Интеллектуальные функции в ПТК АСУ ТП в энергетике

ВВЕДЕНИЕ
В последнее время все большее распространение получил термин ПТК (программно-технический комплекс) АСУ ТП. ПТК представляет собой совокупность средств измерительной и вычислительной техники, программного обеспечения для выполнения функций АСУ ТП. Термин ПТК является более широким понятием, чем УВК и ИВК. При использовании ПТК в управлении исключается большое число показывающих и самопишущих приборов. ПТК собирает и обрабатывает информацию о состоянии оборудования, выдает оператору результаты в виде предупредительной и аварийной сигнализации. Оператор имеет возможность вызывать на экран дисплея значения интересующих его параметров. При таком способе управления можно не устанавливать громоздкий щит управления и освободить оператора от непрерывного наблюдения за многими технологическими параметрамиВ реферате рассматривается опыт создания ПТК АСУ ТП для энергетики с указанием основных этапов работ и оборудования. Приводятся примеры реализации данной методики на практике.
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПТК В АСУ ТП
Современный ПТК представляет собой совокупность средств измерительной и вычислительной техники, программного обеспечения, средств для создания и заполнения машинной информационной базы, достаточных для выполнения функций АСУ ТП. В состав одной АСУ ТП (рисунок 1) могут входить несколько ПТК, каждый из которых функционирует автономно, но имеет средства взаимодействия с другими.Рисунок 1 - Обобщенная структурная схема АСУ ТП.В результате предъявляемых к сетевым предприятиям ЕЭС России требований по повышению наблюдаемости параметров режима и состояния оборудования подстанций на рынке инжиниринговых услуг все более востребованными становятся готовые комплексные решения – это программно-технический комплекс системы сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) и ПТК автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП). Далее будет рассмотрен наиболее функциональный из них – ПТК АСУ ТП. ПТК АСУ ТП решает задачу создания системы нижнего уровня в рамках создаваемой в настоящее время многоуровневой системы технологического управления (АСТУ) ФСК ЕЭС, а также автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ), снабжая высшие уровни иерархии значительным объемом технологической информации о состоянии и режимах функционирования контролируемого и управляемого оборудования подстанций и прилегающих участков электрических сетей. 
СТРУКТУРА ПТК В ЭНЕРГЕТИКЕПТК АСУ
ТП реализуется как 3-уровневый архитектурный комплекс. Нижний уровень – информационно-измерительный комплекс (ИИК), состоящий в основном из измерительных счетчиков и преобразователей таких производителей, как Satec Power Solution, Schneider Electric (ION Power Measurement), Mikronika и т.д. Средний уровень – контрольно-коммуникационный уровень, состоит из устройств сбора, обработки и передачи информации и технических средств приема-передачи данных. В состав входят контроллеры модульного типа (Siemens серии S7-400, Mikronika серии SO-52x и др.) и сетевое оборудование (Cisco, Ruggedcom, Alcatel, MOXA). Верхний уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), состоит из серверного оборудования (HP, Advantech) и автоматизированных рабочих мест (АРМ) операторов. В ИВК используются такие полнофункциональные SCADA-системы, как WinCC от Siemens, Syndis RV от Mikronika, Centum CS3000 от Yokogawa для обеспечения человекомашинного интерфейса (ЧМИ). При создании ПТК АСУ ТП ключевым моментом является выбор вендора для поставки оборудования среднего уровня. В состав данного оборудования входят контроллеры присоединений модульного типа, необходимые для сбора информации о текущих аналоговых значениях – телеизмерения, дискретных значениях – телесигнализации, а также модули для выдачи дискретного выходного сигнала – телеуправления. Рисунок 2 –  Общая структурная схема ПТК АСУ ТП для энергетикиТехническое решение по организации ПТК АСУ ТП на базе оборудования от конкретного производителя является важным, поскольку к данному оборудованию должны интегрироваться другие автономные подсистемы. Такими подсистемами являются: - подсистема телемеханики (ТМ). ТМ является основной системой, на базе оборудования которой создается ПТК АСУ ТП. Посредством дополнительных коммуникационных модулей к телемеханике интегрируются остальные подсистемы (РАС, РЗА, СУМТО, ККЭ и другие вспомогательные подсистемы);- подсистема регистрации аварийных событий (РАС). РАС традиционно строится на базе оборудовании ПАРМА (Нева). Альтернативные решения можно построить на оборудовании производителей AREVA, Siemens, Schneider Electric, Mikronika;- релейная защита и автоматика (РЗА). К подсистеме РЗА в связи с ее важностью предъявляют серьезные требования. На сегодняшний день современное оборудование для реализации РЗА поставляет Бреслер, AREVA, Siemens, Schneider Electric;- система управления и мониторинга трансформаторным оборудованием (СУМТО). СУМТО на базе оборудования производства ЭЛАРА-Тексто становится популярным аппаратно-техническим комплексом для защиты трансформаторного оборудования на подстанциях. - подсистема контроля качества электроэнергии (ККЭ). ККЭ может реализовываться как аппаратно-техническими средствами с помощью измерительных приборов и счетчиков (SATEC, ION), так и программными средствами на базе оборудования подсистемы телемеханики (программный продукт от компании Mikronika).  
ПРИНЦИПЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ВХОДНЫХ И ВЫХОДНЫХ АНАЛОГОВЫХ И ДИСКРЕТНЫХ СИГНАЛОВ ПО КОНТРОЛЛЕРАМ ПТК1.
При создании АСУ ТП для конкретного энергообъекта на основе перечня технологических функций системы, технологических алгоритмов этих функций и перечней входных и выходных сигналов, содержащихся в каждом из технологических алгоритмов, должны быть разработаны обобщенные перечни входных и выходных сигналов. На основе этих обобщенных перечней, а также технических характеристик контроллеров ПТК и проекта их территориального размещения на объекте должно быть выполнено распределение входных и выходных сигналов по контроллерам.2. При реализации программно-техническими средствами контроллеров ПТК АСУ ТП функции "Технологические защиты теплоэнергетического оборудования" должны выполняться требования нормативно-технической документации. В этом случае в каждый из взаимно резервированных контролеров (как правило, двух) должны быть введены все требуемые входные аналоговые и дискретные сигналы, а также предусмотрены все требуемые выходные управляющие сигналы. Должно учитываться, что по аналоговым и дискретным параметрам в каждый из этих взаимно резервированных контроллеров должно вводиться требуемое количество сигналов каждого параметра и в каждом из них должны быть сформированы выходные управляющие сигналы.3. Реализация функции СОИ и, в частности, распределение сигналов по контроллерам зависит от многих взаимосвязанных факторов и, в том числе, от структуры ПТК АСУ ТП и технических характеристик контроллеров ПТК.3.1 Когда поставщик ПТК для реализации подсистемы технологической защиты (ТЗ) и защитной блокировки (ЗБ) поставляет отдельно выполненные контроллерные стойки, эти стойки в ПТК связаны с остальными подсистемами АСУ ТП (с другими контроллерами и устройствами верхнего уровня ПТК) цифровой, как правило, дублированной линией связи.В контроллерах ТЗ обязательно должно быть реализовано все дистанционное и автоматическое управление всей арматурой, имеющей электромагнитный привод на постоянном токе, и аварийными масляными насосами постоянного тока.3.2 В последнее время появляются ПТК, в которых для создания подсистемы ТЗ не предусматриваются какие-либо отдельные контроллерные стойки. В этих ПТК надежность микропроцессорной техники (МПТ), на которой реализуется АСУ ТП, удовлетворяет требованиям, предъявляемым к ТЗ. На базе таких ПТК может создаваться система, организованная по технологическому принципу, когда в одном или нескольких контроллерах решаются все задачи контроля и управления, включая ТЗ и ЗБ, для одной технологической группы (ТГ). В этих же контроллерах реализуются и схемы управления всеми исполнительными устройствами ТЗ. При использовании таких ПТК выбор структуры комплекса технических средств (КТС) и распределение сигналов и функций по контроллерам зависит от быстродействия и надежности связей между контроллерами ПТК, в которых реализуются технологические алгоритмы разных ТГ, и от предпочтений разработчика и заказчика АСУ ТП.3.3 На базе таких ПТК может также создаваться система, в которой разработчик АСУ ТП предусматривает выделение отдельных контроллеров для реализации подсистемы ТЗ. В большинстве случаев этот вариант является более предпочтительным с точки зрения организации эксплуатации и обслуживания системы и разграничения сфер ответственности при эксплуатации различных подсистем АСУ ТП.4 Основными принципами распределения сигналов по контроллерам ПТК являются (в порядке убывания приоритета):- принцип обеспечения требуемых показателей надежности реализации функций АСУ ТП;- принцип минимизации пересылок между контроллерами, обеспечиваемая, как правило, применением функционально группового принципа распределения функций АСУ ТП, реализуемых на нижнем уровне, по контроллерам;- принцип обеспечения требуемых временных характеристик обработки входной информации и выдачи управляющих воздействий;- территориальный принцип;- принцип обеспечения по возможности равномерной загрузки контроллеров, оптимального их количества и необходимых резервов по вводу информации, выдаче управляющих воздействий - 15 - 20 % и по вычислительным ресурсам (объемам памяти и загрузки центральных процессоров) - 30 - 50 %;- принцип минимизации протяженности линий связи от датчиков до контролеров;- принцип обеспечения по возможности однонаправленной передачи информации: от контроллеров к устройствам верхнего уровня ПТК (операторские станции, сервера и т.п.);- принцип организации единого информационного пространства.4.1 Принцип обеспечения требуемых показателей надежности реализации функций АСУ ТП предполагает, что ПТК АСУ ТП состоит из систем разной степени надежности. Могут быть выделены следующие три группы систем:1) технологические защиты, действующие на останов и снижение нагрузки основного оборудования энергоблока, котла и турбины;2) технологические защиты, действующие на останов локальных агрегатов;3) системы нормальной эксплуатации (блокировки, автоматические регуляторы, функционально-групповое управление).Системы управления, входящие в 1-ю группу, должны реализовываться в контроллерах повышенной надежности, обеспечивающих резервирование ввода, обработки информации и формирование управляющих воздействий. Система резервирования должна обеспечивать возможность "горячей" замены отказавших компонентов без нарушения работы программ.4.2 Принцип минимизации пересылок между контроллерами (функционально-групповой принцип) предусматривает распределение оборудования по группам, выполняющим определенные технологические функции, при котором решение системой управления всех задач (ДУ, ЛУ, АР) управления одной функциональной группы (ФГ) реализуется в одном контроллере. 4.3 Принцип обеспечения требуемых временных характеристик предусматривает, что объекты управления должны распределяться с учетом обеспечения в системе управления одного из следующих циклов решения задач:- 0,2 - 0,5 с - для 1-й группы;- 0,5 - 1,0 с - для 2 и 3-й групп.4.4 Территориальный принцип предусматривает распределение объектов управления по системам с учетом следующих факторов:- исключение для систем управления 1-й группы отказов по общим причинам (отказ электропитания, пожар, наводнение и т. п.);- по возможности большее приближение систем управления к объектам управления для сокращения длины кабельных линий, а также при необходимости широкое, применение устройств удаленного сбора информации.4.5 При распределении объектов управления соответствующих групп по компонентам ПТК на этапе проектирования должен обеспечиваться резерв 15 - 20 % по входным сигналам и выходным командам и 30 - 50 % по объемам памяти и производительности процессоров контроллеров.4.6 Принцип обеспечения однонаправленной передачи информации предполагает исключение информационных пересылок от устройств верхнего уровня ПТК в контроллеры, в которые должны пересылаться только команды управления, формируемые задачами автоматизированного управления верхнего уровня или оперативным персоналом. Наличие пересылок информации из верхнего уровня в контроллеры, как правило, свидетельствует о том, что неправильно выбрано место реализации одной либо нескольких задач. В этом случае следует выполнить перераспределение этих задач и исключить данные пересылки.4.7 При вводе информации в ПТК АСУ ТП от датчиков аналоговых и дискретных сигналов необходимо иметь в виду следующее:4.7.1 Информация от периферийного устройства (измерительный преобразователь, дискретный сигнал) непосредственно используется в качестве инициативного сигнала в работе задач управления всех категорий надежности.В этом случае сигнал от периферийного устройства должен вводиться в подсистему с высшей категорией надежности, другие подсистемы должны получать эту информацию по резервированному цифровому каналу связи.4.7.2 Информация от периферийного устройства (измерительный преобразователь, дискретный сигнал) косвенно используется в качестве вспомогательной в работе задач управления высшей категории надежности и непосредственно - в задачах низших категорий надежности.В этом случае сигнал от периферийного устройства должен вводиться в ту подсистему, где он используется непосредственно, а подсистема с высшей категорией надежности должна получать эту информацию по резервированному цифровому каналу связи.4.7.3 При вводе одной и той же информации от одного измерительного преобразователя в системы разных групп надежности (исключительный случай) для представления информации оператору и регистрации должна использоваться информация из системы с более высокой группой надежности.4.7.4 При распределении объектов и программ управления между различными компонентами АСУ ТП необходимо стремиться к минимизации информационного обмена и минимизации непосредственного ввода информации. 
ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ ФУНКЦИЙ ПТК НА ОБЪЕКТЕ ЭНЕРГЕТИКИ
Согласно «Программе повышения надежности и наблюдаемости ЕНЭС. Этап 1 «ОАО «ФСК ЕЭС», компания «Р.В.С.» участвует в проекте по созданию программно-технического комплекса автоматизированной системы управления технологическим процессом (ПТК АСУ ТП). Примером проекта по созданию ПТК АСУ ТП может служить проект на подстанции 330 кВ «Юго-Западная» МЭС Северо-Запада». ПТК АСУ ТП на подстанции 330 кВ «Юго-Западная» создана на базе оборудования компании Mikronika. В подсистеме телемеханики установлен серверный шкаф с резервируемыми коммуникационными контроллерами, 2 шкафа по присоединениям 110 кВ и 330 кВ с двумя крейтами контроллеров в каждом, 14 измерительных преобразователей на присоединении 10 кВ. Телеизмерения (значения вторичных цепей токов и напряжений по присоединениям на линиях и шинах 330 кВ, 110 кВ) и телесигнализации (дискретные входные сигналы положения выключателей, разъединителей, заземляющих ножей 330 кВ, 110 кВ, 10 кВ) заводятся в шкафы телемеханики напрямую через модули MPL-xxx контроллера SO-52. Телеуправление выключателями 330 кВ, 110 кВ, 10 кВ реализовано с помощью модулей выходов управления MSS-xxx в контроллере SO52. Для снятия сигналов телеизмерений и телесигнализаций, а также управления выключателями 10 кВ в КРУН-10 используются отдельные устройства SO-5403v1, которые устанавливаются в каждую ячейку. Отдельно снимаются обобщенные дискретные сигналы аварийно-предупредительной сигнализации подстанции (общий сигнал аварии на подстанции, сигналы неисправности и аварии систем РЗА, РАС, СУМТО) и аналоговые сигналы (температура окружающей среды, скорость и направление ветра). Синхронизация времени в ПТК АСУ ТП обеспечивается сервером единого времени SO-5530-GT.Рисунок 3 – Структурная схема ПТК АСУ ТП на ПС 330 кВ «Юго-Западная»Подсистема РАС реализована на оборудовании ПАРМА и интегрируется в ПТК АСУ ТП по Ethernet. В РАС стоит отдельный сервер, на который в случае аварийных ситуаций записывается вся необходимая информация в виде осциллограмм. По требованию через технологии ftp-сервера реализована дальнейшая передача информации.Для реализации работы подсистемы СУМТО на автотрансформаторы АТ-1 и АТ-2 устанавливается ряд датчиков: датчики давления на стороны высокого и среднего напряжения, датчик температуры и датчик газовлагосодержания в масле автотрансформатора. Дополнительно в основной шкаф СУМТО заводятся вторичные цепи токов и напряжений.Основным оборудованием подсистемы ККЭ является сертифицированный измерительный прибор SATEC PM175. Каждый прибор РМ175 устанавливается на отдельную шину 330 кВ, 110 кВ и 10 кВ. Приборы интегрируются в ПТК по интерфейсу RS-485 (Modbus).ЗАКЛЮЧЕНИЕС развитием автоматизации в энергетике практически ни один проект не обходится без внедрения ПТК. В связи с этим понятие ПТК АСУ ТП получает все большее и большее распространение в энергетике. На основании рассмотренного примера на сегодняшний день внедрение на подстанциях ПТК ССПИ с возможностью дальнейшего возможного расширения системы до АСУ ТП является необходимым минимумом для реализации «программы повышения надежности и наблюдаемости ЕНЭС». В случае полноценной реализации программы повышается эффективность управления подстанцией благодаря возможности ведения заданного режима, предотвращения отказов оборудования, локализации и устранения последствий отказов оборудования и сохранения надежности и безопасности работы автоматизируемого оборудования подстанций, а также эффективности и комфортности работы оперативного и обслуживающего персонала.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Елисеев В.В, Ларгин В.А, Пивоваров Г.Ю. Программно-технические комплексы АСУ ТП К: Издательско-полиграфический центр «Киевский университет», 2003. 429 с.Автоматизированные системы управления технологическими процессами на базе птк evicon. Издание 2, 2016 [электронный ресурс]// https://ekra.ru/upload/iblock/36e/EKRA_PTK-EVICON_2016.pdfПрограммное обеспечение микропроцессорных субкомплексов контроля и управления. Управляющая система. Руководство системного программиста. АО «Импульс». 2000.Опыт создания ПТК АСУ ТП. Журнал «ИСУП», № 2(22), 2009 г.Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации", утверждены приказом Минэнерго России от 19.06.2003 № 229.ГОСТ Р 8.585-2001. Государственная система обеспечения единства измерений. Термопары. Номинальные статические характеристики преобразования.ГОСТ 26.011-80. Средства измерений и автоматизации. Сигналы тока и напряжения электрические непрерывные входные и выходные.