Что такое асу тп в энергетике

АСУ ТП подстанций, автоматизация трансформаторных подстанций

Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) — комплекс технических и программных средств, предназначенный для автоматизации управления технологическим оборудованием.

Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) подстанции — система, включающая как программно-технический комплекс (ПТК), решающий различные задачи сбора, обработки, анализа, визуализации, хранения и передачи технологической информации и автоматизированного управления оборудованием трансформаторной подстанции, так и соответствующие действия персонала по контролю и оперативному управлению технологическими процессами подстанции, выполняемые во взаимодействии с ПТК.

С учетом сложности и ответственности разных функций управления создание АСУ ТП подстанцией осуществляется поэтапно, начиная с менее сложных и ответственных: оперативного управления, автоматического регулирования, релейной защиты. Завершенная в полном объеме АСУТП подстанцией называется интегрированной системой управления подстанции.

В составе АСУ ТП подстанцией предусматриваются следующие функции:

Оперативное управление — сбор и первичная обработка дискретной и аналоговой информации, формирование, обновление, корректировка базы данных, регистрация аварийных ситуаций и переходных процессов, фиксация факта и времени выдачи управляющих команд, учет электроэнергии, отпущенной потребителям, переданной соседним энергосистемам или полученной от них, отображение и документирование информации для оперативного персонала, контроль текущих значений параметров режима, определение длительности допустимых перегрузок трансформаторов и другого оборудования, контроль продолжительности работы оборудования в утяжеленных условиях (при перегрузках), контроль качества напряжения, контроль работы трансформаторов и другого оборудования, регистрация состояния оборудования, определение ресурса трансформаторов (по изоляции и по электродинамическим воздействиям) и коммутационного оборудования,

Кроме этого — определение ресурса РПН трансформаторов, контроль состояния изоляции высокого напряжения, анализ аварийных ситуаций, контроль и управление электропотреблением, автоматическое составление бланков оперативных переключений, контроль состояния сети оперативного тока, контроль и оптимизация работы компрессорной установки и системы воздухоснабжения выключателей, контроль охлаждения трансформаторов, контроль состояния системы автоматического пожаротушения, управление коммутационной аппаратурой, определение расстояния до места повреждения на ЛЭП, автоматическое ведение суточной ведомости, формирование телеизмерений и телесигналов и передача их на диспетчерские пункты верхних уровней управления, реализация команд телеуправления коммутационными аппаратами и средствами управления, организация необходимых каналов связи и управления с диспетчерскими пунктами и оперативно-выездными бригадами,

Автоматическое управление — управление напряжением и реактивной мощностью, управление составом работающих трансформаторов (оптимизация числа работающих трансформаторов по критерию минимума потерь активной мощности), управление нагрузкой в аварийных режимах, адаптивное АПВ и АВР,

Релейная защита — релейная защита всех элементов подстанции, диагностирование и проверка релейной защиты и автоматики, адаптация релейной защиты, анализ действия релейной защиты по сигнализации, резервирование отказа выключателей.

Цифровая техника на подстанции дает следующие преимущества:

• повышение надежности всех функций управления благодаря автоматическому диагностированию системы и расширению возможности использования всего объема исходной информации,

• улучшение контроля за состоянием оборудования подстанции,

• сокращение избыточности цепей и информации, необходимой для обеспечения определенного уровня надежности,

• повышение возможностей достоверизации и корректировка исходной информации благодаря наличию достаточно большого объема избыточной информации,

• увеличение объемов информации, что позволяет системе управления формировать более обоснованные решения, —

• возможность реализации адаптивных систем релейной защиты и управления,

• снижение суммарных затрат на комплекс технических средств управления,

• возможность применения новых прогрессивных технических средств (датчиков высокой точности, волоконно-оптических систем и др.).

Почти для всех разработок общим является использование в качестве технической базы АСУ ТП подстанциями многомашинных распределенных комплексов, базирующихся на структурах локальных вычислительных сетей. Микропроцессоры, входящие в эти комплексы, выполняют разные технологические и вспомогательные функции, включая связь между подстанцией и диспетчерским пунктом.

К числу функций управления подстанцией, которые автоматизируются с помощью микропроцессорной техники, относятся:

• сбор и обработка информации,

• отображение и документирование информации,

• контроль измеряемых величин, выходящих за установленные пределы,

• передача информации на верхний уровень управления,

• выполнение простых вычислений,

• автоматическое управление оборудованием подстанции в нормальном режиме.

К устройствам релейной защиты и противоаварийной автоматики предъявляются наиболее высокие требования по надежности и быстродействию. Отказы микропроцессорных систем при выполнении функций релейной защиты и противоаварийной автоматики должны быть практически исключены.

Диалоговая система должна обеспечить общение с АСУ ТП разных пользователей: оперативного персонала, для которого используется наиболее простой, близкий к естественному, язык общения, специалистов в области релейной защиты и противоаварийной автоматики, выполняющих настройку, проверку и изменение уставок (более сложный, специализированный язык общения), специалистов по вычислительной технике (наиболее сложный язык). С помощью АСУ ТП контролируются: состояние (включено-отключено) работающего оборудования, текущие значения величин по сравнению с установленными допустимыми пределами, исправность средств управления (связи, релейной защиты и противоаварийной автоматики), допустимая длительность перегрузки трансформаторов и ЛЭП, разница коэффициентов трансформации включаемых на параллельную работу трансформаторов.

К числу функций автоматического управления в нормальном режиме относятся : регулирование напряжения на шинах подстанции посредством изменения коэффициентов трансформации трансформаторов, включение и отключение конденсаторов, оперативные переключения по заданной программе, блокировка разъединителей, синхронизация, отключение одного из параллельно работающих трансформаторов для уменьшения суммарных потерь электроэнергии в режиме малых нагрузок, автоматизация считывания показаний счетчиков электроэнергии.

Функции управления АСУ ТП подстанций в аварийных режимах включают релейную защиту элементов подстанции, УРОВ, АПВ ЛЭП, АВР, отключение и восстановление нагрузки. С помощью микроЭВМ реализуются адаптивные системы АПВ ЛЭП и шин, которые обеспечивают: переменную выдержку времени (бестоковую паузу) с учетом тяжести предшествующего КЗ, выбор элемента для подачи напряжения на шины подстанции, оставшиеся без напряжения (по минимальному уровню тока КЗ в случае устойчивого повреждения, по максимальному значению остаточного напряжения на шинах подстанции, от которой подается напряжение и др.), изменение выдержки времени, вывод АПВ из действия при многократных повреждениях на ЛЭП, обусловленных тяжелыми метеоусловиями, поочередное замыкание фаз выключателя при двух- или трехфазном КЗ на землю (сначала включается выключатель одной из поврежденных фаз, а затем в случае успешного АПВ — выключатели двух других фаз), благодаря чему снижается тяжесть аварийного возмущения в случае неуспешного АПВ.

Телеграмм канал для тех, кто каждый день хочет узнавать новое и интересное: Школа для электрика

Автоматизация тепловых электростанций, АСУ ТП теплоэнергетического оборудования

На современных тепловых электростанциях технология получения электрической энергии требует выполнения многих сложных производственных процессов: подачи, приготовления и сжигания топлива, удаления шлаков и золы, приготовления и перекачки воды, превращения химической энергии топлива в тепловую энергию пара, энергии пара — в механическую и, наконец, электрическую энергию.

Каждый из перечисленных производственных процессов в свою очередь состоит из большого числа отдельных технологических операций.

Совершенствование техники, увеличение единичных мощностей агрегатов и электростанций, повышение параметров пара (давления и температуры) предъявляют высокие требования к управлению технологическими процессами, которые в ряде случаев не могут быть выполнены руками человека.

Для управления и регулирования процессами производства электрической и тепловой энергии широко применяются различные автоматические устройства, работающие в составе АСУТП (автоматизированной системы управления технологическими процессами).

Комплексная автоматизация тепловых электростанций

Первоначально на тепловых электростанциях осуществлялась автоматизация только отдельных производственных операций и процессов, которая позволяла получать определенный технико-экономический эффект. Повышались надежность и экономичность эксплуатации оборудования, увеличивалась производительность труда, облегчались условия работы персонала и улучшалось качество энергии.

Комплексная автоматизация тепловых электростанций предусматривает:

• одновременно с комплексной автоматизацией цехов механизацию всех трудоемких и тяжелых работ, а также вредных для здоровья процессов труда;
• централизацию управления неавтоматизированных операций, входящих в цикл производства.

Все это вместе взятое существенно повышает надежность и экономичность работы оборудования, резко уменьшает число работающих, повышает культуру эксплуатации и квалификацию обслуживающего персонала.

Автоматизация тепловых процессов

Современные автоматические системы на ТЭС должны поддерживать заданную производительность теплоэнергетических установок, удерживать технологические параметры вблизи заданных значений или изменять их по определенному закону (осуществлять программное регулирование), а также выполнять динамическую оптимизацию отдельных процессов.

Из каких элементов состоит автоматическое регулирование основных процессов на тепловой электростанции?

При изменении потребления электрической энергии электростанция вынуждена изменять свою отдаваемую мощность, так как меняется электрическая нагрузка на каждый турбогенератор.

Это изменение нагрузки вызывает увеличение или замедление скорости вращения ротора генератора и паровой турбины.

Отклонение скорости вращения от нормальной улавливается и замеряется специальным устройством автоматического регулятора скорости турбины.

Регулятор изменяет количество пара, поступающего в турбину, так, чтобы восстановить ее нормальное число оборотов.

Изменения в потреблении пара турбиной вызывают изменение его параметров — давления и температуры.

Отклонения давления и температуры пара от номинальных значений приводят к снижению экономичности работы электростанции и увеличению расхода топлива и, следовательно, стоимости вырабатываемой энергии.

Таким образом, для поддержания оптимального режима работы необходимо иметь постоянство параметров пара перед турбиной, а это означает, что в паровых котлах всегда должно вырабатываться столько пара, сколько его потребляется турбинами.

Количество вырабатываемого пара в паровых котлах зависит от того, сколько топлива сжигается в их топках. На электростанциях подача топлива в топки котлов осуществляется автоматически при помощи автоматического регулятора топлива.

Вместе с топливом в топку подается подогретый воздух в количестве, необходимом для полного сгорания топлива. Недостаток или избыток воздуха против оптимального его количества снижает экономичность парового котла и вызывает увеличенный расход топлива.

В связи с непрерывным изменением нагрузки на турбинах изменяется и потребление топлива, а это в свою очередь обусловливает непрерывное регулирование подачи воздуха топки паровых котлов.

Регулирование подачи воздуха осуществляется специальными автоматами-регуляторами. Таким путем автоматически поддерживается заданное соотношение между топливом и воздухом в топке.

Так как при изменениях количеств сжигаемого топлива и воздуха изменяется количество продуктов горения, поддержание в топке постоянного разрежения осуществляет автоматический регулятор разрежения, изменяющий производительность дымососов.

Все три регулятора входят в комплект автоматики горения котла, которая главным образом и определяет экономичность работы котельного агрегата.

Задачу автоматического поддержания нормального уровня воды в барабане котла выполняет автоматический регулятор питания.

Для регулирования температуры пара, поступающего в турбину, применяется автоматический регулятор температуры, который при отклонениях температуры пара от нормального значения изменяет подачу воды в охладитель пароперегревателя. Таким путем восстанавливают температуру пара перед турбиной.

Так как в энергосистемах большее значение имеет автоматическое регулирование частоты и активной мощности, то существует необходимость осуществлять это регулирование в периоды паводков на гидростанциях агрегатами тепловых электростанций, что повышает требования к работе тепловой автоматики, особенно автоматики горения.

Как регулируется частота в энергосистеме: Регулирование частоты в энергосистеме

Другие автоматические устройства тепловых электростанций

Описанными автоматами далеко не исчерпываются все автоматические устройства, применяемые на современных тепловых электростанциях. Можно перечислить ряд других наиболее часто применяемых автоматических устройств управления, защиты и регулирования на тепловых электростанциях:

• Автоматическая загрузка шаровых углеразмольных мельниц позволяет при наивыгоднейшей тонине помола — крупности угольной пыли по условиям экономичности сжигания топлива расходовать на размол его минимальное количество электроэнергии.
• Автоматическая обдувка трубной системы газового тракта паровых котлов в целях увеличения надежности и экономичности их работы.
• Автоматы, защищающие питательный агрегат, при перепитке и упуске уровня воды в барабане котла, чрезмерном повышении давления пара, погасании пылевого или газового факелов в топке котла. В последнем случае успешно применяется автоматическое включение резервных мазутных форсунок, позволяющих поддерживать горение в топке. Применяются также защитные автоматы при разрыве экранных труб котла.

В турбинных цехах электростанций применяются различные виды автоматических устройств, в том числе:

• автоматические регуляторы скорости турбин,
• регуляторы отборов пара,
• автоматы безопасности,
• автоматы сдвига ротора турбины,
• автоматы подачи пара на лабиринтовые уплотнения турбин,
• автоматы, поддерживающие уровень и давление в деаэраторах, уровни в бойлерах, подогревателях, испарителях,
• автоматы, регулирующие давление и температуры редукционно-охлаждающих установок, и др.

На тепловых электростанциях используется комплексная автоматизация котельных, турбинных и химических цехов.

Без дежурного персонала на автоматическом управлении работают насосные станции циркуляционной воды.

Кроме того, во всех цехах электростанций на вспомогательном оборудовании, находящемся в резерве, применяются автоматы ввода его в работу при остановке работающих агрегатов (автоматического ввода резерва — АВР).

АВР применяется на маслонасосных и водонасосных агрегатах, на электродвигателях вентиляторов, дымососов, компрессоров, и трансформаторах собственных нужд станции.

Наряду с этим на электростанциях максимально широко применяются автоматические блокировки, контрольно-измерительные приборы и аварийно-предупредительная сигнализация.

Взаимодействие между объектом и оператором в процессе управления в АСУ ТП теплоэнергетического оборудования осуществляют с помощью комплекса технических средств измерений и сигнализации, дистанционного и логического управления, автоматического регулирования и защиты теплового оборудования.

Значение и перспективы использования автоматики на тепловых электростанциях

Автоматика вместе с устройствами дистанционного управления и механизацией трудоемких и вредных для здоровья производственных процессов, таких как: разгрузка топлива, удаление шлаков и золы, обдувка и очистка внутренних поверхностей паровых котлов, уборка помещений и территории, а также некоторых ремонтных операций позволили значительно повысить производительность труда и сократить численность персонала, обслуживающего тепловые электростанции, одновременно облегчив условия его работы.

Все же в области комплексной автоматизации, даже на тепловых электростанциях, предстоит проделать еще много работы.

В заключение следует отметить, что еще очень много технических вопросов предстоит решить в области совершенствования автоматики тепловых электростанций. Успех разрешения их зависит от широты проведения смелых производственно-исследовательских экспериментов на действующем оборудовании электростанций силами эксплуатационного персонала в тесном контакте с научными и проектными организациями.

Телеграмм канал для тех, кто каждый день хочет узнавать новое и интересное: Школа для электрика

Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!

Не пропустите обновления, подпишитесь на наши соцсети:

Комплексные АСУ ТП подстанций

Проведен анализ внедряемой ОАО «ФСК ЕЭС» многоуровневой иерархической автоматизированной системы технологического управления, где основной объем информации для АСТУ формирует система управления энергообъекта. Рассмотрен пример построения комплексной АСУ ТП подстанции.

ООО «Р.В.С.», г. Москва

Одной из основных стратегических целей развития Единой национальной электрической сети (ЕНЭС), реализуемой ОАО «ФСК ЕЭС» является реализация централизованного технологического управления электрическими сетями. С этой целью ФСК ЕЭС проводит работы по внедрению многоуровневой иерархической автоматизированной системы технологического управления (АСТУ) на уровнях ПМЭС, МЭС и ФСК в целом. Основной объем информации для АСТУ формирует АСУ ТП энергообъекта. Широкий круг задач, решаемых АСТУ предъявляет особые требования к построению комплексной АСУ ТП подстанции.

Комплексная АСУ ТП

Под комплексной АСУ ТП подстанции понимается распределенная иерархическая система, работающая в темпе протекания технологического процесса. Система интегрирует в себя информацию со всех смежных подстанционных систем, таких, как РЗА (релейная защита и автоматика), ПА (противоаварийная автоматика), АИИС КУЭ (Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии), система контроля, мониторинга и управления основным оборудованием, ОМП (определения места повреждения), РАС (регистрации аварийных событий) и передает данную информацию на верхние уровни иерархии управления режимами и эксплуатацией электрических сетей. АСУ ТП обеспечивает возможность управления объектами без постоянного присутствия оперативного персонала. Коммуникации внутри системы осуществляются с использованием стандартных промышленных протоколов, таких как МЭК 60870-5-10x, DNP 3.0, Modbus, Profibus. Предпочтительней использование протокола МЭК 61850, который является наиболее актуальной разработкой в области коммуникационных технологий для систем управления в энергетике. Он значительно упрощает интеграцию в единую систему устройств различных производителей и поколений, позволяя интегрировать их с наименьшими трудовыми и финансовыми затратами. При этом вся получаемая информация поступает в единую базу данных.

Структура АСУ ТП

Комплекс технических средств АСУ ТП подстанции, как правило, имеет трехуровневую структуру, включающую в себя нижний (полевой), средний и верхний уровни.

К нижнему (полевому) уровню относятся устройства, непосредственно связанные с объектом управления. С их помощью обеспечивается сбор информации и выдача команд управления, необходимых для функционирования системы. К программно-техническим средствам нижнего уровня относится набор локальных микропроцессорных устройств (контроллеров), в том числе устройства измерения, сигнализации и управления, подключаемые к промышленным сетям передачи данных. К полевому уровню относятся также микропроцессорные устройства смежных подсистем, в том числе РЗА, ПА, системы мониторинга и диагностики основного электротехнического оборудования, АИИС КУЭ, системы регистрации аварийных событий.

Средний уровень образуют устройства, выполняющие функции сбора, обработки и концентрации информации для передачи ее на верхний уровень и в удаленные центры управления. На данном уровне осуществляется интеграция смежных подстанционных систем.

К верхнему уровню относятся серверы, автоматизированные рабочие места персонала и средства локальной вычислительной сети, осуществляющие хранение, представление и передачу информации.

Комплексная автоматизация подстанций является необходимым условием реализации «Программы комплексного технического перевооружения электрических сетей ОАО «ФСК ЕНЭС» на 2004—2012 годы». В рамках утвержденной ФСК «Программы повышения надежности и наблюдаемости ЕНЭС путем внедрения на подстанциях комплексов мониторинга и управления технологическими процессами (1 этап — объекты ФСК ЕЭС)», ведется построение систем сбора и передачи информации и минимизированных комплексов автоматизации подстанции с возможностью расширения до полноценной АСУ ТП.

Модернизация АСУ ТП

При поэтапной модернизации системы возникает вопрос сохранения уже вложенных на предыдущем этапе средств. Кроме того, при дальнейшем строительстве необходимо учитывать возможность расширения системы.

Практически все поставщики современных систем автоматики мирового уровня предлагают решения, поддерживающие расширение базовой функциональности системы сбора и передачи информации до полноценной АСУ ТП энергообъекта. Но гарантирует ли это возможность экономически эффективной модернизации? Опыт показывает, что нет. И здесь все зависит от компании интегратора, отвечающего за выбор концепции построения архитектуры системы и ее проектирование.

Остановимся на некоторых особенностях системы, которые помогут сохранить вложенные в построение системы инвестиции при последующей ее модернизации или реконструкции.

Приборы нижнего уровня должны поддерживать целевую функциональность системы и иметь возможность расширения существующего набора аналоговых и дискретных каналов ввода/вывода до необходимого числа.

Устройства среднего уровня должны иметь в своем составе достаточное количество коммуникационных портов или свободные слоты для установки дополнительных коммуникационных плат, а также иметь производительность, достаточную для обеспечения вычислительных потребностей полноценной АСУ ТП или иметь возможность добавления дополнительных процессорных плат.

Верхний уровень строится по принципу клиент-серверной архитектуры с поддержкой дублирования серверов, при дальнейшем расширении системы и росте информационной емкости происходит инсталляция необходимого количества дополнительных клиентских рабочих мест.

На аппаратном уровне сеть передачи данных должна обеспечивать высокоскоростной обмен информацией и обладать кольцевой структурой системы с поддержкой резервирования. Должна быть реализована поддержка современных протоколов обмена данными: МЭК 61850 (наиболее предпочтительно), МЭК 60870-5-10х, OPC, протоколов уровня Fieldbus: Profibus, Modbus и др. Кроме того, необходимо обеспечить синхронизацию интегрируемых компонентов системы с астрономическим временем с точностью 1 мс, при этом предпочтительно использование совмещенных приемников сигналов точного времени ГЛОНАСС/GPS.

Также необходимо оставлять дополнительное место в шкафах автоматики для возможного добавления резервных комплектов оборудования, новых устройств контроля и управления, клеммных рядов, коммуникационных компонентов.

На деле система проектируется с определенной целевой функциональностью, а элементы и программные модули, в которых на настоящий момент нет необходимости, не включаются в объем поставки. Это позволяет сформировать резерв, избежать глобальной реструктуризации системы, обеспечивая ее расширение с минимальными финансовыми вложениями.

Распределенные системы АСУ ТП в энергетике – мода или необходимость. Часть 2

В статье рассматриваются технические и экономические особенности постановки задачи, проектирования и внедрения распределенных систем на энергетических объектах с применением контроллерной техники фирмы TREI.

ООО «ТРЭИ ГМБХ», г. Пенза

Первую часть данной статьи можно прочесть в № 2(18)_2008.
Отсутствие необходимых
площадей на БЩУ для размещения контроллерного оборудования

Недостаток площадей на БЩУ, явление относительное, при желании место для установки шкафа можно найти всегда. Другое дело, когда в целях сокращения оперативного персонала производится объединение блочных щитов управления или присоединение к действующему БЩУ объекта управления (котла или турбины), ранее управлявшегося с другого блочного щита. Габариты контроллерного шкафа сейчас определяют не габариты контроллера, а размеры клеммного поля, подключаемого к контроллеру. Если объект управления не был ранее автоматизирован, то переносить его управление на другой БЩУ, сохраняя старое щитовое управление, практически невозможно. Поэтому у руководства станции есть несколько путей решения данной проблемы:

1_Провести реконструкцию системы управления объектом по централизованной схеме на старом БЩУ. А станции оператора (СО) перенести на новый БЩУ, благо все СО подключаются по последовательному интерфейсу (как правило, Ethernet или Fast-Ethernet), который позволяет выполнять такой перенос.

Недостатки данного решения налицо:

— вся централизованная аппаратура управления остается на старом щите управления, а значит, у руководства связаны руки по перепрофилированию данного помещения или по подготовке его для вновь строящегося объекта;

— в этом случае централизованная контроллерная система управления устанавливается как надстройка над старым электротехническим оборудованием старыми коммуникациями, поэтому старый БЩУ становится местом постоянного доступа оперативного и ремонтного персонала, а значит, цель выведения этого помещения из эксплуатации на достигается.

2_Другое решение — провести реконструкцию системы управления объекта с построением распределенной системы АСУ ТП. В этом случае на новый БЩУ кроме операторских станций дополнительно устанавливаются сетевое оборудование АСУ ТП и небольшой шкаф с центральными процессорными модулями контроллеров (Мастер-модулями). Площадь, занимаемая этим дополнительным оборудованием, меняется от 0,64 м2 до 2 м2 в зависимости от мощности объекта (например, котла или турбины). Специалистами фирмы TREI предлагается структура такой системы (рис. 8).

Рис. 8. Пример распределенной структуры АСУ ТП
Поэтапное внедрение подсистем АСУ ТП методом так называемой
«ползучей» автоматизации

Причин, по которым руководство энергообъектов заказывает именно поэтапное внедрение АСУ ТП, несколько:

— отсутствие средств на комплексную автоматизацию;
— малый промежуток времени, выделяемый на ремонт или реконструкцию объекта автоматизации;
— неверие в готовность персонала к работе на новых технических средствах;

— нежелание рисковать большими капиталовложениями и готовность проверить собственные технические службы и организацию подрядчика в совместной работе на менее затратном проекте.

Но в любом случае для исполнителя это объективная реальность и задача предложить Заказчику решение, которое само по себе является законченным работоспособным этапом автоматизации. Решение, которое имеет все предпосылки для органичного развития системы до полномасштабной АСУ ТП. Технические средства фирмы TREI дают такую возможность при проектировании этапов систем автоматизации. Рассмотрим варианты реализации этих этапов с применением контроллеров TREI-5B.

Рис. 9. Пример структуры распределенной информационной системы

Как правило, первый этап самый дешевый — это информационная система. На рис. 9 представлен вариант структуры информационной системы.

Второй этап в большинстве применений — это САР (например, САР котла). В этой системе уже обязательным является применение процессорного мастер-модуля контроллера, и в зависимости от ответственности регуляторов которые обслуживает система, необходимо рассмотреть применение дублированных мастер-модулей контроллера при не дублированных интеллектуальных модулях ввода/вывода (рис. 10).

Рис. 10. Пример распределенной АСУ ТП с функциями САР и информационной системы АСУ ТП
На третий этап остается добавление в систему функций ПАЗ и дистанционного управления.

Особенность этого этапа в том, что контроллер, обслуживающий функции ПАЗ, компонуется, как правило, по централизованной схеме. Причин этому несколько:

— при реконструкции все кабельные связи от датчиков, исполнительных механизмов и органов ручного управления уже заведены в операторную или БЩУ.

Все эти связи рабочие и регулярно проверяются при испытаниях защит при каждом пуске объекта;

— манипуляции с переключением основного и резервного контроллера при отладке программ или корректировках, удобнее проводить, когда сами контроллеры и органы переключения резерва находятся вблизи от операторских станций и оперативного персонала;

— психологически персоналу комфортнее, когда контроллеры ПАЗ находятся в защищенном от постороннего вмешательства месте.

Именно по этим причинам специалисты фирмы TREI рекомендуют для подсистемы ПАЗ применять контроллер TREI-5B-04 в каркасном исполнении. Кроме того, данный контроллер полностью программно совместим с TREI-5B-05, а наличие сертификата TUV уровня SIL3 (уровень промышленной безопасности [1]) обеспечивает правомочность применения его в системах блокировок и защит.

Функции дистанционного управления арматурой и другими исполнительными механизмами целесообразно реализовать по распределенной схеме, разместив интеллектуальные модули контроллера непосредственно в шкафах РТЗО или заменив морально устаревшие шкафы и силовые сборки на интеллектуальные шкафы РТЗО с более высокой степенью интеграции. Таким образом мы получаем полнофункциональную АСУ ТП как итог поэтапного развития (рис. 11).

Рис. 11. Пример построения полномасштабной АСУ ТП энергетического объекта в комбинации
централизованной и децентрализованной компоновки контроллерного оборудования
Поэтапное обновление парка датчиков и исполнительных механизмов
и, как следствие, постоянная корректировка проекта реконструкции
по факту замены оборудования

На действующих энергообъектах датчики и исполнительные механизмы меняют, как правило, не в плановом порядке, а по мере выхода из строя последних. Данная замена в ряде случаев сопряжена с необходимостью корректировки схем АСУ ТП. Рассмотрим пример замены электроконтактного манометра ЭКМ на датчик давления с токовым выходом в системе с применением контроллеров TREI-5B-04 (05).

До замены ЭКМ функцию контроля давления по двум уставкам выполнял модуль дискретного ввода. С переходом на унифицированный сигнал от датчика давления появляется необходимость в модуле унифицированного токового ввода 4—20 мА. В контроллерах других производителей с жесткой конфигурацией модулей ввода/вывода данная замена повлекла бы за собой необходимость установки в систему нового модуля, а так же изменения кроссировки линий связи с датчиком внутри шкафа контроллера и, возможно, изменение всей конфигурации, если в установочном каркасе нет места для установки дополнительных модулей ввода/вывода. Что особенно сильно сказывается на стоимости в удаленных УСО.

Если же система проектировалась с применением контроллеров TREI-5B-04 (05), то у пользователя есть возможность проведения модернизации безболезненно, благодаря мезонинной технологии каналов ввода/вывода. В нашем примере замена датчика вынудила бы нас только к замене мезонина 2-канального дискретного ввода на мезонин унифицированного токового ввода 4—20 мА, с сохранением общей компоновки контроллера или УСО и кабельных связей (рис. 12).

Рис. 12. Пример изменения компоновки мезонинного модуля ввода/вывода при заменен
датчика контроля давления с электроконтактного на датчик с токовым выходом

Кроме технических проблем при внедрении распределенных систем управления, считаю необходимым указать на некоторые организационные особенности этого процесса:

1_Централизованная система АСУ ТП полностью соответствовала структуре подразделений персонала ТЭЦ. Служба АСУ ТП (в некоторых случаях подразделение ЦТАИ) обслуживала контроллеры и границей раздела ответственности с электриками были входные клеммники контроллера. В случае распределенной системы необходимо менять организационную структуру обслуживания, т.к. интеграция УСО в силовые шкафы электриков приводит к объединению зон ответственности службы АСУ ТП и персонала электроцеха.

2_Распределенная система предъявляет повышенные требования к сохранности децентрализованно расположенных элементов системы, а возможно, и к дополнительным мерам по вандалозащите удаленных контроллеров и УСО.

3_Практически всегда первая система на предприятии выбирается заказчиком централизованная, и, только получив опыт внедрения и эксплуатации, Заказчик делает выбор в пользу распределенных систем АСУ ТП. В практике внедрений фирмы TREI был единственный случай, когда первая система АСУ ТП на конкретной ТЭЦ сразу строилась с частичной децентрализацией информационных и управляющих функций. Но причиной этого был просчет снабженцев при закупке контрольного и силового кабеля. Таким образом сама практика внедрения подтверждает существенный экономический эффект от внедрения распределенных АСУ ТП.

Выводы

Распределенные системы АСУ ТП в энергетике и других отраслях — необходимость. Технические средства, изготавливаемые фирмой TREI, и опыт специалистов фирмы позволяют квалифицированно и оперативно решать вопросы проектирования и внедрения данных систем. Все технические средства разрабатываются и изготавливаются на производственном предприятии фирмы в городе Пензе. Специалисты предприятия всегда готовы оказать консультационную поддержку в выборе структуры системы, подборе оборудования. На предприятии работает учебный центр по подготовке специалистов Заказчика, для фирм — системных интеграторов бесплатное обучение по индивидуальной программе.