В иерархии оперативного управления электростанции верхним уровнем является начальник смены станции. Он должен располагать обобщенной информацией о режиме тепло- и электротехнического оборудования и на основании этого оценивать режим и принимать решения. Начальник смены станции оборудованием не управляет. Он отдает команды оперативному персоналу основных цехов, воздействующему на оборудование. Таким образом, рассматриваемый уровень СКУ формируется как информационная система. При его реализации следует учесть два основных принципа. Первый, он интегрирует в единое целое отдельные подсистемы, т.е. помимо предоставления данных по отдельным видам оборудования дает агрегированную информацию по режиму электростанции. Второй принцип, информация вводится в отдельные подсистемы один раз и многократно используется различными пользователями для решения известных задач. Как следствие, над локальными сетями отдельных подсистем автоматизации образуется надстройка общестанционной локальной вычислительной сети с атрибутами SCADA-системы, но без управляющих воздействий на оборудование.
Реализация основного круга задач на базе цифровых устройств РЗА - идеальный подход к формированию СКУ электрической части электростанции. Положение на практике отличается от желаемого в силу ряда причин, например, потребностью решения специфических задач, ограниченности ресурсов на адаптацию устройств и новые разработки. В этой связи представлялось полезным рассмотреть апробированные решения.
На одной из ТЭЦ последние годы заменялось изношенное основное и вспомогательное оборудование. При модернизации СКУ электрической части приняты следующие принципы ее формирования: 100%-ное сохранение сложившихся структуры оперативного управления, систем синхронизации генераторов и схем электромагнитных блокировок разъединителей; функции контроля и управления максимально обеспечены цифровыми терминалами РЗА, использование дополнительных микропроцессорных устройств контроля и управления минимизировано; перевод на дистанционное цифровое управление всего коммутационного оборудования, находящегося в ведении начальника смены электроцеха, от автоматов ввода рабочего и резервного возбудителей до выключателей и разъединителей РУ повышенного напряжения; дистанционное управление двигателей СН 6 кВ, где схемы управления выключателей встроены в терминалы РЗА, обеспечено на физическом уровне.
Перечень сигналов, заведенных в СКУ помимо устройств РЗА, не поддается регламентации. Полагалось, что следует стремиться к их минимизации. На период освоения рассматриваемой новой техники предусмотрены сигналы, разделенные на две группы. Первая, дискретные входы-выходы: положения и команд дистанционного управления коммутационными аппаратами, не обеспечиваемые устройствами РЗА (блочный, генераторный выключатели, разъединители, автоматы, ...); оперативной блокировки при управлении разъединителями, когда для каждого коммутационного аппарата задействован один дискретный входной сигнал от промежуточного реле, включенного параллельно электромагнитному замку блокировки; ключей выбора мест управления, запрещающие одновременное управление более, чем с одного места, при сохранении возможности управления коммутационным аппаратом с двух и более мест; повышающих надежность эксплуатации - положение заземляющих ножей, ключей ввода-вывода устройств РЗА (УРОВ, АВР, АПВ и др.). Вторая группа, аналоговые входы (измерения), для которых РЗА не обеспечила требуемой точности, в первую очередь измерение активной и реактивной мощности, или когда при отключенном устройстве РЗА, например резервной защиты, присоединение оставалось в работе.
Стоимость цифрового терминала РЗА присоединения 0,4 кВ выше стоимости шкафа с коммутационной аппаратурой комплектной трансформаторной подстанции СН. На 0,4 кВ цифровые защиты не использованы. Соответственно в СКУ предусмотрен ряд аналоговых и дискретных сигналов по присоединениям 0,4 кВ, управляемым начальником смены электроцеха, а также по работе традиционной РЗА вводов и контролю исправности общесекционных оперативных цепей управления и сигнализации. Кроме того, дополнительные программируемые контроллеры требовались для регулирования возбуждения и технологического контроля генераторов и иных специализированных, преимущественно диагностических, задач.
Рис. 5.4. Интегрированная система контроля и управления
Работы по модернизации электрической части начаты в 1998 г. на блоке №9 мощностью 110 МВт. Ядро информационно- управляющей системы - MicroSCADA предприятия АББ Реле- Чебоксары (рис. 5.4). Низовой уровень СКУ включал цифровые устройства РЗА: турбогенератора (основной и резервный комплекты); блочного трансформатора 110/10 кВ; рабочего трансформатора СН 10/6 кВ; выпрямительного трансформатора системы возбуждения; присоединений 6 кВ комплектного РУ СН (два рабочих и два резервных ввода, два трансформатора напряжения секций, 25 электродвигателей без и один с дифференциальной защитой, два трансформатора СН 6/0,4 кВ и два трансформатора заземления нейтрали). Количество сигналов от устройств РЗА, регистрируемых в базе данных реального времени серверов (один рабочий, второй в горячем резерве), свыше 4000. Задействовано три программируемых контроллера для ввода 400 сигналов, не охваченных защитами. Низовые устройства объединены по радиальной схеме с мультиплексированием оптической полевой шиной Lon- work (1,25 Мбит/с). Аналогичные решения приняты в 1999 г. при модернизации турбоагрегата №4 (рис. 5.4).
При модернизации первого блока решен ряд общестанционных (передача оперативной информации на центральный диспетчерский пункт (ЦДП), учет мощности и электроэнергии) и специфических задач, связанных с тепло-, электро- и виброконтролем и диагностикой турбогенератора, включая его систему возбуждения. Анализ показал, что для их реализации целесообразно использовать адаптированные программируемые контроллеры. Тем самым были исключены новые разработки, на которые требовалось на порядок больше средств и времени. Так, в качестве средств телемеханики взят контроллер «Смарт-КП» предприятия «РТСофт» (г. Москва), адаптированный к отечественным протоколам телемеханики; автоматизированная система контроля и учета мощности и электроэнергии (АСКУЭ) выполнена на контроллерах «Сикон- С1» предприятия «Системы и технологии» (г. Владимир), наконец, автоматизированная система контроля и диагностики генератора (АСКДГ) и его системы возбуждения (АСКДВ) - специализированные контроллеры Инженерно-технического центра «Черноголовка» (п, Черноголовка Московской обл.). Объединение данных низовых устройств реализовано сетью Profibus-FMS (0,5 Мбит/с).
Появление на электростанции двух полевых шин вызвано следующим. Цифровые устройства РЗА поддерживали две шины: низкоскоростной (9,6 кбит/с) SPA-интерфейс и Lonwork. Контроллеры телемеханики, АСКУЭ, АСКДГ и пр. подключались к любой стандартной шине, в том числе и Lonwork. Для разделения зон ответственности и гарантий поставщиков для низовых устройств АББ с одной стороны и контроллеров прочих поставщиков - с другой, предусмотрены индивидуальные процессоры связи. Вопрос о предпочтительной полевой шине в последнем случае решен и с позиций долгосрочной стратегии. Использовав Profibus-FMS, в последующем предполагалось ввести в систему подуровни высокоскоростного (12 Мбит/с) Profibus-DP и подключить «интеллектуальные» (§ 5.3) устройства. По тем же причинам вместо простейшего конвертера протоколов Proflbus-TCP/IP использован производительный VME-контроллер с функциями сервера (VME- сервер) для локальных архивов и определения обобщенных показателей. Кроме того, Profibus маркерная сеть, в то время как Lonwork со случайным доступом. Последнее менее предпочтительно для промышленных приложений.
Помимо перечисленных на электростанции имелось еще пять локальных подсистем контроля и управления тепловой части агрегатного уровня трех поставщиков. В таких случаях, как отмечалось, неизбежно появление общестанционного уровня. Он должен объединить в единое целое разнородные подсистемы автоматизации, в силу чего на первый план вышло требование к универсальности программно-аппаратных средств интеграции. Оно обеспечивалось большим количеством универсальных SCADA-систем со стандартным набором средств интеграции: DDE, OLE, ОРС, Socket, Active-X и пр.
Основа общестанционного уровня (рис. 5.4) два сервера: базы данных реального времени и SQL-сервер. В качестве первого задействована SCADA-система Intouch Wonderware. За счет набора открытых интерфейсов он выступал сборщиком оперативной информации, аналогом центральных приемо-передающих станций в диспетчерском управлении, когда в темпе процесса в единый центр собирается оперативная информация с множества электростанций и подстанций по различным протоколам телемеханики. Первоначальные интуитивные предположения об обязательности выделения SQL-сервера для решения любых неоперативных задач подтвердились в процессе эксплуатации. После ряда проб и ошибок ставка сделана на Qracle SQL-сервер и, как показало время, это наиболее удачное решение для крупных систем автоматизации.
Структура информационного взаимодействия подсистем автоматизации на рис. 5.5. Физически общестанционный уровень - двухкилометровое оптоволоконное кольцо, объединившее пять корпусов электростанции. Их информационная разнородность вынудила строить общестанционный уровень по технологии виртуальных сетей. Для обеспечения эксплуатационной надежности все информационно-управляющие подсистемы созданы как закрытые для внешнего мира сегменты локальной вычислительной сети без дуплексного режима. Последний допущен для горизонтальных связей при передаче ограниченного количества параметров реального времени между специализированными подсистемами (рис. 5.5).
Рис. 5.5. Структура цифровых интерфейсов
Введение SQL-сервера изменило мнение авторов о правомерности постулата теории информационных систем. Согласно ему информационный обмен от ниже- к вышестоящему уровню иерархии имел вид «информационной пирамиды». Количество информации, передаваемый вверх по иерархии, снижается за счет ее агрегации. Последнее вынуждало обрабатывать громоздкие массивы данных информационно-управляющими SCADA- системами, ориентированными на работу с низовыми устройствами. Возраставший круг задач обработки информации заставлял непрерывно вторгаться в режим системы, работающей в (квази) реальном времени, снижая ее надежность и реактивность. Наличие SQL-сервера распараллелило SCADA-системы в части оперативного контроля и управления и обработки данных для анализа и принятия решений. Раз в 30 с формировался SQL-запросом пакет изменений параметров. Так, в TCP/IP полезный трафик 1,5 кбайт, при том, что аналоговый параметр с форматом временной метки точностью до миллисекунды требует 6 байт. Изменения заносились в систему управления распределенной гетерогенной базы данных Qracle SQL-сервера. Далее задействовались мощнейшие средства Qracle по объему и глубине хранения информации, резервированию данных, правам доступа пользователей и обработке их запросов. Технологическая информация концентрировалась в общем, унифицированном, открытом банке данных.
Предложенный подход формирования информационных систем позволяет реализовать следующие, ранее недоступные возможности. Во-первых, информация агрегируется любым стандартным программным обеспечением (языками программирования, системами управления базами данных). Во-вторых, обработка информации возлагается на автоматизированные рабочие места персонала, в том числе ранее созданными прикладными программами. Наконец, расширении круга аналитических задач не требовало перенастройки ядра информационно-управляющих SCADA- систем.
