Исторически сигналы по тепловой части электростанций заводились от датчиков на щиты управления (блочные, групповые, местные). Там же размещались контрольно-измерительные приборы, технологические защиты, регуляторы, ключи управления. Соответственно формировалась структура цифровых СКУ тепловой части. На щитах располагались программируемые контроллеры, включая модули ввода-вывода устройств связи с объектом, и велось централизованное управление оборудованием. Десятилетия территориальная централизация - устойчивый признак СКУ тепловой части.
Электрическая часть выделена в отдельный технологический участок: открытые, закрытые, комплектные, генераторные РУ. Устройства РЗА, измерительные приборы и ключи управления максимально приближены к объектам. Некоторые из них функционируют автономно, находятся в РУ. Последние отстоят на сотни метров и километры от центральных или главных щитов управления. В электрической части иная идеология управления, К централизованным задачам относятся контроль режима, групповое управление возбуждением генераторов, АРЧМ и ПА, а РЗА выполнена в виде автономных локальных устройств. Следовательно, цифровые СКУ электрической части должны иметь гибкую и функциональную, и территориальную распределенность. По большому счету в электрической части объект автоматизации каждое отдельно взятое присоединение. Ее предпочтительная структура - функционально законченные независимые друг от друга подсистемы автоматизации присоединений. Это основное отличие СКУ тепловой и электрической частей. Причина функциональной законченности подсистем в малых временных циклах отслеживания электрических параметров и выдачи управляющих воздействий (§ 5.2).
Территориальная централизация - дорогостоящее решение. Сигналы от тысяч датчиков на теплотехническом оборудовании выводятся кабельными связями в десятки, сотни метров. При этом затраты на СКУ сопоставимы со стоимостью основного оборудования. В последние годы принцип гибкой функциональной и территориальной распределенности проявился в тепловой части. Появились «интеллектуальные» регуляторы, задвижки, датчики, устанавливаемые у технологического оборудования и объединенные цифровыми сетями для обмена информацией. Таким образом, наметилась тенденция воспроизведения для автоматизации теплотехнических процессов структуры СКУ электрической части.
Территориальная и функциональная распределенность - необходимое условие формирования СКУ безотносительно к типам устройств, будь то на электромеханической, аналоговой, электронной или цифровой базе. В последнем случае СКУ приобретает новые свойства. Новацией видится тенденция построения СКУ электрической части на основе цифровых устройств РЗА, обладающих двумя особенностями. Первая заключается в многофункциональности. Помимо функций защиты, автоматики, блокировок они реализуют дистанционное управление коммутационной аппаратурой, регистрацию событий, электронное осциллографирование, электрические измерения, технический учет электроэнергии, самодиагностику, обмен информацией с вышестоящими уровнями управления по цифровым сетям. Вторая особенность, подавляющая часть информации в электрической части обеспечена устройствами РЗА.
Первые внедрения цифровых СКУ электрической части блоков показали, что при сохранении структуры оперативного управления до 90% их информационной емкости обеспечено РЗА. Не охваченными из упомянутых остались 100%-ная защита от замыканий на землю в обмотках статора генераторов, дифференциально-фазная и поперечная дифференциальная защиты линий, схемы управления коммутационными аппаратами 110 кВ и выше и ряд других функций. В результате низовой программно-аппаратный уровень СКУ электрической части блока формируется 50-80 многофункциональными терминалами РЗА и 3-5 мало- и среднеканальными контроллерами. Последние служат для дистанционного управления разъединителями и выключателями 110 кВ и выше, технологического контроля генераторов, автоматического регулирования их возбуждением и пр. На основании изложенного определим идеальную структуру СКУ электрической части электростанции, как совокупность устройств РЗА присоединений, объединенных многоуровневыми вычислительными сетями с целью организации требуемых для ведения режимов информационно- управляющих потоков. Далее затронем централизованные задачи контроля и управления электрической части электростанций.
Имеется несколько информационно-управляющих уровней: низовой (полевой, контроллерный), агрегатный, блочный, общестанционный, вплоть до диспетчерского и технологического управления энергосистем. Первый из уровней сформирован низовыми устройствами контроля и управления (программируемыми контроллерами и терминалами РЗА), объединенными полевыми (от fieldbus) сетями. Типовая архитектура цифровой СКУ в минимальной конфигурации см. на рис. 5.2. Ее основные элементы: серверы, процессоры связи, низовые устройства, локальные (от local area network) и полевые вычислительные сети, операторские и рабочие станции. На начальном этапе функции сервера, процессора связи и операторских станций совмещались в одном компьютере, а область применения ограничивалась подстанциями.
Задача сервера - сбор от низовых устройств с помощью процессоров связи (конвертеров протоколов) переменных процесса в базу данных реального времени. Она распределяется по операторским станциям, в архив, на печать, для передачи в другие системы автоматизации. Управляющие воздействия персонала передаются по той же цепочке в обратном направлении от операторских станций к низовым устройствам. Последние связаны с процессорами связи по радиальным, шинным или петлевым схемам оптоволоконным кабелем и относительно низкоскоростным (9,6-19,2 кбит/с) каналам. С 1995 г. стали внедрять высокоскоростные (1,25-1,5 Мбит/с) полевые шины. Применение этих, по сути контроллерных, сетей не позволяет реализовать человеко-машинный интерфейс (в первую очередь передачу графической информации). Поэтому и в тепловой, и в электрической части присутствовали сети и нижнего, и верхнего уровней. Первый из них охватывает автоматическое управление, в том числе регистрацию параметров в темпе процесса, второй - человеко-машинный интерфейс.
Рис. 5.2. Архитектура системы контроля и управления
Наиболее жесткие требования с позиций надежности к контроллерному уровню. В первую очередь к гарантированному доступу устройств к каналу связи для ведения режима в (ква- зи)реальном времени. Последнее обеспечивается маркерными (бит-последовательными) шинами данных. При их достигнутой пропускной способности цикл шины (гарантированное время получения данных одним низовым устройством от других) около 100 мс. Стандарт де-факто сетей верхнего уровня - высокоскоростная (100 Мбит/с) сеть Fast Ethernet со случайным доступом к каналу. Принятые временные задержки от регистрации низовым устройством сигнала до его отображения (событие, значение параметра, временная метка) на уровне локальной сети 0,5-1 с, что согласуется с физиологической инерционностью оператора. Следовательно, при реализации централизованных задач в электрической части возможны два случая.
Первый, по технологии временные циклы сетей передачи данных недостаточны и для реализации задачи требуется локальное автономное устройство контроля и управления. Оно в темпе процесса принимает, обрабатывает данные и выдает управляющие воздействия без информационного обмена по интерфейсным связям. Наличие последних служит лишь для улучшения информационного обеспечения персонала. Пример - станционная ПА. Во втором случае технологические ограничения укладываются в отведенные временные рамки и в СКУ целесообразна распределенная обработка информации. Она единожды вводится в систему и многократно используется для решения различных задач, к примеру, групповое управление возбуждением генераторов.
На основании вышеизложенного сформулированы выводы:
- системы контроля и управления электрической и тепловой части электростанций имеют принципиальные отличия с позиций требуемых алгоритмов, распределенности, быстродействия и параметров устройств связи с объектом, поэтому на данном этапе для автоматизации электрических и тепловых процессов неизбежно использование разнородных программно-аппаратных средств;
- система противоаварийного управления мощностью, защит и автоматики вследствие высоких требований к быстродействию и надежности не может быть реализована в рамках единой структуры системы управления;
- при автоматизации теплотехнических процессов наметилась тенденция к воспроизведению структуры системы управления электрической части;
- стратегическим направлением в развитии СКУ электростанций видится структура с абсолютной функциональной и территориальной распределенностью их элементов. Для электрической части идеальная структура представляется совокупностью цифровых устройств РЗА присоединений, объединенных многоуровневыми вычислительными сетями с целью организации информационно-управляющих потоков, требуемых для ведения эксплуатационных режимов.
