ИННОВАЦИИ БИЗНЕСУ

Наименование инновационного проекта

Автоматизированная система управления технологическими процессами энергоблока №6 Новосибирской ТЭЦ-5

Рекомендуемая область пременения

Теплоэнергетика

Назначение, цели и задачи проекта

Система предназначается для автоматизации управления технологическими процессами выработки тепловой и электрической энергии на энергоблоке №6 НТЭЦ-5 во всех эксплуатаци­онных режимах, включая его пуск и останов. Она охватывает управление как теплотехниче­ским, так и электротехническим оборудованием энергоблока, основным и вспомогательным. Автоматизацией охвачен полный состав функций контроля и управления.

Система является автоматизированной (не автоматической), то есть предусматривает ра­боту технических средств управления под контролем и при участии оперативного персонала. Центральной частью АСУТП является программно-технический комплекс (ПТК). Пуск и экс­плуатация блока при неработающем ПТК не предусмотрены.

Кроме ПТК в состав системы входят датчики, исполнительные механизмы, традицион­ные средства контроля, непрограммируемые средства автоматизации, поставляемые комплект­но с технологическим оборудованием, и силовые сборки задвижек типа РТЗО, а также системы подготовки проб автоматического химического контроля (СУПП).

Обобщённая структура создаваемой системы приведена на рисунке 1.

Рис.1. Обобщенная структурная схема АСУ ТП энергоблока №6 НТЭЦ-5

Оперативный контроль и управление энергоблоком централизованы, они ведутся с блочного щита управления (БЩУ). Для безаварийного останова блока при отказе ПТК на БЩУ предусмотрена резервная система на локальных средствах контроля и управления.

Кроме использования на БЩУ оперативная информация выдаётся следующим потреби­телям:

- на центральный щит управления (ЦЩУ) в виде аналоговых сигналов измеренных параметров;

- на показывающие приборы и дискретных на табло в оперативном контуре ЦЩУ в том же объёме, что и по предыдущим блокам;

- на рабочую станцию в экспресс-лабораторию водного режима энергоблока по пе­речню измеренных параметров химического контроля в объёме действующих нормативов;

- в общестанционную сеть для неоперативного персонала станции.

В рамках системы наряду с традиционными задачами технологического управления ре­шаются задачи, предназначенные для обеспечения персонала данными о технико-экономических показателях работы оборудования, анализом аварийных ситуаций и др.     Создаваемая для энергоблока №6 система управления является головной для НТЭЦ-5 . Предполагается, что в дальнейшем она будет тиражирована на остальные блоки.

Цели и задачи создания системы

1) Реализация системы управления на базе средств, отвечающих современному уровню техники управления технологическими процессами и имеющих перспективу применения в обозримом будущем.

2) Повышение надежности, улучшение технико-экономических, а также экологических показателей работы энергоблока за счёт:

- реализации более сложных законов автоматического управления, точнее и полнее учитывающих специфику протекающих технологических процессов;

- приближения принимаемых машинистом энергоблока управляющих решений к оптимальным благодаря лучшему информационному обеспечению его (представление данных в требуемом объеме, в удобном для восприятия виде и в нужное время.

3) Создание лучших условий работы для оперативного персонала, облегчающих приня­тие решений по управлению энергоблоком и снижающих нагрузку машиниста энергоблока за счет:

- расширения функций автоматического управления и контроля;

- автоматизации анализа ситуации;

- улучшения комфортности работы персонала.

4) Повышение меры ответственности персонала за счет наличия в системе функций слежения и протоколирования действий персонала по управлению энергоблоком.

5) Повышение безаварийности функционирования системы, облегчение её эксплуатационного обслуживания и сокращение времени на поиск и устранение возникающих нарушений в её работе за счёт:

- глубокой диагностики;

- необходимого резервирования и модульного построения;

- блокирования недостоверной информации и ошибочных действий персонала;

- реконфигурации схем при отказах программно-технических средств;

- возможности замены модулей без отключения контроллеров.

6) Выдача объективной информации, полученной в процессе ведения технологических режимов на энергоблоке, в обработанной и удобной для дальнейшего использования форме не оперативному инженерно-техническому и административному персоналу для решения производственных и организационно-экономических задач.

7) Снижение материальных и финансовых затрат на автоматизацию.

Краткое описание заменяемого процесса или решаемой проблемы

Большинство объектов российской теплоэнергети­ки сегодня оснащены устаревшими традиционными системами контроля и управления (СКУ), реализован­ными на локальных приборах и релейных элементах. Подобными СКУ оснащались объекты электроэнерге­тики, в основном, с момента ввода в эксплуатацию основного технологического оборудования.

В традиционной СКУ выделяют следующие функ­циональные подсистемы:

контрольно-измерительных приборов;

дистанционного управления;

технологических защит, АВР и блокировок;

технологической сигнализации;

автоматического регулирования.

Функционально-групповое  (логическое) управление  автоматическими пусками-остановами отдельных узлов технологических схем в тради­ционных СКУ практически отсутствует.

Обследование и анализ технического со­стояния российских СКУ на тепловых электро­станциях (ТЭС) как в России, так и за рубежом, построенных в 70-80-х г.г. ХХ-го века, позволя­ет сделать некоторые обобщенные выводы.

Контрольно-измерительные приборы

1. Система измерений спроектирована сле­дующим образом:

-  в качестве датчиков расхода, уровня, давления в основном используются датчики с ненормирован­ным выходом – дифференциально- трансформаторные  (ДТ), выходные сигналы которых не могут быть исполь­зованы в современных цифровых распределенных сис­темах управления;

- в качестве датчиков температуры используются термопары типа ХА и ХК, а также термометры сопро­тивления платиновые и медные. Причем медные со­противления могут иметь градуировку 23, которая уже снята с производства.     Следует отметить, что ис­пользование термопар типа ХК, и медных термосо­противлений в системах управления с ПТК западных фирм-производителей не предусмотрено.

2. И датчики, и вторичные приборы за долгие годы эксплуатации морально и физически устарели и на территории России практически не выпускаются. На всех ТЭС идет постепенная замена вышедшего из строя оборудования. В дальнейшем этот процесс будет нарастать, т.к. запасные части (ЗИП) к устаревшему оборудованию практически отсутствуют. Это хорошо видно из результатов обследования ТЭС одной из са­мых мощных энергосистем в России - Иркутской, ко­торые приведены в таблице 8.1. Как видно из таблицы более 50 % средств автоматизации имеют выработан­ный ресурс более 20 лет.

3.  Выход из строя и замена какого-либо одного эле­мента измерительного канала в традиционной СКУ ве­дет, как правило, к замене всех элементов канала. Это обусловлено тем, что все элементы измерения параметра связаны между собой. Так, замена датчика с выходом 0-5 мА на датчик с выходным сигналом 4-20 мА или замена термо-сопротивления (ТС) одной градуировки на ТС другой градуировки требует и замену вторичного прибора (аналогичная ситуация и с дифференциально-трансформаторными датчиками).

Таблица Сводная таблица состояния аппаратуры управления, контроля, автоматики

4.   Метрологические характеристики ряда измерительных каналов не соответствуют требуемым нормам, а это ведет к погрешностям в расчетах ТЭП, в оценке со­стояния технологического оборудования и т.п.

5.  Все расчеты проводятся со значительными временными затратами по диаграммным лентам, которые составляют основу архива технологической информа­ции (диаграммные ленты складируются и хранятся в течение длительного времени).

Дистанционное управление

Подсистема дистанционного управления, как пра­вило, выполнена на традиционных ключах и кнопках управления, избирательного управления обычно не предусматривалось. Датчики положения органов управления в силу специфики своего назначения или постоянно выходят из строя, или не имеют токового выходного сигнала, концевые выключатели и все управление выполнено на =220 В. Подсистема такого типа, безусловно, морально устарела, но работает дос­таточно надежно и не требует немедленной замены. При этом надо отметить, что сохранение старой под­системы ДУ при переходе на новые микропроцессор­ные СКУ крайне нежелательно, т.е. при реконструк­ции СКУ старые кнопочные пульты управления необ­ходимо демонтировать, что влечет дополнительные материальные затраты.

Технологические защиты, АВР и блокировки

Подсистема имеет в своем составе свои датчики и вторичные приборы. Все контактные датчики рассчи­таны на напряжение 220 В. Подсистема выполнена на релейной технике и при соблюдении регламента об­служивания может работать и в будущем достаточно надежно. Вместе с тем, следует отметить, что релей­ная техника не позволяет решать такие задачи, как:

-  регистрация аварийных ситуаций, которая позво­ляет значительно повысить достоверность и представи­тельность анализа аварий, сократить время анализа и тем самым сократить время простоя оборудования;

-  анализ действия защит и автоматизированную проверку защит, что позволяет существенно сократить время на их обслуживание.

Особенно это важно будет тогда, когда с износом оборудования, включая технологическое, возрастет число аварийных ситуаций.

Технологическая сигнализация

Подсистемы технологических защит и сигнализа­ций устаревших СКУ могут работать и в дальнейшем. Однако они имеют только две составляющие: преду­предительную и аварийную сигнализации. В совре­менных микропроцессорных СКУ сигнализация не имеет ограничений и может заранее предупреждать машиниста о появлении каких-либо технологических ограничений или о наметившихся отклонениях режи­ма, что упреждает развитие аварийных ситуаций.

Автоматическое регулирование (АСР)

Подсистема, как правило, выполнена на аппаратуре с жесткой логикой, не имеющей какого-либо “интел­лекта”. Она морально устарела и не может в принципе удовлетворять возросшие требования к системам ре­гулирования. Для расширения диапазона регулирова­ния энергетического оборудования, для решения новых задач автоматического управления с точки зрения оптимизации процесса сжигания, снижения вредных выбросов или расширения диапазона работы самих АСР при появлении технологических ограничений требуется изменение структурных схем, усложнение алгоритма их работы.

В традиционной СКУ это не возможно сделать по двум причинам: с одной стороны, функциональные возможности самой аппаратуры сильно ограничены, с другой - усложнение алгоритмов управления ведет к увеличению, как количества модулей самой аппарату­ры, так и проводных связей. Все это резко снижает надежность таких схем и увеличивает проблемы при последующей эксплуатации.

Кроме того, сама аппаратура требует постоянного обслуживания и ремонта. При дальнейшей эксплуата­ции затраты на ее ЗИП и обслуживание только возрас­тут, т.к. подобная аппаратура, как правило, уже снята с производства.

Станции, как правило, постепенно меняют аппара­туру на современные контроллеры. Однако такая ло­кальная замена ведет к тому, что при последующей модернизации всей СКУ на цифровой аппаратуре, технические средства локальной автоматики оказыва­ются ненужными из-за несовместимости с аппаратной частью новых микропроцессорных СКУ.

Тенденции развития систем контроля и управления

Самыми слабыми местами в СКУ, безусловно, явля­ются контрольно-измерительные приборы (КИП) и САР. Исходя из этого, многие энергокомпании разрабатывают техническую стратегию замены вторичных приборов на ИВС и аппаратуру регулирования на микроконтроллеры, которые также объединяют с ИВС. Однако в этом случае надо иметь в виду следующее:

-  мониторы   операторских   станций   управления вместо вторичных приборов придется все равно ста­вить на пульт управления перед машинистами котлов и турбин, а поскольку, на пульте нет для этого доста­точного места,  придется часть ключей управления убирать и переносить их в ПТК ИВС, другими слова­ми,   все   равно   требуется   перекомпоновка   пульта управления;

-  при создании ИВС стараются контроль положе­ния исполнительных органов также вывести на экраны мониторов, но в этом случае по объему входной ин­формации полномасштабная АСУТП отличается от ИВС только отсутствием команд управления, что со­ставляет примерно 20-25 % от стоимости АСУТП;

-  при переходе в дальнейшем от ИВС к АСУТП потребуется перекомпоновка шкафов контроллеров в ПТК, т.к. принципы построения АСУТП и ИВС - раз­ные; для АСУТП структура ПТК строится по техноло­гическим   узлам:   пылесистема,   питательный  тракт, пароперегреватель и т.п., а для ИВС - по функцио­нальным подсистемам: измерения и регулирования; перекомпоновка шкафов потребует дополнительных затрат примерно 10 % от стоимости АСУТП;

-  поскольку часть вторичных приборов использо­валась в системах защиты, потребуется дополнитель­ное размножение аналоговых сигналов, а для каналов измерения  температур   -  дополнительно   установка нормирующих

преобразователей - половинчатое решение создания ИВС при незначительном   снижении   затрат   по   сравнению   с АСУТП в конечном итоге не достигает основной цели модернизации системы контроля и управления - по­вышения надежности и экономичности работы обору­дования и снижения затрат на эксплуатацию.

Безусловно, техническая политика ряда энергоком­паний, в частности, ОАО “Новосибирскэнерго” в час­ти СКУ принципиально отличается от стратегии мно­гих других энергосистем. Основной принцип, напри­мер, ОАО “Новосибирскэнерго” в этой политике - рассмотрение современной системы управления как составной и неотъемлемой части технологического оборудования. А это, в свою очередь, определяет сле­дующее:

-  новое технологическое оборудование - будь то энергоблок 200 МВт, котел 25 т/ч или насосная - вво­дится только с современной АСУТП;

-  модернизация устаревших СКУ также проводит­ся по принципу полномасштабной АСУТП, а рабочие старые средства автоматизации используются в каче­стве ЗИП для существующих СКУ.

Такой подход к СКУ является самым радикальным решением всех проблем. Это позволяет повысить:

-  коэффициент готовности технологического обо­рудования за счет оперативных и диагностических задач;

-  эффективность работы оборудования за счет бо­лее оптимального ведения режима, в том числе, и за счет более современных АСР;

-  надежность работы оборудования, например, за счет автоматизированного контроля пуска и останова.

В процессе работы АСУТП можно будет выпол­нять автоматизированный расчет ТЗП, расчет ресурса оборудования и металла и т.п.

При этом варианте модернизации оперативный контур меняется полностью:

-  исключаются   вторичные   приборы   и   ключи управления;

-  вместо   пульта   устанавливается   специальный стол с мониторами, с помощью которых осуществля­ется весь контроль за работой оборудования, управле­ние и регулирование;

-  исключаются табло технологической сигнализа­ции;

-  все защиты и регуляторы выполняются на тех же контроллерах, что и информационная подсистема;

-  из вторичных приборов и ключей управления остаются только самые ответственные (не более 5 %), необходимые для аварийного останова основного тех­нологического оборудования.

Рис.1. Пример реконструкции щита управления

Рис.2. Щит управления котлом БКЗ-210 Бийской ТЭЦ-1

Связь оперативного персонала с технологическим процессом обеспечивается с помощью мониторов опе­раторских станций и манипуляторов типа “мышь”, установленных на пульте управления. Также преду­сматриваются кнопки аварийного отключения, воз­действующие на исполнительные органы помимо опе­раторских станций. Объем таких кнопок, расположен­ных на пульте, минимален.

Щиты управления в этом случае становятся ком­пактными и при реконструкции, можно сказать, мо­бильными. Пример реконструкции такого щита мо­жет выглядеть, как на рис.1. Щит управления котла на Бийской ТЭЦ-1 показан на рис.2. Для группово­го щита ТЭС с поперечными станциями это может выглядеть так, как показано на рис. 3.

А для блочно­го щита управ­ления - как на рис.4. Мониторы по­зволяют опера­тору непосред­ственно с экрана управлять рабо­той механизмов собственных нужд, регулято­рами, функцио­нально-группо­вым управлени­ем, запорной арматурой, ис­пользуя для это­го изображение объектов на эк­ране - видео­кадры мнемо­схем.

Фрагменты мнемосхем под­робно изобража­ют логически завершенный участок ТП в виде мнемосхемы, на которой показаны текущие значения параметров, при этом значения параметров ме­няются по цвету в зависимости от их состояния. Кроме того, на мнемо­схеме отражено положение регулирующей и за­порной арматуры, состояние двига­телей механизмов и автоматических 8устройств, задан­ные значения регулируемых параметров и т.п. Примеры таких видео­кадров приведены на рис. 5-8.

Рис.3. Групповой щит управления

Рис.4. Блочный щит управления ТЭЦ-5

С целью сокращения кабельных трасс при прора­ботке проектных решений отдельные контроллеры ставятся по месту у оборудования. Естественно, что контроллеры в этом случае должны быть установлены в шкафах с защитой не ниже IP55.

Технологические защиты для повышения надежно­сти выполняются, как правило, дублирующими, рас­средоточенными по разным интеллектуальным моду­лям (микроконтроллерам).

Из состава функционально-группового управления (ФГУ) в АСУТП предлагается, как минимум, вклю­чать следующее:

-  включение/отключение тягодутьевых машин;

-  предварительную вентиляцию топки;

-  автоматический розжиг горелок;

-  пуск/останов пылесистем;

-  координатор пуска котла/турбины;

-  автоматизацию    подключения    подогревателей высокого давления;

-  подключение деаэратора;

-  автоматизацию валоповорота.

Объем ФГУ определяется не возможностями ПТК, а готовностью технологического оборудования к ав­томатизации. Так, например, глупо рассчитывать на полную автоматизацию конденсатного тракта турби­ны, если здесь используется 50 % ручной арматуры.

 Рис.5. Мнемосхема котлоагрегата

Рис.6. Мнемосхема турбоагрегата

Краткое описание предлагаемого технологического процесса

Характеристика объекта автоматизации

Общие данные

Объектом автоматизации является моноблок мощностью 200 МВт с котлоагрегатом ба­рабанного типа Еп-670-13,8-545 КТ (модель ТПЕ - 214/Б) завода “Красный котельщик” г.Таганрог и турбоагрегатом - теплофикационной паровой турбиной типа Т-180/210-130-1 ЛМЗ с генератором ТГВ-200-2МУЗ Харьковского завода “Электротяжмаш”.

Режим работы - круглосуточный, базовый.

Сейсмичность местности 6 баллов.

Топливо:

- основное топливо - кузнецкие угли марки «Д» и «Г»;

- топливо экологического режима сжигания - природный газ;

- растопочное жидкое топливо - мазут.

Объём измерений и управляемых органов

По котлоагрегату

Таблица 1

По турбоагрегату

Таблица 2

По электрической части блока

Таблица 3

Общие принципы построения системы

Выделение функциональных узлов

Система имеет деление, учитывающее специфику технологического объекта управления. На энергоблоке выделена теплотехническая и электротехническая часть. В свою очередь, теп­лотехническая часть разделена на котлоагрегат и турбоагрегат с общеблочным оборудованием и, кроме того, каждая из этих частей делится на функциональные узлы, которые характерны от­носительной автономией функциональных технологических задач, выполняемых ими.

При разработке системы по каждому функциональному узлу выполнена отдельная схема автоматизации с соответствующей ей частью спецификации датчиков и исполнительных уст­ройств. Структура аппаратных средств и алгоритмов управления, а также видеограммы экран­ных изображений учитывают разделение системы на функциональные узлы. Это создает мо­дульную структуру системы с хорошей обозримостью технических средств, алгоритмов управ­ления и способов общения персонала с системой. Этим также достигается упрощение наладки, освоения её персоналом и последующей эксплуатации.

Состав функциональных узлов энергоблока

По тепломеханической части

Таблица 4

По электротехнической части

Таблица 5

Ввод информации

В системе реализован принцип однократного ввода сигнала и многократного его исполь­зования как информационными задачами, так и задачами управления. Исключением из этого правила являются технологические защиты, где ввод информации осуществляется больше, чем один раз, в соответствии с алгоритмами защит и принципом дублирования защит, выполняю­щих останов и разгрузку энергоблока.

Обеспечение автоматизированной деятельности оперативного персонала

 Операции персонала по ведению режимов блока в регулировочном диапазоне, а также по пуску и останову оборудования автоматизированы, т. к. выполняются оператором преимущест­венно с использованием средств функционально-группового и дистанционного управления, ав­томатического регулирования и систем, выполняющих информационно-вычислительные функ­ции, с представлением информации оператору на видеокадрах. Контроль работоспособности средств измерений, исполнительных механизмов, и коммутирующих устройств также возложен на средства АСУТП.

Это обеспечено тем, что автоматизация энергоблока №6 решена, в основном, на про­граммируемых средствах и незначительно - на локальных средствах автоматизации. На локаль­ных средствах автоматизации выполнены отдельные функции измерения и дистанционного управления (резервная система управления на БЩУ, часть систем измерений и органов управ­ления исполнительными механизмами, расположенными по месту: отключение механизмов, подача мазута на форсунки и др.).

Неавтоматизированная деятельность пер­сонала на блоке сведена к целесообразному минимуму.

Характеристики системы, определяющие ее качество

Расчётная оценка надёжности

Расчетные оценки надежности приведены в таблице 6

Примечание: Для некоторых устройств приводится не среднее время восстановления, а среднее время замены. Для устройств PB-DO16, PB-V35A(V), FTHERM, PB-PT100 приведенные в таблице значения приняты по аналогам фирмы Contron.

Надёжность технологических защит

Показателями аппаратной надежности микропроцессорных устройств (МПУ) техноло­гических защит (ТЗ) являются:

- вероятность несрабатывания защиты при запросе;

- вероятность ложного срабатывания.

Требования к надежности отдельной ТЗ определяются принадлежностью данной ТЗ к той или иной группе: А или Б.

К группе А относятся защиты, срабатывающие в аварийных ситуациях, создающих опас­ность для жизни персонала и сохранности оборудования. Защиты группы Б срабатывают в аварийных ситуациях, создающих опасность повреждения оборудования или сокращения его ресурса.

В системе блока №6 технологические защиты обеих групп А и Б, обеспечивающие от­ключение котла, турбины или блока, а также снижение нагрузки, выполнены с одинаковым дублированием и отвечают более высоким требованиям к группе А.

В таблице приведены показатели аппаратной надежности технологических защит, реа­лизованных в АСУТП на дублированном контроллере ТЗ (на одну ТЗ).

Таблица 7

Значение вероятности отказов на срабатывание при запросе, принято при периодичности запроса на срабатывание 1 раз в 25 суток на одну защиту.

Показатель суммарного потока ложных срабатываний для всех технологических защит не превышает числа 1/год:

Таблица 8

Быстродействие средств ПТК

Таблица 9

Характеристики точности

Точность измерения  

- Точность сигналов по положению исполнительных механизмов не ниже 2 %.        

- Сигналы, используемые в схемах управления, регулирования, технологических за­щит и сигнализации (кроме положений исполнительных механизмов), имеют погрешность не выше 1,0 %.

- Точность измерений, отнесенных к индикаторам, не нормируется.

- Точность регистрации времени событий не менее 100 мс относительно общесистем­ного времени.

Точность отображения информации

Значения параметров, отображенные посредством цифровой индикации и цифровой пе­чати, имеют не менее двух значащих цифр. Формат отображения задается, например: ХХ.Х; XXX; ХХХ.ХХ; Х.ХХ.

Точность выполнения управляющих команд

- Выбег исполнительных механизмов не превышает 0,5% от диапазона.

- Для регулирующих органов длительность подачи  на исполнительный механизм управляющего напряжения не отличается от длительности подачи управляющего воздействия более чем на 50 мс.

Описание функциональной структуры

Автоматизируемые функции системы

Автоматизируемые функции системы подразделяются на:

- информационные функции (включая решение информационно-вычислительных задач):

- управляющие функции;

- функции, обеспечивающие работоспособность системы;

- функции, обеспечивающие создание и сопровождение системы.

По режимам работы функции системы делятся на:

- оперативные функции, которые связаны с текущим управлением, сбором и пред­ставлением информации, диагностикой и реконфигурацией схем в темпе технологического процесса;

- неоперативные функции, которые не связаны жестко с реальным временем и заклю­чаются в обработке, хранении, передаче и представлении информации, используемой в неопе­ративном управлении, планировании, обслуживании, ремонте и т.п.

Алгоритмы работы подсистем, реализующих автоматизируемые функции, описываются в документах математического обеспечения.

Схема функциональной структуры приведена на рисунке 9.1. Сокращенные наиме­нования задач и подсистем, используемые на рисунке, соответствуют сокращениям, принятым при описании функций.

Информационные функции

Информационные функции, выполняемые автоматически (по инициативе системы) в темпе протекания технологического процесса:

- сбор, первичная и специальная обработка и регистрация информации о технологиче­ском процессе, состоянии технологического оборудования и исполнительных механизмов;

- сбор и регистрация информации о состоянии схем автоматического управления - ав­томатического регулирования и функционально-группового управления;

- сбор и регистрация информации о состоянии и срабатывании технологических за­щит;

- ведение оперативного архива для представления информации в виде графиков в тем­пе процесса;

- ведение долговременного архива для формирования отчетов;

- расчет и хранение данных для формирования отчетов и ведомостей;

- усреднений хранимых данных для увеличения глубины архива;

- отображение текущей информации о состоянии на видеокадрах АРМ оператора-технолога и на приборах, установленных на БЩУ и по месту;

- технологическая сигнализация, аварийная сигнализация, в том числе о ходе сраба­тывания защит.

Информационные функции, предоставляющие дополнительную информацию и выпол­няемые по запросам персонала:

- оперативная информация о ходе пуска/останова технологического оборудования;

- дополнительная информация о ходе срабатывания защит;

- оперативная информация о параметрах в виде графиков, таблиц, гистограмм;

- оперативная информация о ходе выполнения программ функционально-группового управления;

- формирование и печать оперативных отчетов.

Управляющие функции

Управляющие функции, выполняемые автоматически:

- с воздействием на технологическое оборудование:

- поддержание параметров в пределах заданных ограничений;

- всережимное регулирование технологических процессов;

- логическое управление отдельными узлами и установками оборудования;

- аварийное отключение энергоблока или его агрегатов при повреждении обору­дования или недопустимом отклонении параметров;

- переход на новый режим работы при отключении механизма или агрегата с удержанием возможной нагрузки;

- аварийное включение резервных питающих элементов собственных нужд при отключении работающих.

с воздействием на схемы управления:

- ввод (вывод) в работу (из работы) технологических защит по условиям режима;

- включение / отключение схем на автоматическую работу по условиям режима;

- блокирование недопустимых команд.

Управляющие функции, выполняемые оперативным персоналом:

- с воздействием на технологическое оборудование:

- управление исполнительными механизмами с БЩУ или по месту;

- подмена отказавших автоматических функций;

- воздействие на технологический процесс в непредвиденных и предаварийных ситуациях;

- отключение оборудования при нераспознанных автоматическими системами на­рушениях.

- с воздействием на схемы управления:

- выбор режима работы автоматических регуляторов;

- выбор очередности отключения механизмов при останове;

- изменение заданий автоматическим регуляторам;

- ввод (вывод) в работу (из работы) технологических защит по условиям режима ключами;

- вывод защит в ремонт накладками;

- управление задачами ФГУ.

Функции, обеспечивающие работоспособность системы

Функции, обеспечивающие работоспособность системы, выполняемые автоматически:

- диагностика состояния и исправности технических средств управления;

- диагностика исправности и достоверности исполнительных, измерительных и информационных каналов;

- проверка исполнения управляющих воздействий;

- проверка готовности технических средств, реализующих алгоритмы технологиче­ских защит;

- автоматическое тестирование целостности программных средств при загрузке;

- автоматическое блокирование отказавших программных и технических средств и недостоверной информации;

- сигнализация   на   АРМ   обслуживающего   персонала   при   отказе   программно-технических средств с указанием устройства, места, времени и вида отказа;

- сигнализация на АРМ машинисту энергоблока, АРМ старшего машиниста и дежур­ного электрика при отказе автоматической функции с указанием вида функции;

- регистрация отказов программно-технических средств;

- проверка прав доступа, регистрация пользователей;

- безударное восстановление автоматических функций при замене или установке ис­правных программно-технических средств.

Функции, обеспечивающие работоспособность системы, выполняемые машинистом энергоблока:

- контроль исполнения дистанционных управляющих воздействий;

- распознавание отказов информационных и управляющих функций, не выявленных автоматически;

- переключение отказавших функций на дистанционное управление.

Функции, обеспечивающие работоспособность системы, выполняемые обслуживаю­щим систему персоналом:

- проверка правильности функционирования программно-технических средств и вы­явление неисправностей, не распознанных автоматически;

- отключение отказавших технических средств и переключение на резервные или осуществление другой реконфигурации схем, если данные действия не осуществляются автома­тически;

- регистрация дефектов, не опознанных автоматически;

- установка и корректировка настроек схем управления и регулирования в регламен­тируемых пределах;

- замена отказавших программно-технических средств;

- установка и отмена запретов на прохождение информации по каналам измерения и управления;

- запуск и, при необходимости, перезапуск ПТК.

Средства сопровождения и развития системы

Для технологического программирования управляющих и информационных задач, их наладки, сопровождения, модификации и документирования используется комплекс средств проектирования и документирования.

В этот комплекс входят:

- система технологического программирования ISaGRAF;

- система создания видеокадров InTouch;

- система конфигурирования АСУТП;

- система управления базами данных.

Функциональная структура системы

В АСУТП в части контроля и управления выделяются информационно-вычислительные и управляющие функции. Перечень и краткая характеристика задач, реализующих информаци­онно-вычислительные функции системы, приведены в таблице 10. В таблице 10 представлены задачи, реализующие управляющие функции.

Таблица 10 - Информационно-вычислительные функции и задачи, их реализующие

Таблица 11 - Управляющие функции и задачи, их реализующие

Схема функциональной структуры приведена на рисунке 1.

Организация работы в условиях функционирования АСУТП

Для операторов-технологов энергоблока №6 функционирование АСУТП не вносит из­менений в организацию их взаимоотношений между собой - они такие же, как и при локальных средствах автоматизации энергоблока (численность персонала, его функции и взаимодействия - неизменные).

Изменяется взаимодействие старшего машиниста и приходящего персонала электроцеха, так как АРМ старшего машиниста и приходящего дежурного электрика общее. Такое решение определено нецелесообразностью создания отдельного постоянного рабочего места на БЩУ для персонала электроцеха, который использует его довольно редко. Вопросы совместной рабо­ты на одной рабочей станции отражены в должностных инструкциях.

Для персонала, обслуживающего систему, организация работ должна учитывать, что средства автоматизации общие для всех её функций.

Особенности организации работ следующие:

- организация санкционированного доступа в среду функционирующей АСУТП;

- четкое распределение задач АСУТП среди обслуживающего персонала - должен быть составлен именной список администраторов пользовательских и служебных задач;

- контроль внесения изменений в действующую систему должен быть возложен на администратора системы (у администратора системы должен быть список администраторов за­дач электроцеха, котлотурбинного цеха, химцеха, ПТО и др.);

- организация работ в условиях функционирования АСУТП должна соответствовать требованиям технологических инструкций на систему;

- подготовка и переподготовка пользователей и обслуживающего систему персонала должна проводиться по программе, созданной разработчиками системы.

Рисунок 1 - Схема функциональной структуры АСУТП

Основные технические решения

Структура комплекса технических средств

Структурная схема АСУТП образована по иерархическому принципу. В основной сис­теме выделено два уровня в части программно-технического комплекса (ПТК) иерархии в зави­симости от выполняемых системных функций: верхний и нижний. Периферийное оборудование (датчики, исполнительные устройства) образует полевой уровень. Помимо основной системы выполнена непрограммируемая резервная система с ограниченными функциями, которая опи­сана далее.

Верхний уровень ПТК основной системы обеспечивает взаимодействие операторов-технологов и инженерного персонала с управляемым технологическим оборудованием, органи­зует работу системы на энергоблоке и её связь с общестанционным уровнем. Он включает пере­численные далее технические средства.

Технические средства, объединенные дублированной сетью Ethernet:

- три операторские станции машиниста, образующих АРМ машиниста;

- операторская станция старшего машиниста;

- операторская станция персонала, обслуживающего АСУТП;

- инженерная станция наладчиков;

- инженерная станция проектирования;

- дублированный сервер базы данных;

- дублированный сервер приложений;

- вспомогательный сервер, обслуживающий принтеры A3 и А4, выполняющий также функцию моста в общестанционную сеть.

Технические средства, подключённые к одной из дублированных сетей Ethernet:

- станция мониторинга микропроцессорных защит блока Генератор-трансформатор внедренной аппаратуры НПО “ЭКРА”;

- станция мониторинга системы возбуждения генератора на внедренной аппаратуре фирмы “Энергоцветмет”.

При необходимости, возможна ручная перекоммутация этих средств на любую из дубли­рованных сетей Ethernet.

Операторская станция лаборанта-химика, расположена в экспресс-лаборатории и связана с остальными средствами недублированной связью Ethernet.

Технические средства ПТК, подключённые к недублированной общестанционной сети Ethernet:

- рабочая станция метролога-теплотехника;

- совмещенная рабочая станция метролога-электрика и инженера РЗА.

Нижний уровень выполняет сбор, ввод и обработку аналоговой и дискретной ин­формации в ПТК, формирует и отрабатывает дискретные управляющие воздействия (в том чис­ле программные) на агрегаты, а также регулирование по различным законам, решает задачи за­щиты. Он включает контроллеры, объединённые дублированной сетью Ethernet, которая явля­ется общей для верхнего и нижнего уровней ПТК.

Полевой уровень образуют:

- датчики;

- исполнительные механизмы;

- вспомогательное оборудование, обеспечивающее подготовку проб для различных измерений, промежуточное усиление сигналов и другие вспомогательные функции (устройства СУПП, сборки РТЗО).

Распределение функций между АРМами и серверами

Функции верхнего уровня системы распределены следующим образом:

На АРМ машиниста энергоблока возложены все функции контроля и управления энер­гоблоком.

На совмещенный АРМ старшего машиниста и дежурного электрика возложены функции по контролю режима и состояния оборудования энергоблока в целом (тепломеханическая и электротехническая часть), а также функции управления электрической частью энергоблока.

На АРМ обслуживающего персонала возложены функции оперативного обслуживания (запуск системы, ее реконфигурация, тестирование, диагностирование, контроль санкциониро­ванного доступа, формирование и просмотр отчетов и сводок и др.) и неоперативного обслужи­вания (профилактика, архивирование в долговременный архив, модификация параметров алго­ритмов в контроллерах).

На АРМ экспресс-лаборатории возложены функции по представлению химику-лаборанту информации о значении параметров водно-химического режима энергоблока.

Функции остальных служебных АРМ очевидны из их названий: АРМ наладчиков, про­ектирования, метролога-теплотехника, метролога-электрика и инженера РЗА.

Сервер баз данных является хранилищем архива системы. Кроме того, на сервере базы данных выполняются расчетные задачи.

Сервер приложений является основным связующим элементом информационных пото­ков между программным обеспечением верхнего (ПО АРМ и серверов) и нижнего (ПО кон­троллеров) уровней системы.

Сервер вспомогательный и мост в неоперативный контур совмещены на одном компью­тере.

Сервер вспомогательный управляет работой принтеров, работающих в сети, а мост обес­печивает связь АСУТП блока с общестанционной магистралью Ethernet.

Сетевая организация

Топология сети Ethernet - дублированная радиальная, соединяющая все рабочие станции сервера и контроллеры. В качестве среды передачи данных использован кабель типа промыш­ленная витая пара или оптоволоконный кабель. В каждую рабочую станцию, сервер или ком­пьютер, где требуется сетевое резервирование, ставится два сетевых адаптера. Таким образом, каждый абонент сети, имеющий два сетевых адаптера, обеспечен дублированной связью с ос­тальными абонентами ПТК. В случае любого единичного обрыва, профилактики или выхода из одной из цепей сетевой связи система остается полностью работоспособной.

Сеть построена на двух коммутаторах Ethernet для подключения со скоростью 10/100 Мбит/с. Контроллеры подключены со скоростью 100 Мбит/с, компьютеры АРМов и серве­ров также подключены со скоростью 100 Мбит/с. Коммутаторы Ethernet установлены в шка­фу коммуникаций 6CMJ15, расположенном в неоперативной части БЩУ. Коммутаторы Ethernet имеют встроенные средства диагностики и мониторинга состояния подключенных портов, ре­зультаты мониторинга доступны обслуживающему инженерному персоналу.

Для подключения к неоперативному контуру вышестоящей АСУТП предусмотрен “Мост в неоперативный контур”, который аппаратно совмещён со вспомогательным сервером, обслуживающим принтеры. Через этот мост осуществляется связь с общестанционной системой “Энергия”, АРМами метролога-теплотехника, метролога-электрика и инженера РЗА, а также другими возможными потребителями информации из АСУТП энергоблока на общестанцион­ном уровне.

От шкафа коммуникаций, где установлены коммутаторы Ethernet, к компьютерам АРМов и контроллерам проложены индивидуальные медные кабели Ethernet. Кабели к компь­ютерам АРМ выполнены с использование экранированной витой пары промышленного испол­нения (IndustrialEthernet).

Средства ПТК, расположенные в помещениях, удалённых от БЩУ, связаны с ним опто­волоконной связью сети Ethernet, это касается вспомогательного помещения в БДО, помещений у ряда «А» и у преобразовательной подстанции электрофильтров, а также ЦЩУ.

Часть устройств связана шинами RS485. Эти шины связывают:

- выносные УСО температурного контроля, расположенные на отметке +56 котла с контроллерами на БЩУ;

- аппараты системы диагностики и защиты вращающихся механизмов, расположен­ные в РУСН 6 кВ, с контроллером в помещении у ряда «А»;

- аппараты БМРЗ, расположенные в РУСН 6 кВ и 0,4 кВ, с контроллерами в помеще­нии у ряда «А» (аппаратура связана шлейфами);                                                                        

- аппараты БМРЗ, расположенные в РУСН 0,4 кВ секций ПРЭФ, с контроллерами в помещении ПРЭФ (аппаратура связана шлейфами).

Резервирование и дублирование

Технические средства системы имеют необходимое внутреннее резервирование и дубли­рование как на случай отказа, так и для проведения плановых профилактических работ и вне­плановых ремонтных работ.

В первую очередь резервируется то, что определяет работоспособность системы в целом. Среди обеспечивающих систем - это электроснабжение системы (описано далее), а в самой сис­теме дублируются, как было описано, шинные связи Ethernet. Дублируются серверы приложе­ний и баз данных, мониторы большинства рабочих станций, контроллер защит, а рабочие стан­ции машиниста блока - троируются. Резервируются каналы передачи ответственных команд: при подаче команд контроллеров защиты сохраняется возможность воздействия на исполни­тельные устройства в ту же сторону от контроллеров функциональных узлов.

Кроме этого дублирования и резервирования составных частей основной системы, опи­санного выше, предусматривается внешнее резервирование путём создания отдельной, незави­симой резервной системы управления (PC).

PC, объём которой определён техническим заданием на АСУТП, обеспечивает безава­рийный останов энергоблока в случае отказа основной системы управления. PC реализована на непрограммируемых средствах, при этом, органы управления PC могут подать команду только в ту сторону, куда воздействуют защиты, поэтому нет необходимости в организации приоритета их воздействия.

Вторичные приборы PC получают сигналы через схемы пассивного размножения, при этом питание датчиков, участвующих в резервной системе (совместно с датчиками технологи­ческих защит) осуществляется от автономных блоков питания. Питание вторичных приборов организуется от самостоятельных питающих вводов.

PC компонуется в виде локальных приборов и ключей управления, расположенных на панелях в оперативном контуре БЩУ, часть приборов, необходимых для PC, размещена в стой­ке аппаратуры “Вибробит”, которая установлена в рабочей зоне машиниста энергоблока.

Режимы функционирования системы

АСУТП может находиться в пусковом, нормальном, аварийном и наладочном режимах:

- Пусковой режим начинается с момента подачи питания в систему и заканчивается её автоматическим тестированием.

- Нормальный режим начинается сообщением об окончании тестирования системы и отсутствии неисправностей, заканчивается - снятием питания с системы в целом.

- Аварийный режим начинается с момента обнаружения отказа в системе, заканчива­ется моментом устранения отказа.

- Наладочный режим начинается с момента санкционированного доступа персонала для проведения наладочных операций или внесения изменений в действующую систему и за­канчивается моментом выхода персонала из системы.

Нормальный режим работы системы должен обеспечить непрерывную круглосуточную работу энергоблока.

Плановая профилактика программно-технических средств системы должна проводиться в периоды останова блока или с использованием резервных технических средств. Все оборудо­вание нижнего уровня обеспечивает взаимозаменяемость одноименных технических средств без изменений и регулировок в смежных устройствах, предусмотрена возможность замены мо­дулей без отключения контроллеров.

Диагностирование работы системы

Диагностирование системы имеет иерархическую структуру. Оператор получает оперативную информацию об отказах через экран сигнализации с указанием отказавшего кана­ла или устройства, а также через видеокадры на которых элемент, к которому относится отказ, подсвечивается, после чего можно запросить результат диагностики элемента с указанием кон­кретного отказа.

Особенности диагностирования работы системы

По системе в целом, функциям, задачам - диагностирование непосредственно не произ­водится.

Работоспособность цепей датчиков автоматически контролируется, а достоверность их информации определяется алгоритмическим способом в соответствии с постановкой задачи “Сбор и первичная обработка информации”.

Исправность цепей управления и исполнительных механизмов, кроме регуляторов, кон­тролируется в соответствии с описанием алгоритма задачи “Автоматизированный контроль ис­полнения команд за заданное время”.

Тестирование ПТК распространяется на СВТ, включая программное обеспечение, сети связи и файловую систему. На основе тестирования ПТК формируется сообщение о состоянии аппаратных и программных частей системы с выдачей всех сообщений на АРМ инженера АСУТП и, частично, на другие АРМы.

Запуск тестирования производится в случаях:

- инициализации (создания условия для запуска процесса решения задачи);

- по запросу с АРМ обслуживающего персонала АСУТП;

- автоматически с заданной периодичностью.

Диагностика датчиков

В каналах термопар (термоэлектрических преобразователей) и термометров (термопре­образователей) сопротивления, а также унифицированного токового сигнала 4-20 мА произво­дится диагностика на обрыв и КЗ. Кроме того, аналоговые сигналы имеют анализ на нахожде­ние параметра в пределах реальных значений.

У дискретных сигналов и команд диагностики на обрыв цепи нет. Имеется только визу­альная индикация состояния сигналов или команд на блоках полевых интерфейсов в шкафах контроллеров.

Диагностика программируемых технических средств

Технические средства диагностируются комплексом программно-аппаратных средств диагностики.

Способы управления

Для управления электроприводами механизмов собственных нужд (МСН), запорной и регулирующей арматурой (ЗРА), приводами коммутационных аппаратов в электрической части используются различные варианты схем управления:

- привод запорной арматуры или МСН управляется с БЩУ путем подачи команд ма­нипулятором “мышь” на АРМ оператора-технолога, либо по командам ФГУ или при срабаты­вании блокировок (кроме того, для МСН - и при срабатывании АВР), реализованных в КФУ;

- привод коммутационного аппарата в электрической части управляется с БЩУ путем подачи дежурным электриком команд с помощью манипулятора “мышь” на объединённом АРМ старшего машиниста и дежурного электрика, либо по командам ФГУ или при срабатыва­нии блокировок и АВР, реализованных в КФУ;

- привод арматуры, управляемой регулятором, получает команды от автоматической системы регулирования (АСР), либо аналогично запорной арматуре;

- особо ответственные приводы арматуры и МСН в обычном режиме получают ко­манды от модулей КФУ, а при срабатывании защиты - непосредственно от модулей технологи­ческих защит и параллельно - от модулей КФУ;

- электрические защиты двигателей МСН, питающих вводов и элементов главной схемы действуют независимо от технологических защит непосредственно на привод коммута­ционных аппаратов;

- управление от местных кнопок осуществляется для ограниченного круга арматуры, при этом, если направление воздействия совпадает с воздействием от защит и блокировок, ко­манды от местных кнопок не запрещаются, МСН имеют местные кнопки аварийного останова.

В случае возможных конфликтов команд обеспечивается действие подсистемы с более высоким приоритетом.

Иерархический принцип построения структуры НТК позволяет разделить его на две от­носительно независимые подсистемы: нижний уровень может выполнять основные функции защит и автоматического управления при отсутствии связи с верхним уровнем.

Размещение технических средств

Размещение технических средств верхнего уровня.

Оперативный контур БЩУ:

- АРМ машиниста энергоблока;

- АРМ старшего машиниста и дежурного электрика;

- Резервная система в виде локальных приборов и ключей управления, расположен­ных на панелях оперативного контура и частично - на стойке “Вибробит”, находящейся рядом с рабочим местом машиниста блока.

Помещение АСУ в БДО на отметке 10,8, в осях 28-29:

- Операторская станция персонала, обслуживающего АСУТП;

- Инженерная станция проектирования;

- Инженерная станция наладчиков;

- Серверы; Принтеры;

- Станция мониторинга микропроцессорных защит блока генератор-трансформатор внедренной аппаратуры НПО “ЭКРА”;

- Станция мониторинга системы возбуждения генератора на внедрённой аппаратуре фирмы “Энергоцветмет”.

Экспресс-лаборатория:

- АРМ лаборанта-химика. Лаборатории в ИБК;

- АРМ метролога-теплотехника;

- АРМ метролога-электрика и инженера РЗА.

Оборудование средств нижнего уровня рассредоточено по нескольким помеще­ниям, которые выполняются закрытыми и уплотнёнными от проникновения в них пыли и вла­ги.

Неоперативный контур БЩУ:

- контроллеры, связанные с датчиками и арматурой котлоагрегата, за исключением тех, которые находятся в помещении тяго-дутьевых машин;

- контроллеры, связанные с датчиками и арматурой турбоагрегата, которые располо­жены от конденсатора до ряда «Б»;

- контроллеры, обслуживающие вспомогательное оборудование блока, расположенное в БДО;

- шкаф коммуникаций и шкаф питания ПТК.

Помещение у ряда «А» в осях 29-30:

- контроллеры, связанные с датчиками, расположенными на турбоагрегате от конден­сатора в сторону ряда «А»;

- сборки задвижек, обслуживающие арматуру в этой зоне;

- контроллеры, обслуживающие электрическую часть блока. Помещение у преобразовательной подстанции электрофильтров в осях 29-30:

- контроллеры и сборки задвижек, обслуживающие датчики и арматуру тяго-дутьевых механизмов и электрофильтров.

Помещение в БДО на отметке 6.6 осях 27-29:

- сборки задвижек котлоагрегата;

- сборки задвижек турбоагрегата - от конденсатора до ряда «Б»;

- сборки задвижек арматуры вспомогательного оборудования блока в БДО.

 Отметка+5 6:

- выносные УСО в уплотнённых шкафах, связанные с датчиками, расположенными в верхней зоне котлоагрегата (преимущественно - в районе “тёплого ящика” и барабана).

Оборудование верхнего уровня ПТК

АРМ оператора-технолога (машиниста энергоблока)

АРМ оператора-технолога выполнено на трёх PC-совместимых компьютерах, каждый из компьютеров имеет два монитора.

Технические характеристики компьютеров АРМа оператора-технолога:

- процессор - IntelCeleron 2000 МГц;

- память - 256 Мбайт;

- жесткий диск - 40 Гбайт;

- операционная системы - WindowsNT 4.0;

- сеть - два интерфейса Ethernet 10/100 Мбит;

- видео - SVGA-адаптер с поддержкой двух мониторов;

- периферия - стандартная клавиатура, оптическая мышь, CD-ROM;

- монитор - два ЭЛТ-монитора размером 21";

- человеко-машинный интерфейс - Intouch 7.0 фирмы Wonderware (Runtime license).

АРМ старшего машиниста и дежурного электрика

Технические характеристики компьютера двухмониторного АРМ машиниста и дежурно­го электрика такие же, как у одного компьютера машиниста энергоблока.

АРМ наладчиков

Технические характеристики компьютера двухмониторного АРМ наладчиков такие же, как у компьютера АРМ машиниста энергоблока (см. выше), за исключением монитора, который на этом АРМ имеет размер 19".

АРМ проектирования

Технические характеристики компьютера двухмониторного АРМ проектирования:

- процессор - IntelCeleron 2000 МГц;

- память - 256 Мбайт;

- жесткий диск - 40 Гбайт;

- операционная системы - WindowsNT 4.0;

- сеть - два интерфейса Ethernet 10/100 Мбит;

- видео - SVGA-адаптер с поддержкой двух мониторов;

- периферия - стандартная клавиатура, оптическая мышь, CD-ROM;

- монитор - два ЭЛТ-монитора размером 17";

- пакет разработки ПО контроллеров IsagrafDevelopment;

- пакет разработки ПО АРМ FactorySuite.

АРМ обслуживающего персонала

Технические характеристики компьютера двухмониторного АРМа обслуживания:

- процессор - IntelCeleron 2000 МГц;

- память - 256 Мбайт;

- жесткий диск - 40 Гбайт;

- операционная системы - WindowsNT 4.0;

- сеть - два интерфейса Ethernet 10/100 Мбит;

- видео - SVGA-адаптер с поддержкой двух мониторов;

- периферия - стандартная клавиатура, оптическая мышь, CD-RW;

- монитор - два ЭЛТ-монитора размером 17";

- пакет программ инженерного обслуживания системы.

АРМ метролога-теплотехника

Технические характеристики компьютера одномониторного АРМ метролога-теплотехника:

- процессор - IntelCeleron 1200 МГц (или выше);

- память - 256 Мбайт;

- жесткий диск - 20 Гбайт;

- операционная системы - WindowsNT 4.0;

- сеть - один интерфейс Ethernet 10/100 Мбит;

- видео - SVGA-адаптер;

- периферия - стандартная клавиатура, оптическая мышь, CD-RW;

- монитор - ЭЛТ-монитор размером 17";

- пакет программ метрологического сопровождения системы.

АРМ метролога-электрика и инженера РЗА

Технические характеристики компьютера одномониторного АРМ метролога-электрика и инженера РЗА такие же, как у компьютера метролога-теплотехника (см. выше), за исключением дополнительного пакета программ обслуживания релейной защиты.

АРМ экспресс-лаборатории

Технические характеристики компьютера одномониторного АРМ экспресс-лаборатории такие же, как у компьютера метролога-теплотехника (см. выше), за исключением отсутствия пакета программ метрологического сопровождения системы.

Сервер баз данных

Сервер БД выполнен на двух PC-совместимых компьютерах, работающих под управле­нием операционной системы WindowsNT 4.0. В качестве ПО баз данных используется MicrosoftSQL-server.

Технические характеристики компьютеров сервера БД:

- процессор - IntelCeleron 2000 МГц (или выше);

- память - 512 Мбайт;

- жесткий диск - 40 Гбайт;

- операционная система - WindowsNT 4.0;

- сеть - два интерфейса Ethernet 10/100 Мбит;

- видео - SVGA-адаптер;

- периферия - LCD-монитор 15", стандартная клавиатура, общие на группу из двух (пяти) системных блоков (Сервера баз данных, Сервера приложений и Сервера вспомогатель­ного);

- прикладное ПО - MicrosoftSQL-server и программы, входящие в комплекс “TORNADO-MPCP”.

Сервер приложений

Технические характеристики компьютеров Сервера приложений такие же, как у сервера баз данных.

Сервер вспомогательный

Технические характеристики компьютера Сервера вспомогательного:

- процессор - IntelCeleron 2000 МГц (или выше);

- память - 512 Мбайт;

- жесткий диск - 40 Гбайт;

- операционная система - WindowsNT 4.0;

- сеть - три интерфейса Ethernet 10/100 Мбит;

- видео - SVGA-адаптер.

Оборудование нижнего уровня системы

Контроллеры функциональных узлов

Основу нижнего уровня системы составляют шкафы КФУ с установленными в них тех­нологическими контроллерами серии “TORNADO-MPCP”. В данной системе применяются шкафы двухстороннего обслуживания с габаритами 800x800x2000 мм и степенью защиты от внешних факторов IP54. В состав ПТК АСУТП входят тринадцать одно- и двухкрейтовых кон­троллеров функциональных узлов (КФУ), размещенных в двадцати семи шкафах.

Собственно технологические контроллеры выполнены в виде крейта формата 6U с уста­новленными в нём электронными модулями и субмодулями устройств сопряжения с объектом (субмодулями УСО), обеспечивающими преобразование электрических сигналов, поступающих на ПТК от технологического оборудования, в цифровой код, а также преобразование цифровых сигналов от ПТК в электрические дискретные и аналоговые сигналы.

Основным элементом контроллеров являются модули интеллектуальных функций MIF производства фирмы ЗАО “МСТ”, специализированные для применений в задачах автоматиза­ции крупных объектов теплоэнергетики. Они характеризуются следующими параметрами: про­цессор Motorola 68360, формат 6U, память DRAM 2Mb, SRAM 256Kb, FLASH 1Mb, операцион­ная система реального времени OS-9. Для связи между контроллерными модулями в пределах одного контроллера и между крейтами, принадлежащими одному контроллеру, используется дублированная сеть CAN-bus. Для связи с подсистемой верхнего уровня (АРМы, серверы) в ка­ждом из контроллеров имеется два выделенных модуля MIF, оборудованных интерфейсом Ethernet, обеспечивающих связь с дублированной сетью Ethernet, объединяющей все элементы ПТК.

В качестве субмодулей УСО используются функциональные субмодули архитектуры ModPack. На каждый модуль-носитель MIF устанавливается до 3-х функциональных субмоду­лей ModPack.

К БПИ осуществляется подключение полевых кабелей непосредственно от датчиков без промежуточных преобразователей, согласователей, шкафов промежуточных клеммников и т.п. Сечение проводников подключаемых к БПИ кабелей до 2,5 мм². Для подключения полевых ка­белей в БПИ используются безвинтовые подпружиненные клеммы типа “WAGO”, имеющие высокие эксплуатационные характеристики, нечувствительные к вибрации и не требующие об­служивания.

На БПИ также имеются органы индикации состояния линий дискретных сигналов и ко­манд, осуществляется согласование уровней логических сигналов и команд между полевой и системной частями контроллера, гальваническая изоляция и некоторые другие функции.

Модули УСО контроллеров соединены с БПИ гибкими внутришкафными интерфейсны­ми кабелями. Таблица внутренних кабельных соединений контроллеров приведена в эксплуата­ционной документации на контроллеры. В таблице 9.12 приведены типы применяемых в данном проекте БПИ.

Таблица 12 - Типы БПИ

Сетевое оборудование

В системе можно выделить активное и пассивное сетевое оборудование. Активное сете­вое оборудование сосредоточено в шкафу коммуникаций 6CMJ15A. К активному сетевому обо­рудованию относятся коммутаторы Ethernet и оптические преобразователи Ethernet. К пассив­ному сетевому оборудованию относятся кроссовые оптические панели, кроссовые панели и ко­робки для медного кабеля, оптические и медные кабели связи и шнуры.

Использованы коммутаторы Cisco модели CatalystWS-C2950, каждый из которых имеет 24 порта со скоростью 10/100 Мбит/с и два порта 10/100/1000 Мбит/с. Каждые два коммутатора объединяются в пару, образующую единую сеть на 48 присоединений. Объединение коммута­торов производится соединением двух портов 1000 Мбит/с каждого из коммутаторов попар­но, и образующих единый канал (EtherChannel) с пропускной способностью до 4000 Мбит/с.

Для преобразования среды передачи типа “витая пара” в оптоволокно использованы преобразователи МС101 фирмы AlliedTelesyn. Отдельные преобразователи устанавливаются в шасси, допускающие установку до 12 преобразователей. В шкафу коммуникации установлены два таких шасси, образующие дублированный стэк оптических преобразователей. Порты коммутаторов Ethernet с преобразователями медными шнурами (патч-кордами). Коммуникацион­ные модули контроллеров, расположенных у ряда А и ПрЭФ, имеют оптический коммуникаци­онный интерфейс Ethernet, поэтому в них не требуется установка внешних оптических преобра­зователей.

Оптические кроссовые панели служат для перехода от жесткого внешнего оптического кабеля к гибким внутришкафным оптическим шнурам. Использованы 16-портовые панели, в каждую из которых заведено по два 8-жильных оптических кабеля.

Медные кроссовые панели и коробки служат для перехода от жесткого внешнего медно­го кабеля типа “промышленный Ethernet” к гибким внутришкафным шнурам. Использованы 16-портовые панели, имеющие на передней панели стандартные разъемы RJ-45. Кроссовые панели установлены только в коммуникационном шкафу. На стороне контроллеров и АРМов исполь­зуются 2-х портовые кроссовые коробки.

Для подключению контроллеров, расположенных у ряда «А» и ПрЭФ используется мно­гожильный многомодовый оптоволоконный кабель внешнего промышленного исполнения. Из шкафа коммуникаций в каждое из удаленных помещений контроллеров проложено по два оп­товолоконных кабеля, образующих дублированный канал. В каждом из кабелей имеется ре­зервные жилы для дальнейшего расширения.

Для связи с общестанционной ЛВС из шкафа коммуникаций до помещения центрально­го щита проложен многожильный оптоволоконный кабель, где с помощью оптического преоб­разователя производится подключение к коммутатору Ethernet общестанционной сети.

Схема электропитания ПТК

Электропитание технических средств ПТК осуществляется от двух фидеров пита­ния и одного фидера сервисного питания и освещения. Первый фидер питания переменного то­ка напряжением 220 В организуется через АВР от фидеров питания особо ответственных по­требителей своего и соседнего блока. Второй фидер питания постоянного тока напряжением 220 В подключен к станционной батарее.

Систему электропитания можно разделить на две части - электропитание контроллеров и электропитание компьютеров АРМов, серверов, коммуникационного оборудования.

Электропитание контроллеров

Электропитание шкафов контроллеров осуществляется от двух фидеров, входящих в каждый из шкафов контроллеров от сборок питания - фидер №1 переменного тока напряжением 220 В, фидер №2 постоянного тока напряжением 220 В. Фидеры электропитания к каждому из шкафов питания выполнены индивидуальными от сборки (сборок) питания. В шкафах контрол­леров установлены вторичные дублированные источники питания с выходным напряжением +5 В и +24 В. Один из дублированных вторичных источников подключается к фидеру перемен­ного тока, второй - к фидеру постоянного тока. Дублированные источники работают на общую нагрузку. При пропадании входного напряжения на любом из них, второй источник может пол­ностью нести рабочую нагрузку. В шкафы контроллеров также вводится третий фидер пере­менного тока напряжением 220 В сервисного питания и освещения шкафа.

Электропитание компьютеров АРМов, серверов и коммуникационного оборудова­ния

Электропитание компьютеров АРМов, серверов и коммуникационного оборудования осуществляется от шкафа питания. Подвод питания в шкаф питания осуществляется аналогично шкафам контроллеров - от линии переменного тока напряжением 220 В особо ответственных потребителей и от станционной батареи постоянного тока напряжением 220 В.

В шкафу питания размещаются три источника бесперебойного питания (ИБП), каждый из которых имеет два ввода - один рабочий с входным напряжение 220 В переменного тока и один резервный с входным напряжением 220 В постоянного тока. По переменному току на вхо­де и выходе ИБП объединены в пары, объединённые линии подключены через разделительные трансформаторы для гальванического отделения входных/выходных цепей переменного тока шкафа от входных цепей постоянного тока внешней аккумуляторной батареи. Резервный ввод постоянного тока активизируется только при пропадании напряжения на рабочем вводе пере­менного тока. В шкаф питания также вводится фидер переменного тока напряжением 220 В сервисного питания и освещения шкафа. Выходы двух АБП обеспечивают питание двух линий стабилизированного бесперебойного питания компьютеров АРМов и серверов, третий АБП находится в резерве. Схема коммутации позволяет перевести любой из АБП в резервное или ра­бочее состояние. От шкафа питания к каждому из мест расположения АРМов и серверов подво­дится независимыми кабелями питание от обеих линий стабилизированного бесперебойного питания.

Электропитание датчиков и резервной системы

В шкафах контроллеров установлены блоки полевых интерфейсов TFCUR, от которых осуществляется питание датчиков давления и расхода с токовым выходом 4-20 мА, подключае­мых по двухпроводной схеме. От одного блока TFCUR запитывается группа из восьми датчи­ков.

В шкафах контроллеров также установлены блоки АВР, осуществляющие питание кон­тактов датчиков типа “сухой контакт”. Питание контактов датчиков осуществляется напряже­нием 220 В постоянного тока.

Часть аналоговых датчиков и преобразователей, сигналы которых используются в защитах, действующих на отключение блока, и параллельно - в резервной системе - получают пита­ние от автономных блоков питания.

Автономные блоки питания датчиков и вторичные приборы резервной системы запитаны от отдельных питающих вводов, которые запроектированы в электрической части проекта, и обеспечивают энергоснабжение по особой группе первой категории.

Выполнение заземления

В каждом из шкафов ПТК имеется шина защитного заземления, к которой подключены корпуса всех элементов шкафа, имеющих токоведущие части. Шина защитного заземления ка­ждого из шкафов ПТК подключается к общестанционному контуру заземления проводником с сечением жилы не менее 6 мм². Отдельного контура заземления ПТК не требуется. Заземление корпусов компьютеров АРМов осуществляется через кабели электропитания, идущие от шкафа питания 6CWQ06.

Заземление экранов контрольных кабелей осуществлено к общестанционному контуру заземления. В шкафах контроллеров экранные жилы контрольных кабелей подключены к изо­лированной шине РЕ2, которая, в свою очередь, подключена к общестанционному контуру заземления. Как пра­вило, отдельного сигнального контура заземления не требуется и шина РЕ2 соединена внутри шкафов контроллеров с шиной защитного заземления, подключенной к общестанционному контуру заземления.

Информационное обеспечение системы

Состав информационного обеспечения системы

В состав информационного обеспечения (ИО) АСУТП входят:

- массивы и наборы данных, формируемые и используемые на этапе создания системы;

- массивы и наборы данных, формируемые и используемые при эксплуатации системы;

- программные и технические средства, используемые для организации информаци­онных потоков в системе, а также для хранения и передачи данных.

Информационное обеспечение на этапе создания системы

На этапе создания системы формируются массив входных данных и массив выходных данных и документов (рисунок 9.3).

Массив входных данных включает в себя:

- перечни входных сигналов (аналоговых и дискретных);

- сведения об устройствах;                                                     

- сведения о датчиках технологических параметров;

- перечень механизмов собственных нужд;

- перечень запорно-регулирующей арматуры;

- сведения о технических средствах НТК.

Массив выходных данных и документов включает в себя:

- перечень выходных дискретных сигналов (команд);

- перечень сообщений оператору-технологу о состоянии технологического оборудова­ния и о параметрах технологического процесса;

- перечень событий (без сигнализации оператору, только для записи в архив);

- выходные документы (отчеты);

- отчеты по технико-экономическим показателям (ТЭП);

- отчеты по регистрации отклонения параметров (РОП);

- отчеты по регистрации аварийных ситуаций (РАС);

- суточные ведомости.

На стадии разработки АСУТП сформированы три базы данных:

- конфигурационная БД (КфБД), предназначенная для хранения параметров конфигу­рации системы и внесения изменений в настроечные параметры;

- БД истории (БДИ), используемая для хранения истории изменения аналоговых и дискретных сигналов, а также для формирования отчетов о работе системы;

- информационная БД (ИнфБД), предназначенная для представления наиболее полной (в том числе справочной и нормативно-справочной) информации об устройствах и сигналах системы в форме, удобной для восприятия человеком.

Исходная информация о сигналах и устройствах, содержащаяся в ИнфБД, использована при разработке программного обеспечения и компоновке контроллеров функциональных узлов. В процессе создания системы информационная база дополнена новыми сведениями и заполнена конфигурационная база.

Кроме того, на этапе разработки системы созданы видеограммы, используемые для вы­вода на экран АРМ информации оператору-технологу о состоянии объекта и ввода управляю­щих воздействий. Для контроля текущего состояния и управления технологическим оборудова­нием на экранах цветных мониторов, установленных в оперативном контуре, оператору-технологу предоставляется следующая информация:

- мнемосхемы разной степени детализации, которые являются основным инструмен­том контроля и управления;

- графики изменения текущих значений параметров, ретроспективного просмотра па­раметров, а также значений вычисленных параметров;

- таблицы записи параметров для контроля значительного количества параметров, объединенных в группы по смысловому признаку;

- гистограммы, как удобное средство сравнения однотипных параметров;

- сигнализация для извещения оперативного персонала о возникновении нарушений в протекании технологических процессов, срабатывании защит и блокировок, выявленных неис­правностях технических средств АСУТП.

Все компоненты ИО, разработанные на этапе создания АСУТП, используются при экс­плуатации системы на объекте.

Информационное обеспечение на этапе эксплуатации системы

В информационное обеспечение АСУТП на этапе эксплуатации входит набор программных средств, формирующих информаци­онные потоки и обеспечивающих их передачу между всеми компонентами системы, а также структуры данных.

ИО организовано по иерархическому принципу: структуры данных и программные сред­ства распределены между нижним и верхним уровнями ПТК. Основные структуры данных, входящие в состав ИО системы, приведены в таблице 13.

Таблица 13

Единицей информации в системе является событие. Событие - это асинхронно возни­кающее инициативное сообщение, которое попадает в коммуникационную среду. Под комму­никационной средой понимается совокупность технических средств передачи сообщений меж­ду КФУ, серверами приложений и баз данных и рабочими станциями (АРМ). События форми­руются различными программными блоками и сохраняются в различных структурах данных. Основные структуры данных, в которых хранится циркулирующая в системе информация, - это мгновенная база данных и оперативный архив регистрации.

Под мгновенной базой данных (МВД) или базой данных мгновенных значений по­нимается совокупность всех текущих значений входных параметров, переменных, величин, доступных через коммуникационную среду. МВД распределена по локальной памяти КФУ в виде текущих значений параметров и состояний задач управления.

Оперативный архив регистрации (ОАР) - это архив регистрируемых в системе собы­тий, расположенный в оперативной памяти Сервера приложений. ОАР обеспечивает макси­мальную скорость доступа к данным, из ОАР предоставляется информация для оперативного контура.

Рисунок 2. Структура массивов входных и выходных данных и документов

С этими двумя структурами взаимодействуют все остальные структуры данных, про­граммы и задачи. Наличие двух основных структур данных в ИО системы является следствием двухуровневой архитектуры системы, технические и программные средства которой распреде­лены между “нижним” и “верхним уровнем”.

Принцип формирования МВД состоит в том, что каждый физический канал в системе ассоциирован с определенным полем значения в МВД, которое постоянно обновляется программой ввода/вывода (IOdriver), обслуживающей данный канал. Все программы ввода/вывода работают параллельно в многозадачном режиме и в разных автономных контроллерах - MIF-модулях. Таким образом, каждый программно-аппаратный канал, образованный оборудованием и подпрограммой ввода/вывода, независимо и автономно формирует в МВД текущие значения той величины, за которую он отвечает.

Доступ к МВД осуществляется по запросам через коммуникационную среду. Приклад­ные задачи функционируют, получая необходимую информацию из МВД и обмениваясь сооб­щениями друг с другом. Задача формирования оперативного архива регистрации (ОАР) записы­вает в архив все события, которые определены для регистрации. ОАР размещается в Сервере приложений и является основным источником информации для всех задач верхнего уровня. Ре­гистрация событий в ОАР определяется заданным алгоритмом: например, в ОАР записывается событие изменения величины аналогового параметра в том случае, когда данное изменение превысит заданное для данного параметра значение апертуры.

Сигналы от датчиков и исполнительных механизмов поступают в устройства вво­да/вывода MIF-модулей и проходят процедуры первичной обработки. Первичная обработка аналоговых сигналов подразумевает аналого-цифровое преобразование, фильтрацию, линеари­зацию и другие. В MIF-модуле выполняется анализ достоверности оцифрованных величин и преобразование их в физические параметры. Отфильтрованные и преобразованные данные ана­лизируются на технологическую достоверность по скорости изменения сигнала, по диапазону изменения физической величины. Измеренным значениям присваивается метка времени и фор­мируется атрибут достоверности, после чего они помещаются в память контроллеров, образуя мгновенную базу данных.

Вся информация мгновенной базы данных доступна всем задачам оперативного уровня вне зависимости от того, где они исполняются - в том же контроллере, что и данные, или в дру­гом.

Для задач КФУ входной информацией является мгновенная база данных, а результатом их работы являются либо значения косвенно вычисляемых величин, поступающих в ту же мгновенную базу, либо события о результатах работы задач. Например, задача сигнализации по уставкам имеет список отслеживаемых величин и уставки для соответствующей сигнализации. При выходе величины за уставку задача формирует в коммуникационной среде системы собы­тие о выходе данной величины за уставку. Принцип работы других задач аналогичен. Все зада­чи исполняются независимо и обмениваются друг с другом необходимой информацией, ис-

пользуя тот же принцип передачи сообщений. Действия оперативного персонала так же порож­дают в системе события.

Архитектурно все задачи, взаимодействующие с МВД, находятся на одном уровне ие­рархии, кроме задачи формирования Оперативного Архива Регистрации (ОАР). Это одна из центральных задач системы, которая регистрирует все события, возникающие в системе, опре­деленные конфигурацией ОАР. Для обеспечения надежности хранения, архив имеет дубликат на жестком диске. Все задачи верхнего уровня взаимодействуют только с ОАР (кроме сервис­ных задач наладки, тестирования и диагностики). ОАР содержит не только данные от КФУ, но и данные от различных задач верхнего уровня (расчетных, задач усреднения и т.д.). Сервер приложений передает из ОАР информацию задаче “Контроль и отображение информации опе­ратору-технологу”, причем эта информация в зависимости от назначения помещается либо в окна представления оперативных данных, либо в окно сигнализации, либо в окна ретроспектив.

Организация ИО на этапе эксплуатации системы показана на рисунке 3.

Рисунок 3. Организация ИО в процессе эксплуатации системы.

Помимо регистрируемых в ОАР событий существуют события, которые не регистриру­ются в ОАР, например, события, которые адресованы какому-либо КФУ, если они не входят в список регистрируемых событий.

Управляющие воздействия от оператора также регистрируются в ОАР, но с некоторыми особенностями. Когда оператор подает управляющую команду, она обрабатывается специаль­ной программой Сервера Приложений, формирующей сообщение для конкретного КФУ, управляющего данной единицей технологического оборудования. Это сообщение через комму­никационную среду попадает в КФУ, где формируется управляющее воздействие и специальное событие, которому присваивается метка времени начала управляющего воздействия, причина его формирования, статус выполнения команды и т.п. Это событие регистрируется в ОАР и од­новременно является подтверждением прохождения команды для программы, сформировавшей управляющее сообщение. Факт подтверждения отображается на видеокадре у оператора.

Компонент “Загрузчик данных” автоматически в соответствии с заданным алгоритмом записывает данные из ОАР в таблицы базы данных истории.

В соответствии с перечнем регламентных работ с заданной периодичностью создаются архивы на долговременных носителях информации, в которые записываются файлы оператив­ной истории аналоговых сигналов, резервные копии файлов баз данных, резервные копии про­граммного обеспечения контроллеров.

Математическое обеспечение и алгоритмическая структура

Математическое обеспечение системы включает в себя алгоритмы информационных, управляющих и сервисных задач, выполняемых системой. Состав задач (в части задач управления - укрупнённый состав) приведён в таблице 14.

Таблица 14

Каждый алгоритм имеет вход(ы), или условия решения, и выход(ы), или применения решения.

Входы алгоритмов пользовательских задач можно разделить на четыре группы:

- значения технологических параметров и сигналы состояния оборудования (в системе - дискретные и аналоговые сигналы);

- коэффициенты, изменяемые сравнительно редко (например, номинальные статиче­ские характеристики термопар и термопреобразователей сопротивления, уставки, различные настроечные параметры);

- команды оператора-технолога (от виртуальных ключей, задатчиков и других уст­ройств АРМ оператора-технолога);

- условия (сигналы, сообщения), поступающие из других алгоритмов.

- Выходы алгоритмов классифицируются, в зависимости от назначения, следующим образом:

- воздействия на исполнительные механизмы (запорно-регулирующую арматуру, ме­ханизмы собственных нужд, привод коммутирующих аппаратов электрической части и т. п.);

- информация для отображения (на дисплее, принтере) и для сигнализации (световой, звуковой);

- сигналы, сообщения в другую задачу (алгоритм), включая сервисные задачи ПТК.

Метрологическое обеспечение

Метрологическое обеспечение АСУТП

АСУТП энергоблока №6 Новосибирской ТЭЦ-5 в соответствии с классификацией изме­рительных систем (ИС), приведенной в ГОСТ Р 8.596-2002, относится к классу ИС-2, то есть является измерительной системой “целевого применения, проектируемой под определенные объекты и возникающей как законченное изделие непосредственно на объекте эксплуатации путем его комплектации из компонентов серийного или единичного изготовления и соответст­вующего монтажа и наладки, осуществляемых в соответствии с проектной документацией”.

В соответствии с ГОСТ Р 8.596-2002 поверке подвергаются измерительные каналы АСУТП, отнесенные к сферам распространения государственного метрологического контроля и надзора. Остальные измерительные каналы (ИК) подлежат калибровке. Поверка и калибровка ПК АСУТП осуществляется при вводе системы в постоянную эксплуатацию и периодически в процессе эксплуатации. Поверку ИК осуществляют органы Госстандарта РФ, калибровка вы­полняется метрологической службой предприятия, осуществляющего ввод системы в опытную эксплуатацию или промышленную эксплуатацию.

На этапе разработки РД выпускается Перечень измерительных каналов (ИК). В Перечне ИК, учитывающем их деление на каналы, подлежащие поверке, калибровке и не требующие ка­либровки, приведены все средства измерений, входящие в состав каналов, а именно первичные преобразователи (датчики) и измерительные модули ПТК, с указанием их метрологических ха­рактеристик. Также в Перечне указаны нормируемые метрологические характеристики измери­тельного канала в целом. Метрологические характеристики измерительных каналов (ИК) обес­печивают измерение технологических параметров с погрешностью, не превышающей нормы, заданные в РД 34.11.321-96. Нормы погрешности измерений технологических параметров, не регламентированные государственными или отраслевыми нормативными документами, уста­новлены на основе опыта эксплуатации и экспертных оценок с учетом отраслевых методиче­ских и руководящих документов. Необходимый объем измеряемых технологических парамет­ров (количество и состав ИК) определен в соответствии с РД 34.35.101-88.

Поверка (калибровка) измерительных каналов АСУТП выполняется в соответствии с ме­тодикой:

“4252-001-50756329-01 МП Измерительные каналы АСУТП на базе комплекса про­граммно-технического “TORNADO”. Методика поверки и калибровки”.

Методика согласована ГЦИ СИ ВНИИМС Госстандарта РФ 07.12.2001.

Межповерочный (межкалибровочный) интервал составляет 2 года.

Заказчику передается указанная методика и программа автоматизированной калибровки измерительных каналов АСУТП (АРМ метролога), которая используется при наладке, приемке и эксплуатации ИК.

Метрологическое обеспечение ПТК

ПТК является средством измерения и подлежит калибровке или поверке в части измери­тельных каналов при выпуске из производства, а также в процессе эксплуатации.

ПТК “ТОРНАДО” зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 22154-01 и допущен к применению в Российской Федерации (Сертификат Госстандарта РФ об утверждении типа средств измерений RU.C.34.004.A № 11234 от 07.12.2001 г.).

Предел основной приведенной погрешности от диапазона измерения составляет:

- для измерительных каналов ПТК на базе модулей PB-V35x,

  PB-DAC - 0,15 %;

- для измерительных каналов ПТК на базе модулей FTHERM - 0,2%;

- для измерительных каналов ПТК на базе модулей РВ-РТ100 - 0,1 %.

Поверка (калибровка) измерительных каналов ПТК выполняется в соответствии с мето­дикой:

“4252-001-50756329-02 МП Измерительные каналы комплекса программно-технического “TORNADO”. Методика поверки и калибровки”.

Методика согласована ГЦИ СИ ВНИИМС Госстандарта 07.12.2001.

Межповерочный (межкалибровочный) интервал - 2 года.

Первичную калибровку измерительных каналов ПТК (модулей) выполняет метрологиче­ская служба ЗАО “МСТ”, аккредитованная на право выполнения калибровочных работ Гос­стандартом РФ. Заказчику передаются сертификаты о калибровке измерительных модулей и программа автоматизированной калибровки в составе АРМ метролога. Периодическую калиб­ровку модулей в процессе эксплуатации ПТК осуществляет метрологическая служба предпри­ятия, эксплуатирующего АСУТП.

Техническим решением по ТЭЦ, эксплуатирующей ПТК в составе АСУТП, допускается распространять результаты калибровки ИК АСУТП на измерительный модуль ПТК и не под­вергать его очередной калибровке в том случае, если все каналы, подключенные к данному мо­дулю:

а)  не лежат в сфере распространения государственного метрологического контроля и надзора;

б) устойчиво (без сбоев) работали в течение всего межповерочного интервала;

в) имеют положительные результаты периодической калибровки.

Те модули ПТК, которые образуют каналы АСУТП, лежащие в сфере распространения государственного метрологического контроля и надзора, подлежат поверке с межповерочным интервалом 2 года.

В случае неустойчивой работы ИК АСУТП модуль ПТК подвергается внеочередной по­верке или калибровке.

Заказчику передается указанная выше методика и программа автоматизированной ка­либровки измерительных каналов ПТК (модулей). Для выполнения калибровки модулей необ­ходим специальный стенд.

Требования к средствам поверки (калибровки)

Сведения о рабочих эталонах и средствах измерений, необходимых для поверки (калиб­ровки) измерительных каналов ПТК и АСУТП, приведены в таблице 15.

Таблица 15

Примечания:

1. Допускается применение других рабочих эталонов и средств измерительной техники и оборудования, обеспечивающих требуемые погрешности измерений и испытательные режимы.

2.  Все рабочие эталоны и средства измерительной техники должны иметь документы об их метрологической исправности, выданные органами государственной метрологической служ­бы.

Условные обозначения и сокращения

АВР - автоматическое включение резерва

АДЗ - анализ действия защит

АЗК - автомат защиты котла

АКИК - автоматический контроль исполнения команд

АР - автоматическое регулирование

АРМ - автоматизированное рабочее место

АСУТП - Автоматизированная система управления технологическими процессами

БД - база данных

БДИ - база данных истории

БПИ - блок полевого интерфейса

БЩУ - блочный щит управления

ДУ - дистанционное управление

ИБП - источник бесперебойного питания

ИК - измерительный канал

ИнфБД - информационная база данных

ИО - информационное обеспечение

КПО - контроль пуска и останова

КТС - комплекс технических средств АСУТП

КфБД - конфигурационная база данных

КФУ - контроллер функционального узла

МВД - база данных мгновенных значений параметров

МСН - механизм собственных нужд

ОАР - оперативный архив регистрации

ПО - программное обеспечение

ПОИ - первичная обработка информации

ПТК - программно-технический комплекс АСУТП

РАС - регистрация аварийных ситуаций

РОП - регистрация отклонения параметров

PC - резервная система

СВТ - средства вычислительной техники

СОИ - специальная обработка информации

ТАИ - тепловая автоматика и измерения

ТБ - технологические блокировки

ТЗ - технологические защиты

ТОУ - технологический объект управления

ТЭП - технико-экономические показатели

УСО - устройство связи с объектом

ФСБ - формирование суточных ведомостей

ФГУ - функционально-групповое управление

ФУ - функциональный узел (технологический)

ЦЩУ - центральный щит управления

Технико-экономическое обоснование применения инновационной технологии

Стоимость разработки и внедрения АСУ ТП оказалась несколько выше стоимости системы, построенной на традиционных аналоговых и релейно-контактных средствах. Вместе с тем она обеспечивает лучшие технико-экономические показатели работы энергоблока за счет реализации более совершенных алгоритмов управления, а гибкость микропроцессорных систем позволяет не только обеспечить точное выдерживание “базовых” показателей, необходимых для нормальной работы энергоблока (давление и температура пара, обороты турбины и т. п.), но и контролировать массу других характеристик, например, для более качественного сжигания топлива и снижения выброса вредных веществ в атмосферу. Намного легче оказалось и техническое обслуживание оборудования АСУ, в частности, значительно сократилось время, необходимое для поиска и устранения неисправностей. Наконец, реализация функций сбора и анализа информации и генерации управляющих воздействий с помощью программных средств позволяет в случае надобности достаточно легко изменять алгоритмы работы системы.

Технико-экономические показатели трудо-энерго-природосбережения нового процесса

Внедрение АСУТП на 6-м энергоблоке Новосибирской ТЭЦ-5 позволило повысить надежность, улучшить технико-экономические, а также экологические показатели работы.  Созданы  условия для персонала, которые облегчают управление энергоблоком.

На 6-м энергоблоке было реализовано несколько современных технологических решений, способствующих улучшению экономических и экологических показателей, а также повышению надежности его работы.

Совместно с изготовителем котла ОАО “Красный котельщик” (г. Таганрог) разработана и внедрена система  трехступенчатого сжигания с газовым восстановительным топливом, которая обеспечивает достижение концентрации NOx в уходящих газах не выше 350 мг/нм3, что в 2-3 раза ниже, чем при обычном сжигании таких же углей.

Вместо традиционных средств контроля и управления применена полномасштабная автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП), охватывающая управление не только котлом и турбиной, но и электротехническим оборудованием блока.

Внедренная АСУ ТП позволяет оперативно диагностировать дефекты и неполадки в работе оборудования, проводить расчеты ТЭП, своевременно вносить коррективы ведения технологических процессов.

Новые потребительские свойства продукции

Основное отличие АСУ ТП блока № 6 от систем контроля и управления, выпол-ненных ранее для однотипных энергоблоков №№ 1–5 этой станции, заключается в расши-рении функциональных возможностей. Оно достигнуто в результате применения ПТК, отвечающего современному уровню техники управления технологическими процессами и имеющего перспективу применения в обозримом будущем.
В процессе создания АСУ ТП данного блока специально для автоматизации круп-ных объектов теплоэнергетики были разработаны Модули Интеллектуальных Функций (МIF-модули). Эти модули имеют дублированные коммуникации с внутриконтроллерной сетью CAN-bus, реализована возможность “горячей” замены MIF-модулей без отключения питания контроллеров. Положительный опыт создания и внедрения этих модулей послу-жил основой создания MIС-модулей, совместимых с ними программно и по мезонинным модулям устройств сопряжения с объектом (УСО), для контроллеров малых и вспомога-тельных объектов. Это позволяет создавать новые системы с необходимой однородностью и оптимальной стоимостью на последующих объектах. Дублированные коммуникацион-ные MIF-модули контроллеров функциональных узлов позволяют организовать в ПТК стандартную высокопроизводительную сеть Ethernet с коммутируемыми каналами. Этим достигается низкая стоимость сети и ее построение исключительно на стандартных про-граммно-аппаратных средствах. Разработаны унифицированные принципиальные элек-трические схемы запорно-регулирующей арматуры и обменных сигналов по механизмам собственных нужд. Они сократили число разновидностей схем и обеспечили унификацию схемных решений на различных объектах.
Технические решения, принятые в проекте АСУ ТП блока № 6, доказали свою жизнеспособность – они стали основой не только для выполнения рабочей документации этого энергоблока, но и для технорабочего проектирования АСУ ТП котельных установок Читинской ТЭЦ-1, Кузнецкой ТЭЦ, Омской ТЭЦ-4, Абаканской ТЭЦ и целого ряда элек-тростанций с поперечными связями Бийскэнерго. Разработанная методика сбора исходной информации и ее обработки явилась основой создания внутренних стандартных докумен-тов, которые стали типовыми при работе по другим объектам. Отработана форма конст-рукторской документации на контроллеры и выработаны достаточно четкие требования к их компоновке. Стандартизованы не только состав, но и содержание эксплуатационных документов, сопровождающих систему.
Внедрение разработанной современной АСУ ТП позволяет достичь следующих целей:
повысить надежность, улучшить технико-экономические, а также экологические показа-тели работы энергоблока;
создать лучшие условия работы для оперативного персонала, облегчающие принятие решений по управлению энергоблоком и снижающие нагрузку операторов;
повысить меру ответственности персонала за счет наличия в системе функций слежения и протоколирования действий персонала по управлению объектом;
выдавать объективную информацию, полученную в процессе ведения технологических режимов на энергоблоке, в обработанном виде для дальнейшего ее использования инже-нерным и административным персоналом станции.

Качественные характеристики, предъявляемые к сырью и материалам

Перечень документов, на основании которых создавалась система.
•Сертификат RU.C.34.004.A № 11234 об утверждении Программно-Технических Комплексов “Торнадо” в качестве типа средств измерений под № 22154-01;
•Сертификат Госстандарта России на Программно-Технический Комплекс “Торнадо” №РОСС RU.ME24/B00475;
•Экспертное заключение РАО ЕЭС России о соответствии показателей ПТК “Торнадо” требованиям отраслевых документов.
Нормативные документы:
- РД 50-34.698-90 Автоматизированные системы. Требования к содержанию докумен-
тов.
- ГОСТ 19.101-77 ЕСПД. Виды программ и программных документов.
- ГОСТ 2.102-68 Виды и комплектность конструкторских документов.
- ГОСТ 2.601-95 ЕСКД. Эксплуатационные документы.
- ГОСТ 27300-87 Информационно-измерительные системы. Комплектность и правила составления эксплуатационной документации
- РД 50-680-88 Методические указания. Автоматизированные системы. Основные по¬ложения.
- РД 34.35.412-88 (с изм. 1 1990) Правила приемки в эксплуатацию из монтажа и на¬ладки систем управления технологическими процессами тепловых электрических станций.
- РД 34.35.414-91 Правила организации пусконаладочных работ по АСУТП на тепло¬вых электростанциях.
- РД 34.70.110-92 Правила организации пусконаладочных работ на тепловых электро¬станциях.
- РД 153-34.1-35.127-2002 Общие технические требования к программно-техническим комплексам для АСУ ТП тепловых электростанций.
- ГОСТ 34.603-92 Информационная технология. Виды испытаний автоматизирован¬ных систем.
- Текущие документы ЦОТэнерго (должностные инструкции).

Стадия и уровень разработки

- Серийное производство отдельных модулей системы.
- Мелкосерийный выпуск комплексов и разработка изделий специального назначения.

Предлагаемые инвестиции

ПТК “Торнадо” может поставляться в рамках широкого перечня услуг по созданию и внедрению АСУТП. Такой вариант может быть интересен промышленным предприятиям и другим организациям, которые являются конечными пользователями систем управления и контроля.
В сотрудничестве с партнерами компания “Модульные Системы Торнадо” предлагает Заказчику широкий спектр услуг по внедрению АСУ ТП на промышленных объектах:
предпроектное обследование объекта автоматизации;
рекомендации по оптимизации систем контроля и управления;
помощь в подготовке исходных данных;
проектирование и проектная привязка ПТК к объекту;
разработка полной документации на АСУТП в целом;
изготовление, тестирование и поставка ПТК на объект;
шеф-монтаж ПТК на объекте;
наладка ПТК на объекте;
комплексная наладка АСУТП;
сдача и ввод системы в эксплуатацию;
обучение персонала Заказчика;
гарантийное обслуживание;
техническое сопровождение системы.
Внедрение полномасштабных АСУТП - это сложная задача, требующая скоординированных усилий целого ряда организаций: разработчика ПТК, проектных институтов, наладочных и монтажных организаций, производителей непрограммируемых средств автоматизации и др. Компания “Модульные Системы Торнадо” имеет значительный опыт ведения подобных работ в качестве генерального подрядчика. В процессе внедрения АСУТП всегда проводится регулярный обмен информацией и материалами промежуточной готовности между участниками проекта и Заказчиком.
Грамотная организация работ позволяет проводить внедрение АСУТП в очень короткие сроки (например, АСУТП крупного котлоагрегата ТЭС сдается в эксплуатацию уже через 4-5 месяцев после заключения договора). Компания также оказывает все необходимые услуги по сопровождению АСУТП на объекте. Техническую поддержку на объектах удаленных от Новосибирска оказывают партнеры компании - местные технологические или наладочные организации.
Для осуществления комплексных поставок АСУТП “под ключ” в 2001 году компания также стала учредителем объединения “Союзэлектроавтоматика”, в которую помимо “Модульные Системы Торнадо” вошли ОАО “Чебоксарский Электроаппаратный Завод” (низковольтные комплектные устройства, электроаппараты, сборки РТЗО, традиционные защиты), ООО НПП “Электроаппарат” (низковольтные комплектные устройства, электроаппараты, сборки РТЗО), ООО НПП “ЭКРА” (защиты линий свыше 110 кВ, защиты генераторов), ООО НПФ “Радиус” (защиты до 110 кВ, диагностика ЛЭП), НПП “Динамика”, ОАО “Ивэлектроналадка” и ряд других.
Объединение осуществляет комплексное оснащение промышленных предприятий электротехническим оборудованием и системами автоматизации.
Поставка ПТК как готового изделия
ПТК “Торнадо” является проектно-компонуемым продуктом и может поставляться Заказчику как готовое изделие, снабженное конструкторской (или эксплуатационной) документацией и программными средствами, позволяющими быстро “привязать” ПТК к конкретному технологическому объекту. Заказчик получает полностью готовую систему, разработанную с учетом требований современных АСУТП, надежную и удобную в применении. Заказчику не нужно тратить ресурсы на системную интеграцию отдельных компонентов, решать проблемы подключения ПТК к технологическому оборудованию и др.
Такой вариант поставки ПТК может быть интересен системным интеграторам, наладочным и проектным организациям, которые желают иметь готовый продукт для решения задач АСУТП на своих объектах.
При таком варианте поставки компания “Модульные Системы Торнадо” оказывает следующие услуги:
консультации по подбору оборудования и комплектации ПТК;
проектирование в части ПТК;
комплектация, сборка и тестирование ПТК;
разработка документации необходимой для монтажа и эксплуатации ПТК;
обучение персонала Заказчика;
гарантийное обслуживание, техническая поддержка.
Помимо основной документации Заказчик также получает сертификат о калибровке на каждый измерительный модуль, входящий в состав ПТК, а также комплект методик калибровки измерительных модулей и измерительных каналов, согласованных с Госстандартом РФ.
Перечень услуг по желанию Заказчика может быть дополнен или изменен.

Рынки сбыта

Замена старых систем контроля и управления, построенных на аналоговых и релейно-контактных средствах, на современные АСУ ТП - несомненная перспектива для электростанций всех типов на территории России и за рубежом.

Возможность и эффективность импортозамещения

Уникальность разработанной и внедренной на энергоблоке АСУ ТП состоит в том, что она полностью, на 100%, выполнена силами новосибирских специалистов без использования импортных ПТК. Эта работа доказывает высокий научный и технический потенциал Новосибирска, способный создать высокотехнологичный продукт на уровне лучших мировых образцов. Система имеет ряд специфически важных отличий от аналогов за рубежом и в России. Так, новая АСУТП является полномасштабной - она охватывает теплотехническое и электротехническое оборудование энергоблока, при этом выполняются все управляющие, информационные и сервисные функции, необходимые для безаварийной работы объекта во всех режимах. По своим техническим возможностям и характеристикам АСУТП превосходит ряд зарубежных аналогов. Она базируется на самой современной микропроцессорной базе и открытых международных стандартах, учитывает характеристики российских промышленных объектов и полностью соответствует требованиям отечественных нормативных документов.

Возможность выхода на мировой рынок

Срок окупаемости (в месяцах)

24

Дата поступления материала

16.10.2006