Схемы выдачи мощности электростанций - Архитектура систем СКУ

В табл. 5.1 дан обобщенный перечень сигналов СКУ электрической части блока 300 МВт пылеугольной КЭС, не привлекаемого к регулированию системных параметров в нормальном и аварийных режимах. Он подключен к ОРУ 220 кВ по схеме с двумя системами шин с обходной.  Сигналы по п. 3 табл. 5.1, считываемые с интерфейсных портов защит (табл. 5.2), определен по их регламентированному перечню для: турбогенератора (основной и резервный комплекты, защиты цифровые кроме 100%-ной защиты от замыканий на землю в обмотке статора); выпрямительного трансформатора системы возбуждения; блочного трансформатора 220/20 кВ; рабочего трансформатора СН 20/6 кВ; присоединений 6 кВ комплектного РУ СН (два рабочих и резервных ввода и трансформатора напряжения секций, 29 электродвигателей без и три с дифференциальной защитой, девять трансформаторов СН 6/0,4 кВ, два трансформатора заземления нейтрали).
Как видно из табл. 5.1, почти 90% сигналов от РЗА. Для оставшихся 10% недостаточно входов-выходов защит (положение ключей АВР, УРОВ, заземляющих ножей, пружин приводов, контроль и управление присоединений 220 кВ и др.) или не обеспечена точность измерений. Для их ввода применены программируемые контроллеры. На СН пришлось до 90% дискретных и 70% аналоговых сигналов из приведенных 10%. Цифровые устройства РЗА способны функционировать автономно, как традиционные панели на базе электромеханических или электронных реле, когда информация от них не передается в темпе процесса оперативному персоналу для контроля режима.

Таблица 5.1. Информационная структура цифровой СКУ электрической части блока

Примечание: В п. 3 учтены сигналы, требуемые для оперативного персонала. но не приняты во внимание те из них, что представляли интерес лишь для инженера РЗА: значения уставок, положение программных переключателей, коды неисправностей и пр.

Программно-аппаратные средства, объединившие локальные низовые устройства в систему централизованного контроля режима, и в отечественной практике именуют зарубежным термином «SCADA-системы» (от supervisory control and data acquisition). Их типовая архитектура «клиент-сервер». Информация от низовых устройств с начала заносится в базу данных реального времени серверов. Далее она распределяется в архив, по абонентам локальной сети. Опуская механизмы взаимодействия ее элементов, отметим, что вся логика работы SCADA-системы решается серверами. Операторские станции лишь средства отображения информации, поступающей на сервер от низовых устройств или хранящейся на нем. Причины, изложенные в (§ 1.5), привели к тому, что внедряемые цифровые СКУ электрической части необходимо интегрировать с функционирующими на электростанциях системами тепловой части. Объяснимо желание иметь единообразные операторский интерфейс, структуру баз данных, вычислительные сети, сетевые и транспортные протоколы, механизмы обмена данными. Положение привело к формированию такой архитектуры СКУ электрической части, где она выделена в локальную подсистему, промежуточный сборщик информации и конвертер протоколов передачи данных от низовых устройств в систему управления более высокого уровня, в качестве которой выступала СКУ тепловой части. Здесь операторские и рабочие станции персонала электроцеха подключены к локальной сети SCADA-системы не электрической, а тепловой части (рис. 5.3, а), это условно первый подход к построению архитектуры систем.
Имеет место второй подход, когда СКУ электрической части функционально законченная (рис. 5.3, б), т.е. задействованы все возможности SCADA-системы электрической части, включая операторский интерфейс, а между СКУ тепловой и электрической части установлен информационный (но не управляющий) обмен в той мере, которая необходима для ведения режимов работы оборудования. Оба направления имеют место в практике. При привлекательности с позиций унификации первого подхода, авторы не рекомендуют его по экономическим соображениям и надежности. Соответствующие доводы приведены ниже.
SCADA-системы поставляют в виде программного конструктора. С его помощью по формализованным правилам описывают взаимодействие компонент системы. Любому сигналу от низового устройства в сервере заданы десятки атрибутов: программные коды, сетевые адреса, объекты процесса, приоритеты и пр.  Поэтому при первом и втором подходах к формированию архитектуры систем нужны SCADA-система электрической части и задание атрибутов сигналам низовых устройств. Последнее по трудоемкости 80-90% работ по конфигурации (параметрированию) серверов. Оставшиеся 10-20% - операции по созданию мнемокадров операторского интерфейса, привязки к графическим изображениям объектов процесса и др.

Таблица 5.2. Цифровые сигналы устройств РЗА блока

 При первом подходе (рис. 5.3, а) требуется по крайней мере для сигналов от РЗА, составлявших подавляющую их часть, конфигурацию серверов выполнить дважды: в SCADA-системе электрической части, поставляемой со «своими» низовыми устройствами, и, повторно, в SCADA-системе тепловой части. Объемы наладочных работ в этом случае заметно растут. Требуется имитация и учет прохождения тысяч сигналов: от низовых устройств на сервер одной SC ADA-системы, а из последнего - на сервер другой. При втором подходе (рис. 5.3, б) необходимость двойной конфигурации и наладки отпадает.

Рис. 5.3. Альтернативные архитектуры системы контроля и управления

При передаче информации от низовых устройств на серверы и обратном направлении решаются задачи: 1) как передать информацию и 2) что передать. Необходимо специфицировать протоколы передачи данных. В качестве эталонной модели задействован семиуровневый стандарт ISO-7498 протоколов взаимосвязи открытых систем. При спецификации протокола необходимо располагать описанием по крайней мере 1-го (физического), 2-го (канального) и 7-го (прикладного) уровней. Реализация задачи «как передать» облегчена принятием поставщиков SCADA-систем стандартных решений. Таковым, к примеру, стал набор транспортных и сетевых протоколов TCP/IP. Задача «что передать» возложена на 7-й уровень. До сих пор его спецификация у поставщиков SCADA-систем индивидуальна. Нередко она считается информацией «ноу-хау». Поэтому в известных авторам способах реализации первого подхода связь между SCADA-системами осуществлена выделенным шлюзом (компьютером) на базе промежуточного открытого коммуникационного протокола. В системе возникает последовательная цепочка с тройной конвертацией: протокол SCADA-системы электрической части - промежуточный коммуникационный протокол — протокол SCADA-системы более высокого уровня. В итоге ограничивается скорость передачи данных и, что самое главное, информационно-управляющий обмен между SCADA-системами замыкается на последовательное передающее звено (сервер - шлюз - сервер), от надежности которого зависит функционирование всей интегрированной таким способом СКУ. Не случайно здесь сохраняли 100% традиционных средств управления и измерения.
Это не только отечественная специфика. Так, ведущий производитель систем автоматизации фирма АВВ для тепловой части поставляла системы Procontrol-P, Master, а для электрической части Pyramid или Siemens, соответственно, Teleperm ME(MI, ХР) и LSA. Созданные одной и той же фирмой системы тепловой и электрической части до сих пор не имели единообразного коммуникационного интерфейса. Их интеграция выполнялась дублированным вводом в обе системы ограниченного количества сигналов.
При втором подходе (рис, 5.3, б) операторские станции персонала функционируют под управлением «своей» SCADA- системы. Потребность передачи всех оперативных данных из одной системы в другую отсутствует.  Прохождение команд управления в цифровом коде по интерфейсным связям без дополнительной конвертации протоколов более надежно в сравнении с традиционными схемами управления коммутационной аппаратурой на базе ключей и электромеханических реле. В электрической части удавалось обойтись минимумом (10-20%) наиболее ответственных традиционных средств управления и измерения, что давало ощутимую экономию средств на щитовых изделиях.
Преимущества второго подхода наглядно проявляются на электростанциях с поперечными связями, где места управления электрооборудованием жестко распределены между котлотурбинным и электрическим цехами на, соответственно, групповых и главном щитах управления (ГрЩУ и ГЩУ). От присоединений, управляемыми начальником смены электроцеха, машинисту турбины нужны несколько параметров: активная мощность генератора, суммарная активная мощность электростанции и частота сети. Контроль и управление электрической частью двигателей СН ведет оперативный персонал котлотурбинного цеха с использованием SCADA-системы тепловой части, принимая во внимание сигналы; ток фазы, включен-отключен, команды на включение- отключение, аварийное отключение. При использовании цифровых защит двигателей начальник смены электроцеха по интерфейсным связям в SCADA-системе электрической части и так получает информацию по соответствующему присоединению. Свыше 90% ее не нужна персоналу котлотурбинного цеха. Таким образом, реальный оперативный информационный поток от электро-  к котлотурбинному цеху оказывался еще менее значимым.
Цифровые устройства РЗА двигателей с двумя каналами дистанционного управления. Первый, по интерфейсным портам из SCADA-системы электрической части. Второй способ, воздействием контактов традиционных ключей управления или дискретных выходов программируемых контроллеров на физические командные входы терминала защиты. Независимо от подхода к архитектуре СКУ цепи дистанционного управления выключателями двигателей СН заводят от программируемых контроллеров SCADA-системы тепловой части с использованием второго способа для исключения ошибок персонала. Таким образом, объем информации, который необходимо передать из SCADA-системы электрической в тепловую часть невелик.
Информационный обмен в обратном направлении (от SCADA-системы тепловой в SCADA-систему электрической части) более представителен. На ГЩУ рабочее место начальника смены станции. Ему полезно располагать данными по режиму так называемых внешних связей (магистрали газовые, сетевой воды, подпиточные и пр.), обычно не более 100-200 параметров, и ограниченное количество данных по основному котельному и турбинному оборудованию (включено-отключено, расход пара, давление и температура последнего). Для начальника смены электроцеха интерес представляют параметры теплотехнического контроля турбогенераторов и их вспомогательных систем (100-150 параметров на генератор). В традиционных СКУ данная информация на ГЩУ практически отсутствует. Откуда следует говорить о ее полезности, но не об обязательности. Таким образом, на электростанциях с поперечными связями сложившаяся структура оперативного управления не требует жесткой информационно- управляющей связи между СКУ тепловой и электрической части. Тем более, нет нужды в передаче всего объема оперативной информации из одной SCADA-системы в другую.
Сложнее на блочных электростанциях. На блочных щитах управления (БЩУ), помимо рабочих мест машинистов котлов и турбин, есть оперативные панели. С них начальник смены электроцеха управляет закрепленным за ним оборудованием: генераторами и их вспомогательными системами, рабочими и резервными вводами СН, генераторными (блочными) выключателями. Его постоянное рабочее место на центральном щите управления (1ДЩУ), откуда ведут контроль и управление присоединениями РУ повышенных напряжений. Поэтому при отсутствии на БЩУ начальника смены электроцеха машинист при авариях обязан вмешаться в режим электротехнического оборудования, а именно, перевести секции 6 кВ СН с рабочего на резервное питание, отключить генераторный (блочный) выключатель, включить автомат гашения поля (АГП), Традиционные ключи для генераторного (блочного) выключателя и АГП должны быть резервными средствами, т.е. входить в 10-20% наиболее ответственных средств управления.  Для коммутации выключателями вводов 6 кВ СН можно использовать четыре традиционных ключа или управление от двух SCADA-систем (тепловой и электрической части) по обоим каналам управления в устройствах РЗА с установкой ключа выбора места управления. В остальном информационное взаимодействие СКУ тепловой и электрической части не имеет принципиальных отличий в сравнении с рассмотренными особенностями для электростанций с поперечными связями.
Следовательно, внедрение цифровых СКУ на электростанциях не должно привести к ревизии идеологии управления и регулирования в электрической части. Между СКУ тепловой и электрической частью целесообразен оперативный информационный обмен. Он составляет незначительную часть их общей информационной емкости. Причем передаваемая информация отнесится к ретранслируемой и к ней не следует предъявлять жестких требований по времени обновления и надежности. Наиболее предпочтительны горизонтальные иерархические информационные связи между СКУ тепловой и электрической части. Обе системы должны быть функционально законченными. Надежность и живучесть каждой из них должны быть независимыми.

На основе сказанного сформулируем:

1. на отечественных электростанциях началось внедрение цифровых СКУ электрической части, процесс идет при отсутствии типовых решений по структуре и параметрам таких систем;
2. стихийность процесса и ряд конъюнктурных соображений привели к появлению на электростанциях не вполне оптимальных ни с экономической, ни с технической точки зрения решений, когда СКУ электрической части становилась промежуточным сборщиком информации для СКУ тепловой части,
3. информационно-управляющей основой СКУ электрической части электростанций являются цифровые устройства РЗА, обеспечивающие персонал примерно 90% информации по электротехническому оборудованию. Практически вся она не нужна оперативному персоналу котлотурбинного цеха;
4. внедрение цифровых СКУ не должно привести к ревизии сложившейся за десятилетия идеологии управления в электрической части электростанций. На них сохранятся функционально законченные, относительно независимые подсистемы контроля и управления тепловой и электрической части. Между ними следует установить обмен ограниченным количеством данных для большей информационной обеспеченности персонала.