Концепция построения комплексных АСУТП

Измерительно-информационный и управляющий комплекс «Черный ящик» (ЧЯ) предназначен для использования в электрической части энергетических объектов и служит для решения широкого круга задач:

• учета электроэнергии;
• оперативного управления;
• релейной защиты и автоматики;
• контроля качества электроэнергии;
• осциллографирования аварийных и переходных процессов.

Унифицированное оборудование и широкий спектр программных средств коммуникаций позволяют создавать гибкие и легко адаптируемые информационно-управляющие системы.

Характерной особенностью архитектуры ЧЯ является комплексное использование измерительных цепей трансформаторов тока и напряжения. Так цепи тока и напряжения, введенные в одно устройство комплекса, используются для решения всего круга задач.

Комплекс сертифицирован как средство измерения и внесен в государственный реестр. Обеспечиваемый класс точности измерений по амплитуде, мощности и энергии 0.5. По контролю качества электрической энергии в соответствии с ГОСТ 13109-97.

Архитектура

Концепция построения проектно-компонуемых систем АСУТП в электроэнергетике представлена на рисунке.

Основная идея заключается в предложении пользователю включать в единый информационный комплекс широкий спектр микропроцессорного оборудования различных производителей (терминалы защит, счетчики эл. энергии, аварийные осциллографы), оснащенного стандартными интерфейсами и сетевыми протоколами с открытым командным доступом. Конечно, информационные системы, построенные на разнородном оборудовании, наиболее сложны и дорогостоящи и имеют ограничения в использовании их возможностей. Для каждого типа подобных изделий необходимо разрабатывать специализированные программные сервера с целью унификации доступа к устройствам. Ответственность и надежность работы подобного программного обеспечения в задачах управления терминалами накладывает определенные требования и ограничения в таком подходе.

Реализация комплексных АСУТП с применением оборудования и программного обеспечения НТЦ «ГОСАН» значительно снижает стоимостные показатели от этапа проектирования до эксплуатации при высокой степени надежности оборудования и гибкости в адаптации к требованиям пользователя. Система сдается в эксплуатацию и обслуживается единым подрядчиком.

Объектовая часть АСУТП строится из набора интеллектуальных терминалов – Базовых Информационных Модулей (БИМ), территориально распределенных на объекте в пределах 1 км или более (при использовании волоконно-оптических каналов). БИМ подключаются непосредственно ко вторичным измерительным цепям и коммутационному оборудованию.

Благодаря широкой гамме аналоговых преобразователей БИМ, к ним могут подключаться практически любые электрические сигналы: от 75 мВ до 500 В по напряжению и от 5 мА до 5 А по току. Учитывая ориентированность устройств на задачи РЗА, стандартные токовые цепи (1 А и 5 А) имеют 60 кратную перегрузочную способность. Дискретные входы БИМ могут работать с сигналами типа сухой контакт или потенциалом 220 В, в зависимости от заказанного исполнения.

Управляющие выходы представляют собой электромагнитные реле (до 1500 Вт коммутируемой нагрузки при 250 В) или электронные реле (до 30 Вт коммутируемой нагрузки). Все цепи обеспечивают независимую гальваническую развязку на уровне не менее 2 кВ.

БИМ объединяются в специализированную локальную вычислительную сеть (СЛВС) с единым управляющим центром на базе ПК промышленного исполнения. Использование СЛВС дает возможность синхронизировать терминалы между собой по времени так, что погрешность измерения фазы основной частоты переменного сигнала между любыми двумя каналами комплекса не превышает 0.5°. Это позволяет рассматривать весь комплекс как единый многоканальный измерительный прибор. Скорость передачи данных в СЛВС составляет 0.4 Мбит/сек и обеспечивает передачу основных измерений в реальном времени.

Управляющий центр комплекса – сервер ЧЯ (промышленный ПК) работает под управлением операционной системы класса Window NT и, при необходимости, интегрируется в ЛВС предприятия через интерфейс Ethernet или подобный. Прикладное программное обеспечение сервера ЧЯ строится по модульному принципу в рамках архитектуры клиентсервер. Для каждой функции комплекса на сервере работает задача сервер, управляющая соответствующими данными и обеспечивающая протокол обмена с внешними клиентами. Программы- клиенты используются для представления и анализа данных пользователями, а также для управления серверами. В качестве базового транспорта между серверами и клиентами используется протокол TCP/IP.

Внешние коммуникации

Интерфейсы с задачами РЗА, цифрового осциллографирования и контроля качества электроэнергии решаются собственным программным обеспечением комплекса. При этом поддерживается экспорт данных во внешние программы обработки информации путем использования стандартных форматов COMTRADE (экспорт/импорт осциллограмм), HTML (передача таблиц) и т.п.

При использовании комплекса ЧЯ в задачах оперативного управления для связи с Оперативным Информационным Комплексом (ОИК) используется ряд стандартизованных интерфейсов и протоколов. На сегодняшний день в комплексе ЧЯ реализован набор телемеханических протоколов: МЭК-870-5-101/104, ТМ-120, ГРАНИТ, КОМПАС, ТК-113, а также интерфейс OPC (Ole for Process Control), что позволяет подключать ЧЯ к пользовательскому ОИК, как по каналам телемеханики, так и через ЛВС.

Наиболее перспективным и универсальным решением представляется использование протокола МЭК-870-5-101/104.

Для передачи информации в системы АСКУЭ, помимо вышеупомянутых протоколов, может быть использован экспорт профилей нагрузки счетчиков в совместимый формат БД.

Особенности комплексного использования измерительных цепей

На сегодняшний день характерной для энергообъектов ситуацией является использование разнотипных устройств для решения конкретных задач. Устройства релейной защиты, аварийные осциллографы и самописцы, датчики телемеханических комплексов, счетчики электроэнергии и приборы контроля качества зачастую подключены к одним и тем же электрическим цепям, и фактически обрабатывают одни и те же измеряемые сигналы. С одной стороны такой подход приводит к перегрузке измерительных трансформаторов, и, как следствие, к снижению точности измерений. С другой - к избыточному дублированию функций в разном оборудовании, что увеличивает общую стоимость автоматизации объекта и эксплуатационные расходы. Дополнительно к этому, в каждом случае выполняются интерфейсы для доставки информации к потребителю: КП телемеханики, осциллографы, счетчики и приборы контроля качества объединяются в независимые специализированные ЛВС или подключаются к собственным концентраторам. Каналы связи также зачастую используются раздельно.

Комплекс ЧЯ позволяет совместить несколько функций в одном устройстве и использовать одно подключение к вторичным измерительным цепям для одновременного выполнения:

• измерений текущего режима работы (амплитуд токов и напряжений, мощности, частоты) - функция ТИ телемеханики;
• определения состояния коммутационной аппаратуры и устройств РЗА - функция ТС телемеханики;
• измерений активной и реактивной электроэнергии по двум направлениям – функция АCКУЭ или ТИИ телемеханики;
• управления коммутационным оборудованием – функция ТУ телемеханики;
• защиты оборудования объекта – функции РЗА;
• цифрового осциллографирования аварийных и переходных процессов, включая задачу определения места повреждения;
• контроля качества электрической энергии по ГОСТ-13109-97.

С метрологической точки зрения допускается использование комплексных методик поверки устройств и комплекса в целом. Например, положительный результат поверки счетчиков электроэнергии гарантирует выполнение метрологических характеристик в функциях телемеханики и цифрового осциллографирования.

Однако такой комплексный подход к автоматизации энергообъекта имеет ряд особенностей и ограничений.

Разделение служб

Существующее разделение служб РЗА, телемеханики, диспетчерского управления и энергосбыта с разными зонами ответственности ведет к затруднениям при совмещении функций в одном устройстве. Здесь присутствуют как эксплутационные трудности: разная периодичность поверки, порядок вывода из работы, так и системные: разные требования к протоколам связи и форматам данных, различные схемы повышения надежности. Это основной фактор, мешающий продвижению новых технологий.

Понимая всю сложность стоящих проблем, НТЦ ГОСАН не предлагает ломать сложившиеся стереотипы в энергосистемах и не дает готовых рецептов к преодолению этих проблем. Мы просто предлагаем на рынок оборудование и программы, позволяющие совмещать различные информационные функции в унифицированных устройствах. Кроме того, мы наблюдаем положительные тенденции в вопросах интеграции функций на уровне нормативных документов. Единые требования к точности измерений, совместимые протоколы передачи, единые каналы связи, и т.п., рано или поздно потребуют интеграции служб.

Разделение токовых цепей

Разделение токовых цепей на измерительные и релейные по точности и перегрузочной способности автоматически разграничивает функции подключенных к ним устройств. Однако в номенклатуре комплекса ЧЯ имеются БИМ, одновременно подключаемые к цепям обеих типов. Например, БИМ2120Р01С4 - счетчик электроэнергии, совмещенный с защитой - использует общие цепи напряжения и раздельные цепи тока. Такое устройство практически закрывает все задачи фидера 6-35 кВ по защите, автоматизации и учету электроэнергии.