая таймеры интеллектуальных УСО. Погрешность привязки системного времени ПТК в составе локальной АСУ ТП ОРУ к астрономическому времени должна быть не более ±0,5 мс, в составе других локальных АСУ ТП и АСУ ТП общестанционного уровня управления - не более ±0,5 с, расхождение между показаниями таймеров одного ПТК не должно превышать 0,5 и 5 мс соответственно.

Требования к информационному обеспечению В основу построения информационного обеспечения АСУ ТП должны быть положены следующие принципы: как правило, однократного ввода и многократного использования информации внутри системы; преобразование входной информации в цифровую форму как можно ближе к месту ее получения; преобразование выходной информации из цифровой формы в физическую форму как можно ближе к месту ее использования; защита от недостоверной и несанкционированной информации, а также защита отдельных пользователей от излишней информации; помехоустойчивое кодирование и защита от разрушения и несанкционированного доступа.

ОБЩЕСТАНЦИОННЫЙ УРОВЕНЬ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТЬЮ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

В иерархической структуре управления общестанционная СКУЭТО рассматривается как система верхнего уровня, координирующая работу блочных (локальных) систем управления и обеспечивающая оперативный и административно-технический персонал информацией. Назначение общестанционной системы: Объединение всех структурных единиц системы управления обшестанционного и локального уровней управления в единую систему управления электрической частью станции. Взаимодействие с вышестоящими системами управления (АСДУ энергосистемы). Управление технологическим процессом производства и распределения электрической энергии в целом.

Управление производством и распределением электрической энергии заключается в следующем: регулирование активной мощности электростанции и ее распределение между агрегатами; централизованное ведение режима по напряжению и реактивной мощности; защита и автоматическое управление электротехническим оборудованием; оперативное управление коммутационной аппаратурой распределительных устройств; контроль режимов работы основного оборудования, включая диагностику; регистрация аварийных состояний; расчет технико-экономических показателей; ведение суточной ведомости и отчетной документации; учет потребленной на собственные нужды и отпущенной в энергосистему и потребителям энергии; выдача рекомендаций оперативному персоналу по ведению режимов и ликвидации аварий представление информации оперативному и ремонтному персоналу, хранение ретроспективной информации..

Вся информация с нижних уровнях системы, необходимая для контроля работы электротехнического оборудования и диспетчерского управления поступает на главный щит управления (ГЩУ). Информация на нижнем уровне системы управления, фильтруется и сжимается по мере ее продвижения к верхнему уровню. На ГЩУ возлагаются функции обеспечения коммутации в главной схеме электрических соединений станции, здесь концентрируется информации о работе электротехнического оборудования находящегося в оперативном управлении других цехов. На ГЩУ выводится сигнализация о неисправностях циркуляционной насосной, мазутонасосной, компрессорной, электролизерной и пр

Представление информации. Управляющий зал (ЦЩУ, ГЩУ) является центром, откуда осуществляется управление всей станцией Инструментом управления процессами являются операторские управляющие станции В систему управляющей станции должны входить один или несколько серверов, которые принимают и сохраняют данные о процессе, получаемые с помощью связных модулей, соединенных через системную коммуникационную шину. Информация о процессе может быть доступна для отображения на операторских станциях, объединенных коммуникационной шиной. Команды от управляющих станций для воздействия на процесс передаются (возвращаются) через серверы на коммуникационную шину

Вычислительная система ЦЩУ (ГЩУ) обеспечивает: – Реализацию функций SCADA (АСДТУ) верхнего уровня: сбор и обработку данных, поступающих на ЦЩУ, в реальном масштабе времени; отображение необходимой информации на диспетчерском щите и рабочих станциях; обеспечение эффективного человеко-машинного интерфейса; обеспечение поддержки оперативного персонала в процессе принятия решений; ведение расчетов режимов энергетического оборудования; оптимальное управление электрической частью ТЭС.

– Ведение оперативной базы данных (реального времени) электрической части, включая: создание базы данных измеряемых (дорассчитываемых) параметров и событий; ввод и корректировку нормативно-справочной информации; обеспечение сохранности данных в течение заданного времени; обеспечение коллективного доступа к базе данных реального времени с рабочих станций; обеспечение интерфейса с базой данных предприятия, включая информационное взаимодействий различных. подсистем. в составе интегрированной АСУ электростанции.

В состав системы входят: два или более базовых вычислителя (сервера приложений); два сервера ввода-вывода технологических данных с блочного уровня, собственных нужд и ОРУ и др.; рабочие места на базе ПК для оперативного персонала (начальник смены электроцеха, начальник смены станции) и руководства электроцеха; система отображения коллективного пользования, управляемая щитовым контроллером (ЩК); сетевые средства (мост) для обеспечения обмена данными с АСУТП тепломеханической части.

Передача оперативных данных, требуемых для АСДУ ЦДП энергосистемы, может производиться посредством традиционной телемеханики и через центр коммутации информации (ЦКИ), обеспечивающий включение интегрированной АСУ электростанции в информационную сеть энергосистемы. Некоторые принимаемые сигналы проверяют на достоверность, например путем задания доверительных интервалов или иными расчетными способами. Признак недостоверности сигнала отображается на экранах операторских станций и фиксируется в архиве. В процессе первичной обработки дискретных сигналов устраняется влияние «дребезга», возникающего при замыкании и при размыкании контактов. При выводе оборудования в ремонт должна быть обеспечена возможность для оператора формировать запрет на ввод и первичную обработку соответствующих сигналов.

На работающем оборудовании устанавливается сигнализация, которая должна включать: предупредительные сигналы об отклонении за установленные пределы отдельных параметров (в том числе звуковая сигнализация); сигналы об аварийном отклонении параметров, срабатывании защит (в том числе звуковая сигнализация); сигналы о действии блокировок и автоматики; сигналы об обнаруженных неисправностях технических средств ПТК. Регистрация событий должна выявлять и осуществлять анализ происходящих в ПТК и на контролируемом объекте ситуаций. Все регистрируемые события снабжаются меткой времени, отображаются на экранах операторских станций. Данные о них накапливаются с помощью архивации информации (событийный архив). Должна быть предусмотрена возможность регистрации следующих событий: выхода аналогового параметра за допустимые пределы и возврата в норму;

перехода аналогового параметра в недостоверное состояние и возврата в достоверное состояние; команды управления от оперативного персонала и ПТК с регистрацией кода пользователя; изменения состояния объектов управления; работы аварийной и предупредительной сигнализации; действия устройств релейной защиты и автоматики. Фиксируются дискретные изменения в объектах управления, заложенные в терминальных устройствах (отсутствие оперативного тока; изменение положения коммутационных аппаратов; изменение состояния устройства, находящегося под АВР, сработавшие устройства защит с указанием признака (сигнальный орган, интегральный орган, сигнал на отключение) и запуск режима аварийного осциллографирования. Вся информация в архиве разбивается на группы, каждая из которых имеет свой период регистрации (например, 30 с, 1 мин) Регистрация событий производится непрерывно по заданным сигналам, кроме сигналов с устройств, выведенных в ремонт («замаскированных» оператором).

Требования к управляющим функциям. Дистанционное управление электротехническим оборудованием выполняется в соответствии со сложившейся структурой оперативного управления на электростанции: электродвигателями собственных нужд и прочими присоединениями, находящимися в ведении машиниста котла или турбины, посредством ПТК тепломеханической части на ГЩУ и по месту с помощью традиционных ключей на ГЩУ, а присоединениями, находящимися в ведении начальника смены электроцеха, посредст вом ПТК на ГЩУ и по месту с помощью традиционных ключей на ГЩУ. Таким образом, рабочие места оперативного персонала электроцеха на базе автоматизированных рабочих IITK «АББ Реле-Чебоксары» устанавливаются на ГЩУ. При переводе режимов управления электротехническим оборудованием (местного, дистанционного) должна быть предусмотрена программная блокировка, исключающая одновременное управление с нескольких рабочих мест.

Размещениепрограммно-аппаратных средств. Низовые устройства РЗА, а также программируемые контроллеры монтируются в шкафах и на панелях в соответствии с установочными чертежами изделий или проектом. Низовые устройства РЗА напряжением 610 кВ (типа SPAC- 800 и др.) устанавливаются в релейных отсеках ячеек КРУ, а низовые устройства РЗА типа REG и RET на ГЩУ Низовые устройства сбора аналоговой и дискретной информации (программируемые контроллеры) устанавливаются по месту в КРУ 6 кВ, Щ 0,4 кВ, ГЩУ, ГРУ 10 кВ, процессоры связи на ГЩУ в отдельном шкафу или на панели, а серверы в отдельно выделенном помещении АСУ.