Требования асу тп

Автор: | 08.05.2018
Нет комментариев

Требования к АСУ ТП
автоматизированным системам управления энергообъектами

Все энергообъекты при техническом перевооружении должны оснащаться полномасштабной АСУ ТП, которая должна быть выполнена как интегрированная иерархическая система управления, выполненная на базе микропроцессорных вычислительных управляющих средств и должна обеспечивать решение задач производственно-технологического управления выработкой, передачей, преобразованием, распределением и потреблением электроэнергии. Создание полнофункциональной АСУ ТП для энергетических объектов мощностью менее 50 МВт обосновывается на стадии технического проекта строительства (модернизации).

АСУ ТП объектов энергетики должны создаваться комплексно, при построении интегрированной АСУ ТП должна обеспечиваться автономность выполнения всех основных функций отдельными локальными системами автоматики контроля, защиты и управления.

Автономными в части основных функций по отношению к АСУ ТП в целом должны являться системы РЗА, ПА, СДТУ, САУ ГТУ, САУ ПГУ, электрофильтра, топливо подача (за исключением мельниц, газового хозяйства, мазутного хозяйства), системы возбуждения генераторов, системы видеонаблюдения (в части видеонаблюдения за состоянием технологического оборудования может реализоваться как составная часть проектируемого программно-технического комплекса АСУ ТП с применением беспроводных технологий), пожарной безопасности и контроля доступа. Интеграция автономных систем в АСУ ТП должна обеспечивать возможность появления и выполнения дополнительных централизованных функций, направленных на решение задач АСУ ТП.

Локальные САУ основного и вспомогательного оборудования должны реализовываться на единых программно-технических средствах применяемых при реализации АСУ ТП.

Созданием АСУ ТП должны решаться задачи:

  • повышения безопасности и надежности функционирования технологического оборудования за счет повышения наблюдаемости технологических процессов, исключения человеческого фактора из процессов, влияющих на безопасность;
  • повышения эффективности эксплуатации Производственного комплекса за счет полного использования функциональных возможностей оборудования оптимизации использования топливных ресурсов, автоматизации ведения электрических и водных режимов;
  • оптимизации затрат на техническое обслуживание и ремонт оборудования за счет повышения качества и объективности данных о техническом состоянии оборудования;

АСУ ТП должна обеспечивать расчет всех эксплуатационных характеристик основного и вспомогательного оборудования и контроль их изменения относительно характеристик изготовителя оборудования (системы) в режиме реального времени с выдачей экспертной оценки состояния и рекомендаций по изменению оперативных и технических ограничений.

АСУ ТП должна представлять собой многоуровневую человеко-машинную распределенную структуру и содержать в своем составе подсистемы, реализующие информационные, управляющие и вспомогательные функции, обеспечивающие экономичную и надежную работу оборудования во всех режимах его эксплуатации. АСУ ТП построена по функционально-групповому принципу, центральная часть её реализуется на базе программно-технического комплекса (ПТК) с подключением к ней отдельных локальных систем контроля и управления.

При реализации проекта АСУ ТП должен реализоваться 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.

Требования к Системе

Т ребования к Системе в целом.
Разрабатываемая АСУТП должна соответствовать ГОСТ 24.104-85 ЕСС АСУ «Автоматизированные системы управления. Общие требования» с учетом требований, изложенных в данном разделе.

Требования к структуре и функционированию Системы.
По функциональным признакам структура АСУТП подразделяется на следующие категории:

  • Распределенная система управления (в дальнейшем РСУ), базирующаяся на специализированной микропроцессорной технике, предназначенной для управления технологическим процессом совместно с оперативным персоналом в режиме реального времени, и предоставления информации в виде технологических данных, трендов, отчетов в заводскую ЛВС — директору завода, главному инженеру, диспетчеру, главным специалистам, начальникам технологических цехов;
  • Система противоаварийной защиты (в дальнейшем ПАЗ), базирующаяся на специализированной микропроцессорной технике повышенной надежности, предназначенной для предотвращения аварийных ситуаций, и автоматического перевода технологического процесса в безопасное состояние при возникновении предаварийных ситуаций;
  • Периферийное оборудование — понятие, объединяющее датчики, анализаторы, преобразователи и исполнительные механизмы, а также электрические и другие приводы, установленные как непосредственно на технологическом оборудовании, так и в специальных помещениях, и подключенные к РСУ и ПАЗ. АСУТП должна быть ориентирована на работу в жестком реальном времени, и быть предсказуемой, то есть обеспечивать выполнение всех функций с заданной периодичностью и точно в назначенный срок.

Должна быть обеспечена надежная защита АСУТП:

  • От несанкционированного доступа;
  • От разрушения или останова работы программного обеспечения в результате некорректных действий оператора технологического процесса;
  • От проникновения в Систему вирусов.

Должна быть обеспечена возможность полного исключения на использование станции оператора в качестве персонального компьютера для непроизводственных целей, выходящих за рамки инструкций технолога-оператора.

Для удобства восприятия информации и выработки соответствующих стереотипов у технолога-оператора, вся технологическая информация должна быть организована иерархически, воспроизводя организационную структуру производства в естественной для технологического персонала форме:

  • Производство / Цех
  • Отделение
  • Технологический узел
  • Контур (параметр).

Должна быть возможность управления технологическим процессом с любого рабочего места оператора-технолога в данном помещении управления — операторной.

В составе программного обеспечения Системы должен быть набор программных модулей — функциональных блоков, позволяющих осуществлять контроль и управление технологическими объектами различных классов. Система должна иметь возможность оперативного конфигурирования прикладного программного обеспечения на отдельной инженерной станции без нарушения работоспособности Системы.

Конфигурирование и настройка Системы под конкретный объект управления должна производиться в человеко-машинной интерактивной среде, обученными работе с Системой специалистами. АСУТП должна иметь гибкую структуру, обеспечивать модификацию алгоритмов решения задач и наборов участвующих в них переменных, конфигурирование схем регулирования и управления.

Работа распределенной системы управления не должна влиять на работу системы противоаварийной защиты — как в нормальном режиме работы, так и в случае нарушения своей работоспособности.

В Системе должны иметься аппаратные и аппаратно-программные средства диагностики сетей, станций, блоков и модулей.

Пуск и останов технологических установок будет производиться технологическим персоналом в автоматизированном режиме с помощью дистанционного управления под контролем АСУТП.

Система противоаварийной защиты должна строиться на автономно функционирующих средствах микропроцессорной техники, измерительных датчиках и исполнительных механизмах, и обеспечивать гарантированную реализацию алгоритмов защиты технологического процесса в предаварийных ситуациях.

Технические средства РСУ и ПАЗ должны быть резервированы. При выходе из строя какого-либо из модулей (блоков) должен происходить автоматический переход на резервный модуль (блок) с регистрацией и выдачей соответствующего сообщения. Должна быть предусмотрена возможность замены неисправных модулей в оперативном режиме работы РСУ и системы ПАЗ.

АСУТП должна иметь программные и аппаратные средства для подключения к локальной вычислительной сети производства (завода), а также к единой («корпоративной») сети предприятия.

Гарантийный срок на оборудование систем РСУ и ПАЗ должен быть не менее 1 года с учётом срока хранения и при соблюдении Заказчиком условий хранения, монтажа и эксплуатации, оговоренных настоящим ТЗ, проектной и эксплуатационной документацией.

Требования к численности и квалификации персонала.
Персонал автоматизированной системы в соответствии с ролью, выполняемой им в процессе функционирования Системы, делится на 2 основные категории:

  1. Оперативный (технологический) персонал;
  2. Эксплуатационный (обслуживающий) персонал.

К оперативному персоналу относятся лица, непосредственно участвующие в принятии решений по управлению технологическим процессом и в выполнении функций защиты. В данном случае — это аппаратчики, начальники смен и технологических установок, технологи и начальники цехов.

Количество и квалификация технологического персонала определяется действующим штатным расписанием.

Внедрение Системы не повлияет на численность технологического персонала, однако потребует от него специальной подготовки.

К эксплуатационному (обслуживающему) персоналу относятся лица, обеспечивающие нормальные условия функционирования Системы в соответствии с Инструкциями по эксплуатации и обслуживанию, и выполняющие работы по техническому обслуживанию Системы.

Предполагается, что обслуживающий персонал подразделения АСУТП будет состоять как минимум из следующих категорий работников, прошедших соответствующее обучение:

  • Начальник сектора АСУТП
  • Ведущий инженер-электроник
  • Ведущий инженер-программист
  • Инженер-электроник
  • Инженер-программист
  • Сменный инженер.

Перед вводом Системы в эксплуатацию технологический и эксплуатационный персонал должен пройти соответствующее обучение.

Помимо персонала АСУТП, работу Системы обеспечивает также ремонтный персонал, непосредственно в функционировании Системы не участвующий, однако способный выполнить ремонт отказавших технических средств.

Требования к показателям назначения.
Оборудование РСУ и ПАЗ должно иметь модульную архитектуру, предусматривающую возможность расширения и развития функций АСУТП.

Программное обеспечение АСУТП должно иметь гибкую структуру, давать возможность легко адаптироваться к изменениям характеристик технологических процессов, обеспечивать модификацию алгоритмов решения задач и наборов участвующих в них переменных, переконфигурирование схем регулирования и управления.

Система ПАЗ должна обеспечивать функции противоаварийной защиты по заданным в технологическом регламенте алгоритмам, и иметь возможность переконфигурации при изменении алгоритмов защиты технологического процесса.

На стадии подготовки спецификаций проекта необходимо предусмотреть достаточные резервы по оперативной и дисковой памяти, а также по быстродействию микропроцессорных устройств и промышленных сетей, которые (резервы) потребуются для развития функций Системы.

Как РСУ, так и система ПАЗ, должны иметь 10% резерв по информационным и управляющим каналам.

Требования к надёжности.
Показатели надежности Системы должны отвечать требованиям ГОСТ 24.701-86 ЕСС АСУ «Надежность автоматизированных систем управления. Основные положения». Обеспечение необходимого уровня надежности требует проведения специального комплекса работ, выполняемых на разных стадиях создания и эксплуатации АСУТП.

При решении вопросов обеспечения требуемого уровня надежности АСУТП необходимо учитывать следующие особенности:

  1. 1) АСУТП является многофункциональной Системой, функции которой имеют различную значимость и, соответственно, характеризуются разным уровнем требований к надежности их выполнения;
  2. 2) В работе АСУТП участвуют различные виды обеспечения, в том числе и так называемый «человеческий фактор», который может в существенной степени влиять на уровень надежности АСУТП;
  3. 3) В состав АСУТП входит большое количество разнородных элементов (включая технологический и эксплуатационный персонал). При этом в выполнении одной функции АСУТП обычно участвуют несколько различных элементов, а один и тот же элемент может участвовать в выполнении нескольких функций Системы.

Поэтому при решении вопросов, связанных с надежностью АСУТП, количественное описание, анализ, оценка и обеспечение надежности необходимо проводить по каждой функции АСУТП в отдельности. В обоснованных случаях необходимо использовать анализ возможности возникновения в Системе аварийных ситуаций, ведущих к значительным техническим, экономическим или социальным потерям вследствие аварии объекта управления или автоматизированного комплекса в целом.

Уровень надежности АСУТП в существенной степени зависит от следующих основных факторов:

  1. Состав и уровень надежности используемых технических средств, их взаимодействие и взаимосвязь в структуре комплекса технических средств АСУТП;
  2. Состав и уровень надежности используемых программных средств, их содержание, взаимосвязь и взаимодействие в структуре программного обеспечения АСУТП;
  3. Уровень квалификации, организации работы, и уровень надежности технологического, эксплуатационного и обслуживающего персонала;
  4. Рациональность распределения задач, решаемых Системой, между КТС, программным обеспечением, и персоналом;
  5. Режимы и организационные формы эксплуатации КТС АСУТП;
  6. Степень использования различных видов резервирования (структурного, информационного, алгоритмического, функционального, временного и др.);
  7. Степень использования методов и средств технической диагностики;
  8. Реальные условия функционирования АСУТП.

При анализе надежности АСУТП необходимо учитывать, что элементы, входящие в состав какой-либо функциональной подсистемы, должны решать задачи взаимной компенсации нарушений нормальной работы, сводить к минимуму их неблагоприятные последствия, и предотвращать переход этих нарушений в отказы выполнения соответствующих функций:

  1. Программное обеспечение функциональной подсистемы должно предотвращать возникновение отказов в выполнении функций АСУТП при отказах технических средств функциональной подсистемы и при ошибках персонала, участвующего в выполнении этой функции, либо должно обеспечить перевод отказов, ведущих к большим потерям, в отказы, сопряженные с малыми потерями;
  2. Технические средства функциональной подсистемы должны не допускать перехода определенных нарушений в работе программного обеспечения и персонала в отказ выполнения функции АСУТП, либо минимизировать последствия отказа;
  3. Технологический и эксплуатационный персонал должен принимать активные меры к недопущению отказов в работе функциональной подсистемы при отказах технических средств или при выявлении ошибок в программном обеспечении, либо к снижению потерь от таких отказов.

Выбор состава показателей надежности АСУТП необходимо производить на основе установленного данным Техническим заданием перечня функций Системы, видов их отказов, и перечня аварийных ситуаций, для которых регламентируют требования к надежности. Исходными данными для определения обоснованных требований к надежности АСУТП являются:

  1. Виды и критерии отказов по всем рассматриваемым функциям АСУТП;
  2. Уровень эффективности по всем функциям Системы и величины ущербов по всем видам отказов;
  3. Состав персонала, технических и программных элементов, участвующих в выполнении каждой функции Системы;
  4. Возможные пути повышения надежности для каждой функции АСУТП, и связанные с ним затраты;
  5. Величины ущербов, связанные с возникновением в АСУТП аварийных ситуаций;
  6. Возможные пути снижения опасности возникновения аварийных ситуаций, и связанные с ними затраты.

Требования по обеспечению надежности АСУТП должны определяться путем сопоставления потерь, связанных с отказами АСУТП в выполнении функций и с возникновением аварийных ситуаций, и затрат, связанных с обеспечением и повышением надежности АСУТП, включая удорожание оборудования.

Надежность технических средств и программного обеспечения, предназначенных для реализации каждой из функций Системы, должна обеспечивать в совокупности выполнение указанных требований по надежности функций Системы в целом.

Необходимый уровень надежности конкретной АСУТП должен обеспечиваться специальным комплексом работ, проводимых на всех этапах создания и функционирования Системы. К обязательным работам по обеспечению надежности АСУТП, которые следует выполнять в процессе создания АСУТП, относятся:

  1. Анализ состава и содержания функций разрабатываемой АСУТП;
  2. Определение конкретного содержания понятия ОТКАЗ, и критериев отказа по каждому виду отказов для всех функций Системы;
  3. Определение конкретного содержания понятия АВАРИЙНАЯ СИТУАЦИЯ для данной Системы и критериев аварийной ситуации по каж

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Программно-технический комплекс представляет собой совокупность средств вычислительной техники, программного обеспечения и средств создания и заполнения машинной информационной базы при вводе системы в действие, достаточных для выполнения одной или более задач АСУ ТП. Программно-технический комплекс является основой для построения АСУ ТП любой электростанции.

1.2. Программно-технический комплекс должен представлять систему, работающею в реальном масштабе времени и позволяющую оперативному персоналу ГЭС, используя входящие в ПТК технические и программные средства, обеспечивать эффективное управление процессом выработки электрической энергии.

1.3. Средства ПТК должны обеспечивать уровень надежности, соответствующей требованиям технического задания на конкретную АСУ ТП.

1.4. Технические и программные средства должны иметь модульную структуру и развитое системное программное обеспечение, допускающие широкий диапазон их использования от минимального состава для управления одним агрегатом или выполнения одной функции до максимального, обеспечивающего выполнение всех функций на всех уровнях, предусмотренных ОТТ.

1.5. Программно-технические комплексы, используемые в АСУ ТП ГЭС, должны выполняться на основе унифицированных технических, программных и информационных средств с использованием минимального числа типов и конструктивов аппаратуры и рациональных форм представления информации. Конфигурация технических средств не должна ограничивать возможность расширения системы.

2. ТРЕБОВАНИЯ К ФУНКЦИОНАЛЬНОЙ СТРУКТУРЕ

2.1. Состав функций

2.1.1. Функциональная структура ПТК определяется сложившейся технологией управления гидроагрегатами ГЭС. Ее характерными особенностями являются:

наличие двух уровней управления: верхнего (станционного) и нижнего (агрегатного);

разделение функций управления между отдельными функциональными подсистемами, реализованными в настоящее время в виде специализированных устройств традиционного исполнения.

2.1.2. Программно-технический комплекс должен быть ориентирован на выполнение информационных, управляющих и вспомогательных (сервисных) функций.

2.1.3. На станционном уровне выполняются традиционные для большинства ГЭС функции группового регулирования активной мощности (ГРАМ) и группового регулирования напряжения и реактивной мощности (ГРНРМ). При нормальных режимах работы ГЭС выбор состава работающих агрегатов и его реализация обеспечиваются функцией рационального управления составом агрегатов (РУСА). Функции управления электрооборудованием ОРУ в настоящих ОТТ не рассматриваются.

2.1.4. На НТК нижнего уровня АСУ ТП, реализующего систему автоматического управления гидроагрегатом (САУГ), возлагается выполнение следующих функций:

технологической автоматики гидроагрегата (ТА);

автоматического регулирования частоты и активной мощности (АРЧ);

автоматического управления вспомогательным оборудованием (УВО);

электрические и гидромеханические защиты.

Электрические защиты могут быть выполнены либо на традиционных средствах релейной техники, либо на специализированных средствах микропроцессорной техники (МП РЗА). В последнем случае предпочтительным является передача информации о работе защит по каналам связи между МП РЗА и ПТК АСУТП.

Поскольку реализация функций автоматического регулирования возбуждения (АРВ) в составе НТК АСУ ТП пока не является бесспорной, в данный документ не включены требования к АРВ.

2.1.5. Информационные функции выполняются, как правило, в следующем объеме:

сбор и первичная обработка аналоговых, дискретных и число импульсных сигналов от первичных датчиков, а также информации, вводимой вручную с клавиатуры;

расчет технико-экономических показателей (ТЭП);

регистрация аварийных событий (РАС);

отображение информации оперативному персоналу.

Функция РАС может выполняться специализированным микропроцессорным устройством (цифровой осциллограф).

Должна быть создана информационно-измерительная подсистема коммерческого учета выработанной и отпущенной электроэнергии. Такая подсистема должна иметь связь с верхним уровнем АСУ ТП для автоматического составления ведомостей по выработке, расходу и балансу электроэнергии, для использования этих данных в расчетах ТЭП и для обеспечения проверки достоверности каналов измерения мощности. Особенностью этой подсистемы является то, что она создается на специализированной аппаратуре, внесенной в Госреестр и принятой Госстандартом России.

2.2. Требования к информационным функциям

2.2.1. Сбор и обработка аналоговых сигналов

2.2.1.1. При сборе и обработке аналоговых сигналов должны обеспечиваться:

периодический опрос датчиков аналоговых сигналов с требуемой частотой опроса;

проверка достоверности полученной информации;

сглаживание измеренных значений в соответствии с требованиями технологических подсистем;

формирование массивов достоверной аналоговой технологической информации;

формирование инициативных сигналов при выходе измеряемых параметров за граничные значения.

Для сигналов термопреобразователей должна производиться линеаризация характеристик в соответствии со стандартными градуировками. Для сигналов термоэлектрических преобразователей должна вводиться поправка на изменение температуры холодных спаев.

2.2.1.2. Контроль достоверности аналоговой информации может производиться по следующим критериям:

предельным значениям измеряемых параметров;

максимальной скорости изменения измеряемого параметра:

функциональной зависимости между аналоговыми величинами и логической связи между аналоговыми и дискретными параметрами;

сопоставлению результатов измерений от дублированных датчиков аналоговых сигналов;

эталонным датчикам (периодический опрос).

По результатам контроля должен формироваться обобщенный признак достоверности. Недостоверность фиксируется индивидуально по каждому каналу и квалифицируется как событие. Должна быть предусмотрена возможность оперативного вывода из работы сигналов от неисправных датчиков.

2.2.1.3. Контроль отклонения сигналов за уставки выполняется для достоверных сигналов циклически с циклом ввода аналоговых сигналов. Для каждого сигнала должна предусматриваться возможность задания до четырех уставок. Значения аналоговых параметров, для которых существуют уставки, должны контролироваться на выход их за установленные пределы и возвращение к норме. Погрешность задания уставки 0,2%. Должны формироваться признаки выхода за уставку и возвращения к норме с исключением «дребезга» за счет ввода зоны возврата, которая задается при генерации.

2.2.2. Сбор и обработка дискретных сигналов

2.2.2.1. Дискретные сигналы должны быть разделены на две группы: пассивные и инициативные. Сбор и обработка сигналов каждой группы производятся по разным алгоритмам.

2.2.2.2. Сбор и обработка пассивных дискретных сигналов должны обеспечивать:

периодический опрос дискретных сигналов с заданным для каждого из них циклом опроса;

контроль достоверности дискретных сигналов с учетом логического анализа текущей информации;

регистрацию времени ввода сигналов;

формирование и обновление массивов достоверной информации.

2.2.2.3. Сбор инициативных дискретных сигналов производится по прерыванию, а их обработка — по специальной программе. При появлении любого достоверного инициативного сигнала он фиксируется с меткой времени с разрешающей способностью не более 10 мс.

2.2.3. Архивация (накопление данных в архиве)

2.2.3.1. Функция предназначена для накопления и последующего представления оперативному и другому персоналу данных об истории протекания технологических процессов, работе автоматики, действиях оператора. Архив заполняется при возникновении изменений. Количество параметров, регистрируемых в архиве, задается заказчиком в техническом задании по АСУ ТП.

2.2.3.2. Должна быть предусмотрена архивация информации:

о событиях (функция регистрации событий);

об аварийных событиях (функция регистрации аварийных событий);

о результатах расчетов технико-экономических показателей;

об изменениях во времени заданного набора параметров с целью выдачи графиков;

о заданном технологами наборе параметров для формирования часовых, сменных, суточных и других типов ведомостей;

об изменении состояния автоматических устройств с указанием источника команды;

о работе технических и программных средств ПТК, в том числе об изменениях, вносимых в состав средств и программ (протокол работы системы);

о появлении и исчезновении недостоверной информации;

о проведении технической диагностики технологического оборудования;

другой информации в соответствии с техническим заданием на АСУ ТП конкретного объекта.

2.2.3.3. Информация из архива должна, представляться в виде таблиц, графиков, протоколов и в других формах, как на мониторах, так и в отпечатанном виде. Архивная информация должна быть доступна для использования в расчетных и других задачах.

2.2.3.4. Следует предусмотреть процедуры периодического дублирования и сверки информации в архиве. Устаревшие данные должны удаляться с помощью специальных процедур.

2.2.4. Техническая диагностика

2.2.4.1. Техническая диагностика (ТД) предназначена для оценки эксплуатационного состояния контролируемых узлов гидроагрегата и выдачи оперативному персоналу ГЭС рекомендаций по эксплуатации гидроагрегата при отклонении контролируемых параметров от заданных значений.

2.2.4.2. Необходимый объем контролируемых узлов гидроагрегата, и объем задач ТД определяются индивидуальными особенностями его конструкции и условиями эксплуатации и должен быть уточнен при разработке технического задания (ТЗ) для конкретного объекта.

2.2.4.3. При решении задач ТД механического состояния гидроагрегата время измерения механических параметров должно быть не более 0,1 с и цикл опроса — не более 10 с.

2.2.4.4. В алгоритмах ТД используются следующие соотношения:

проверка граничных условий;

определение скорости изменения измеряемых величин;

операции умножения и деления;

анализ логических соотношений.

2.2.4 5. Задачи вибродиагностики могут быть решены одним из двух способов:

созданием отдельного (переносного) комплекса вибродиагностики;

включением в состав ПТК АСУ ТП программно-аппаратных средств вибродиагностики.

В первом случае в ПТК АСУ ТП реализуются упрощенные алгоритмы вибродиагностики. Для измерения вибрации и боя вала в ПТК вводятся аналоговые сигналы, величина которых пропорциональна амплитудным значениям вибрации и боя вала. При этом к временным характеристикам измерительных каналов предъявляются те же требования, что и к другим механическим параметрам. В этом случае алгоритм вибродиагностики сводится по существу к логическому анализу измеренных параметров и выдаче экспертных рекомендаций на основе предшествующего опыта эксплуатации.

Во втором случае в ПТК вводятся сигналы, пропорциональные мгновенным значениям виброперемещений. При этом должно быть обеспечено время измерения не более 10 мкс при частоте дискретизации 100 кГц. Для вибродиагностики используются алгоритмы гармонического анализа кривых виброперемещений, логического анализа полученных результатов и система экспертных оценок.

Требования к объему накапливаемой информации должны быть уточнены в ТЗ для конкретного объекта.

2.2.4.6. Текущие значения механических параметров должны сохраняться в памяти на временном интервале в 10 мин, предшествующем моменту отклонения контролируемого параметра от нормального значения.

В течение текущих суток должны сохраняться усредненные за 10 мин значения контролируемых параметров. Для архивирования используются среднечасовые значения.

2.2.5. Расчет технико-экономических показателей

2.2.5.1. Расчет ТЭП предназначен для представления оперативному персоналу данных о текущей эффективности работы каждого из гидроагрегатов и ГЭС в целом, а также для составления отчетной документации по экономичности работы ГЭС за различные периоды времени.

2.2.5.2. Для каждого гидроагрегата при наличии на нем гидротурбинного расходомера должно рассчитываться средне интервальное значение КПД. При отсутствии расходомеров КПД и расход воды вычисляются по нормативным энергетическим характеристикам гидроагрегата, представленным в виде двухмерной матрицы.

2.2.5.3. Для оценки текущих значений показателя эффективности

использования стока воды через турбины ГЭС должно производиться вычисление среднеинтервального значения КПД ГЭС и его нормативного значения.

2.2.5.4. Расчет текущих значений должен производиться периодически с интервалом 5-10 мин.

2.2.5.5. При расчете ТЭП должно быть предусмотрено вычисление интегрального показателя эффективности в интервалах времени: 1 ч, смена (8 ч) и сутки, а также нарастающим итогом с начала месяца до момента запроса в пределах этого месяца.

2.2.6. Отображение информации

2.2.6.1. Основным способом отображения информации оперативному персоналу является ее представление на цветных видеотерминалах в виде фрагментов мнемосхем, гистограмм, графиков, таблиц и текстовых сообщений. Кроме этого, могут быть использованы звуковые и световые сигналы, измерительные приборы и световые табло.

2.2.6.2. Отображение на фрагментах мнемосхем является вызывным и заключается в вызове на экран фрагмента из библиотеки. Содержание фрагмента задается технологами при проектировании системы. Оно должно включать неизменяемую статическую часть (изображение электрической схемы, схемы гидроагрегата, контролируемого узла оборудования и т.д.) и динамическую часть (результаты измерений, изменение состояния и т.д.), которая в зависимости от состояния изменяет цифровые значения» цвет или мигает. Фрагменты мнемосхем должны содержать только те элементы, которые необходимы оператору для контроля и управления объектом, и представлять логически завершенные части технологического процесса.

2.2.6.3. Информация должна представляться персоналу по принципу от общего к частному. Основной объем информации, позволяющий оценить ситуацию в целом, содержится на общих фрагментах мнемосхем. В случае отклонения любых параметров от нормальных значений или изменения состояния внимание персонала должно быть привлечено цветом и миганием. При этом персонал должен иметь возможность вызвать более детальный фрагмент.

Для каждого фрагмента обязательным являются:

признаки обновления аналоговой и дискретной информации;

2.2.6.4. Смена видео кадров при переходе к новым схемам или фрагментам должна происходить за время не более 0,5-1,0 с, смена положений коммутационной аппаратуры — за время не более 0,2 с, а смена цифровых значений параметров режима — не более чем через 1,0 с. Задержка представления аварийных сигналов должна быть не более 0,2 с. Изменение длин линий гистограмм, отображающих параметры, должно происходить с запаздыванием не более 0,2 с по отношению к изменению самого параметра.

По заданию оператора необходимо предусмотреть возможность вызова на экран терминала (в режиме «окна») до четырех параметров на гистограммные или стрелочные квазианалоговые индикаторы с автоматическим выбором шкалы. При этом изменения показаний индикаторов при изменениях параметров также не должны запаздывать более чем на 0,2 с.

2.2.7. Технологическая сигнализация

22.7.1. Технологическая сигнализация предназначена дня извещения оперативного персонала о возникновении нарушений в протекании технологического процесса, изменений и составе работающего оборудования и обнаруженных неисправностях. Все сигналы выносятся на экраны мониторов, наиболее важные дублируются на индивидуальных табло.

2.2.7.2. Технологическая сигнализация должна предусматривать:

предупредительную сигнализацию об отклонении за установленные пределы технологических параметров и изменении состояния устройств управления и регулирования;

аварийную сигнализацию при аварийных отклонениях параметров, срабатывании технологических и электрических защит, действии противоаварийной автоматики энергосистемы;

сигнализацию о действии блокировок, АВР источников электропитания;

сигнализацию об обнаруженных неисправностях различных устройств, отключении автоматов питания в электрических сборках и других устройствах, автоматическом включении и отключении защит.

2.2.7.3. Для сигнализации, представляемой на мониторах центрального пункта управления (ЦПУ), извещение оперативного персонала о появлении каждого нового сигнала, форма его представления и выделения среди существующих, принцип приема оператором и индикация исчезновения должны решаться исходя из общих принципов представления информации на мониторах, определяемых на стадии разработки.

2.2.7.4. Любой вид сигнализации должен вызывать включение соответствующего светового сигнала на экранах мониторов (появление изображения нужного цвета и вида), а появление каждого нового сигнала, за исключением сигналов об автоматическом вводе и выводе защит, сопровождаться включением звукового сигнала.

2.2.7.5. Звуковая сигнализация должна быть различной для предупредительных и аварийных сигналов. Прекращение действия звукового сигнала должно производиться оперативным персоналом путем подачи команды кнопкой «съем звука» либо автоматически по истечении заданного времени действия звукового сигнала (около 10 с).

2.2.7.6. Каждый вновь появившийся световой сигнал должен отличаться от уже действующих прерывистым свечением (миганием) с частотой около 1 Гц, а после приема его оператором и подачи команды кнопкой «съем мигания» должен иметь ровное свечение.

2.2.7.7. Для групповых световых сигналов должна быть обеспечена повторность их действия. Появление каждой новой причины для включения, данного группового сигнала, должно сопровождаться повторным его миганием и звуковым сигналом.

Гашение световых сигналов должно происходить при исчезновении всех причин, вызывающих их включение, после их квитирования.

2.2.7.8. Для отдельных сигналов с целью исключения их преждевременного появления (например, переключения в цепях электропитания) должна быть предусмотрена возможность задержки появления как светового, так и связанного с ним звукового сигнала.

2.2.8. Типовые прикладные функции

2.2.8.1. Регистрация событий

К событиям относятся: команды управления, изменения состояний объектов управления, моменты выхода параметров за допустимые пределы, действия устройств сигнализации, неисправности, действия устройств релейной защиты и автоматики, переключения режимов работы оборудования и автоматических устройств с помощью оперативных элементов управления и ПТК АСУ ТП, работа АВР и др.

Каждому событию, сохраняемому в файле регистрации, должна присваиваться метка времени.

Ретроспективная информация должна быть недоступной для искажений и разрушения,

Регистрация событий должна производиться непрерывно и автоматически на оборудовании и устройствах, не выведенных в ремонт. Появление и пропадание события должны регистрироваться в хронологическом порядке. По запросу оператора за заданный интервал времени должны представляться на экране видеотерминала и/или распечатываться протоколы событий. Эти протоколы должны автоматически составляться по заданию оператора для всех событий по заданному узлу или агрегату и события по заданному объекту контроля.

Кроме протоколов событий по запросу оператора, на заданный момент времени должны представляться протоколы состояний объектов контроля и управления.

2.2.8.2. Регистрация параметров режимов

Период опроса аналоговых сигналов, предназначенных для регистрации параметров режимов, должен быть не более 100 мс. Погрешность присвоения времени регистрации не более 100 мс.

Каждые 1,0 с, 10 с, 60 с, 10 мин, 60 мин должен производиться подсчет средних значений за указанный период. Средние значения за 60 с должны храниться в течение суток, за 10 мин в течение недели, за 60 мин в течение месяца, периоды усреднения и время хранения могут изменяться. Необходимо обеспечить возможность более длительного хранения данных (до одного года).

В случае отклонений параметров за заданные пределы на время существования отклонения меняется режим усреднения и хранения зарегистрированной информации.

Протокол «Регистрация параметров режимов» может выводиться на печать или на экран дисплея в виде таблиц по запросу оперативного персонала. При этом должны задаваться начало и конец интервала времени.

Каждая строка таблицы должна содержать следующую информацию: технологический идентификатор параметра;

сокращенное наименование параметра: физическую единицу измерения параметра; текущее значение параметра в цифровой форме в физических единицах, метку времени, присвоенную этому параметру.

По заданию оператора на экран терминала, а также на печать должны выводиться ретроспективные тренды-графики регистрируемых параметров и их средних значений. Ось времени должна «сжиматься» в соответствии с периодом усреднения и временем хранения параметров.

Каждая кривая на графике должна сопровождаться следующей информацией:

технологическим идентификатором параметра: наименованием параметра; физической единицей измерения параметра.

Выбор масштабов по осям абсцисс и ординат либо задается при программировании, либо выбирается оператором.

2.2.8.3. Регистрация аварийных событий

Регистрация аварийных событий в аварийных режимах работы электрооборудования должна обеспечивать получение требуемой информации в заданный предаварийный, аварийный и послеаварийные интервалы времени по значениям электротехнических параметров, срабатыванию электротехнических защит и блокировок, средств автоматического управления и регулирования, состоянию электротехнического оборудования главной схемы, собственных нужд энергообъекта.

Регистрация аварийных событий должна обеспечивать возможность последующего разбора аварий на основе накопленных, обработанных и хронологически зафиксированных и введенных в базу РАС аналоговых и дискретных сигналов о состоянии электротехнического оборудования и технологического процесса.

Присвоение времени регистрируемым параметрам производится не реже чем через 1 мс. Длительность записи до аварийного режима регулируется от 0,5 до 5.0 с, длительность записи аварийного режима — не менее 5 с. Полное время регистрации — не менее 20 с. Указанные значения должны задаваться программным путем.

Емкость памяти регистратора должна обеспечить запись не менее трех аварий, происходящих подряд. Эта информация должна перезаписываться на твердые носители для долговременного хранения и для подготовки регистратора к записи новых аварий.

Зарегистрированная информация должна быть недоступна для искажений и разрушения.

Зарегистрированные параметры должны анализироваться на терминалах только в режиме просмотра.

При выводе зарегистрированных параметров на печать протокол должен содержать следующую информацию: наименование протокола, наименование объекта, номер гидрогенератора, дату фиксации аварийной ситуации, время возникновения инициативы и ее идентификатор.

Содержание и форма протокола должны быть разработаны на этапе рабочего проектирования.

Протокол регистрации аварийных событий должен выводится на печать и/или на экран дисплея в виде таблиц.

2.2.9. Протоколирование информации

2.2.9.1. Протоколирование информации производится в виде печати бланков. Формы бланков разрабатываются на основе действующей отчетной документации с помощью программных средств видеографики и вводятся в библиотеку бланков. Должна быть предусмотрена возможность вывода бланков по вызову и с автоматическим запуском: по времени и по совершении событий.

Автоматически с периодом 8 и 24 ч должны выдаваться на печать сменная и суточная ведомости.

2.2.9.2. Сменная ведомость предназначена для информирования заступающей на работу смены оперативного персонала о фактическом состоянии находящегося в его ведении оборудования и о его неисправностях, имевших место в предшествующие смены.

Сменная ведомость должна содержать:

таблицу эксплуатационного и ремонтного состояния объектов на конец смены с указанием объектов, находящихся под напряжением и заземленных, нарядов на профилактические и ремонтные работы и пр.;

таблицу гидравлических параметров работы ГЭС;

перечень не устраненных неисправностей с указанием времени их возникновения:

сведения о заданном режиме работы ГЭС.

2.2.9.3. Суточная ведомость является отчетным документом об основных показателях работы ГЭС за прошедшие сутки. Она должна содержать:

сведения о заданном и фактическом графиках нагрузки;

почасовые данные об активной и реактивной мощности агрегатов и ГЭС, значениях напряжений в основных узлах, уровнях верхнего и нижнего бьефов, расходах воды через турбины и др.;

данные о выработке электроэнергии за сутки и с начала года, а также потребления на собственные нужды;

таблицу изменения состояния объектов с указанием времени и инициатора изменения.

2.3. Требования к управляющим функциям

2.3.1. Групповое регулирование активной мощности

2.3.1.1. Функция ГРАМ, предназначена для автоматического регулирования активной мощности агрегатов ГЭС, с распределением нагрузки между ними по заданному критерию с учетом ограничений рабочего диапазона нагрузок и должна обеспечивать возможность реализации двух режимов регулирования:

регулирование заданного уровня частоты в изолированной энергосистеме по статической или астатической характеристике;

регулирование мощности ГЭС или отдельных ее частей со статизмом или без статизма по частоте в соответствии с заданием мощности.

Переход из одного режима в другой может производиться вручную оперативным персоналом или автоматически по сигналам внешних устройств.

2.3.1.2. Подсистема ГРАМ должна обеспечивать управление всеми подключенными к ней гидроагрегатами путем воздействия на регуляторы гидротурбин. При включении в состав АСУ ТП подсистемы АРЧ сигналы управления предпочтительно передавать по каналам интерфейса. При традиционном исполнении регуляторов в виде аналоговых устройств сигналы управления должны быть сформированы либо в виде аналоговых, либо в виде дискретных сигналов импульсного управления.

2.3.1.3. В зависимости от различий между энергетическими характеристиками отдельных гидроагрегатов и наличия индивидуальных ограничений распределение нагрузки между ними должно производиться либо по равенству мощностей или открытий направляющих аппаратов, либо по критериям оптимального распределения нагрузки, которое в этом случае задается функцией РУСА (см. п.2.3.3).

2.3.1.4. При делении ГЭС на части должно обеспечиваться групповое регулирование мощности в каждой из разделившихся частей в соответствии с требованиями энергосистемы. Должна также предусматриваться возможность автоматического регулирования или ограничения перетока мощности между секциями ГЭС.

В режиме регулирования мощности задание мощности должно формироваться с учетом следующих составляющих: заданного графика нагрузки, сигнала задания от устройств системного регулирования, ручного задания и сигнала регулирования по отклонению частоты. Должна быть предусмотрена возможность ввода мертвой зоны по частоте.

Должна быть предусмотрена возможность ступенчатого изменения заданной мощности по сигналам внешних устройств противоаварийной автоматики.

2.3.1.5. При формировании сигналов регулирования по частоте и по мощности используются ПИ- и ПД-законы регулирования. Должна быть предусмотрена возможность изменения параметров настройки в следующих пределах:

коэффициента передачи — от 0,1 до 5,0;

постоянной времени интегрирования — от 1 до 40 с;

постоянной времени дифференцирования — от 0 до 1,5 с.

2.3.1.6. Должна быть предусмотрена возможность автоматического регулирования мощности по заранее введенному в ГРАМ суточному графику нагрузки. График нагрузки задается в виде значений нагрузки в течение суток с 0 до 23 ч с дискретностью в 1 ч. Ступени заданного графика должны отрабатываться с ограниченной скоростью.

2.3.1.7. Должен быть предусмотрен ввод, как минимум, следующей информации:

частота на шинах ГЭС или ее секций;

активная мощность генераторов;

сигналы задания с вышестоящего уровня управления;

сигналы положения выключателей генераторов;

сигналы контактов реле группового регулирования агрегатов;

сигналы контактов реле системных устройств автоматики;

контакты ключей управления (при сохранении традиционных элементов управления).

На некоторых ГЭС, например, с жесткими блоками может быть также введена информация о положении разъединителей генераторов.

Для фиксации разделения ГЭС на автономные части может также вводиться информация о положении выключателей главной схемы электрических соединений.

2.3.1.8. Средства настройки должны обеспечивать изменение следующих параметров:

статизма по частоте;

мертвой зоны по частоте;

динамических параметров настройки контуров регулирования частоты и мощности.

2.3.1.9. Длительность рабочего цикла решения задачи формирования регулирующих воздействий при регулировании частоты должна быть не более 0,2 с, а при регулировании мощности — не более 0.5 с. Задача перераспределения нагрузки между агрегатами может решаться с цикличностью 5-10 с.

2.3.2. Групповое регулирование напряжения и реактивной мощности

2.3.2.1. Подсистема ГРНРМ предназначена для автоматического поддержания напряжения на шинах ГЭС или регулирования реактивной мощности с соблюдением заданного распределения реактивной мощности между агрегатами с учетом технологических ограничений режимных параметров генераторов. Регулирование осуществляется воздействием на уставки АРВ, а в предельных режимах — на переключающие устройства регулируемых под нагрузкой трансформаторов (РПН — трансформаторов).

2.3.2.2. Подсистема ГРНРМ может состоять из отдельных (выполненных программно) групповых регуляторов, число которых равно числу раздельно работающих в каждый данный момент времени секций шин или групп генераторов с раздельным заданием напряжения или реактивной мощности. Управление каждым групповым регулятором может быть независимым и связанным.

2.3.2.3. Во всех режимах должен производиться расчет запасов реактивной мощности ГЭС ,как в сторону выдачи, так и в сторону потребления, а также суммарного запаса по перетоку через междушинные трансформаторы, если таковые имеются.

2.3.2.4. Задание по напряжению или по реактивной мощности должно вводиться либо в виде планового графика как функция времени, либо оперативным персоналом вручную, либо поступать с вышестоящего уровня. Должна быть предусмотрена возможность блокирования оперативным персоналом планового задания.

2.3.2.5. Распределение реактивной мощности между генераторами управляемой по реактивной мощности или по напряжению группы должно быть реализовано в соответствии с одним из критериев, обеспечивающих оптимальное использование располагаемой реактивной мощности генераторов группы в конкретных условиях схемы и режима ГЭС.

2.3.2.6. Плановое задание напряжения должно вводиться в виде последовательности из 24 часовых значений и быть отработано с заданной скоростью путем изменения уставки до планового значения в начале каждого часа.

2.3.2.7. Управление реактивной мощностью должно осуществляться импульсным воздействием на устройства управления уставкой АРВ генераторов для аналоговых регуляторов и передачей уставки по межмашинной связи для цифровых регуляторов.

2.3.2.8. При формировании сигналов регулирования по напряжению и реактивной мощности используются стандартные ПИ — и ПД-законы регулирования с аналоговым или импульсным выходом.

2.3.2.9. Входной информацией для ГРНРМ должны быть:

дискретные сигналы о состоянии схемы электрических соединений;

режимные параметры генераторов и трансформаторов;

режимные параметры РПН-трансформаторов;

признаки готовности системных регуляторов;

управляющие воздействия от системных регуляторов и от оперативного персонала.

2.3.2.10, Длительность рабочего цикла должна быть не более 2 с.

Цикл опроса аналоговых параметров должен быть не более 0,2 с.

Защитное ограничение длительности импульса должно регулироваться от 0,2 до 0,5 с.

2.3.3. Рациональное управление составом агрегатов

2.3.3.1. Подсистема РУСА предназначена для управления составом работающих агрегатов в соответствии с заданными значениями нагрузки и резерва по активной и реактивной мощности, обеспечивающим при заданных ограничениях наибольшую экономичность работы ГЭС в заданном интервале времени.

2.3.3.2. Под выбором состава понимается определение станционных номеров агрегатов, работающих в генераторном режиме, и значений их нагрузок, а также номеров агрегатов, работающих в режиме синхронного компенсатора.

2.3.3.3. Необходимой предпосылкой для выполнения расчетов по выбору состава с учетом экономических показателей является наличие достоверных натурных энергетических характеристик гидроагрегатов. В этом случае целью расчета является определение наивыгоднейшего состава работающих агрегатов при оптимальном распределении нагрузки между ними. Критерием оптимальности является минимум суммарных потерь мощности в пределах реализации заданного графика нагрузки. Рекомендуется выполнять расчеты методом динамического программирования.

Если на ГЭС установлены однотипные агрегаты и отсутствуют натурные энергетические характеристики, то с учетом экономичности может быть рассчитано только оптимальное число работающих агрегатов без определения их станционных номеров при равномерном распределении нагрузки между ними.

2.3.3.4. При выборе оптимального состава могут накладываться следующие ограничения:

постоянные технологические ограничения, связанные с наличием зон нежелательной работы гидроагрегатов;

временные технологические ограничения, связанные с нарушением нормальной работы основного или вспомогательного оборудования гидроагрегатов;

ограничение на число пуско-остановочных операций за заданный интервал времени;

ограничения на число часов работы, определяемые необходимостью равномерного использования оборудования за время межремонтного периода.

Для формализации некоторых ограничений, влияющих на выбор состава, могут быть введены весовые коэффициенты, значения которых устанавливаются экспертной оценкой и в дальнейшем корректируются при эксплуатации подсистемы РУСА.

2.3.3.5. В качестве результатов выполнения расчетов оптимального состава рекомендуется представлять оперативному персоналу информацию по нескольким (допустим, трем) вариантам состава в порядке снижения их экономичности и с указанием значения снижения КПД по сравнению с оптимальным составом.

При назначении оперативным персоналом вынужденного из-за действующих ограничений состава должна быть выдана информации о степени экономичности данного состава по сравнению с оптимальным.

2.3.3.6. Результаты расчета оптимального распределения нагрузки между гидроагрегатами должны быть выданы в подсистему ГРАМ.

2.3.3.7. При идентичных энергетических характеристиках гидроагрегатов подсистема может выполнять одну из следующих функций:

определение и отработка наивыгоднейшего числа агрегатов, работающих в генераторном и компенсаторном режимах по заданным значениям активной и реактивной мощности ГЭС с учетом заданного резерва;

отработка заданий на число работающих агрегатов в генераторном и компенсаторном режимах, поступающих от вышестоящего уровня управления или от оперативного персонала.

При этом должна быть задана очередность агрегатов для операций пуска, останова и перевода из одного режима в другой.

2.3.3.8. Должен производиться контроль за исполнением команд на изменение состава. При невыполнении команды должно быть выдано соответствующее сообщение и сформированы команды на выполнение другого варианта состава.

2.3.3.9. В аварийных и после аварийных режимах выполнение функции должно блокироваться по сигналам внешних устройств.

Восстановление функционирования РУСА должно производиться оперативным персоналом вручную.

2.3.3.10, Для выполнения функции РУСА необходим следующий объем информации:

энергетические характеристики гидроагрегатов, заданные и виде двухмерной матрицы (например, зависимость КПД от мощности и напора);

значения ограничений мощности;

число часов работы каждого из гидроагрегатов в каждом из возможных режимов;

заданный график нагрузки и фактическое его исполнение;

фактическое состояние каждого из гидроагрегатов;

измеренное значение напора.

2.3.4. Автоматическое регулирование частоты и активной мощности гидроагрегата

2.3.4.1. Автоматическое регулирование частоты и активной мощности предназначено для выполнения функций регулирования частоты и активной мощности гидроагрегата с помощью гидромеханической части системы регулирования гидротурбины, а также для управления открытием регулирующих органов турбины в переходных режимах работы гидроагрегата: при пуске, останове, переводе в режим синхронного компенсатора (СК) и выводе из режима СК, при сбросе нагрузки.

2.3.4.2. Алгоритм функционирования АРЧ состоит из логической и регулирующей частей.

Логическая часть должна обеспечивать управление регулирующими органами гидротурбины в переходных режимах работы гидроагрегата и изменение структуры регулирующей части (регулятора).

Структура регулятора определяется требованиями оптимального качества процесса регулирования заданного параметра: частоты или активной мощности. Для получения требуемого качеств в большинстве случаев достаточным является использование стандартных ПИ- и ПИД-законов регулирования. Не исключено, однако, использование и более сложных, в том числе и с адаптацией, законов регулирования, что должно быть отражено в ТЗ на разработку конкретной АСУ ТП.

2.3.4.3. Для поворотно-лопастной гидротурбины комбинаторная связь должна задаваться программным способом на основе нелинейной зависимости угла разворота лопастей от двух параметров: открытия направляющего аппарата и напора.

2.3.4.4. Должна быть предусмотрена возможность оперативного изменения следующих параметров: значения статизма, параметров динамической настройки каналов регулирования частоты и активной мощности, значения мертвой зоны по частоте, значения технологических ограничений.

Изменение остальных параметров настройки допускается производить в режиме программирования.

2.3.4.5. Воздействие АРЧ на гидромеханическую часть регулятора гидротурбины должно быть выполнено таким образом, чтобы при отказе контроллера было обеспечено сохранение прежней нагрузки и переход на ручное управление гидроагрегатом.

2.3.4.0 Программа АРЧ должна выполняться периодически с длительностью цикла не более 0,1 с. Цикл опроса аналоговых их одних сигналов не должен превышать 0,1 с.

2.3.5. Технологическая автоматика

2.3.5.1. Технологическая автоматика предназначена для автоматического управления гидроагрегатом в переходных режимах при выполнении операций по пуску, нормальному и аварийному остановам, переводу агрегата из одного режима в любой другой из возможных режимов в соответствии с принятой технологией управления, а также для выполнения функций гидромеханических защит.

Органы управления должны обеспечивать дистанционный и местный ввод команд на изменение состояния агрегата.

Исполнительные команды формируются на основании поступающих от органов управления команд и текущей информации о состоянии основного и вспомогательного оборудования, а также о состоянии других систем управления.

Технологическая автоматика гидроагрегата должна вырабатывать исполнительные команды для подсистем:

автоматического регулирования частоты;

автоматического регулирования возбуждения;

управления вспомогательным оборудованием;

управления коммутационной аппаратурой;

управления пусковыми тиристорными установками для обратимого агрегата.

2.3.5.2. При исполнении команд на изменение состояния гидроагрегата должны производиться проверка необходимых условий по переводу гидроагрегата в соответствующий режим, контроль времени исполнения как самой команды, так и отдельных операций. При нарушении условий или превышении контрольного времени выполнения отдельных операций должно быть сформировано соответствующее сообщение оперативному персоналу и подан предупредительный сигнал. При превышении времени исполнения команды должен быть сформирован аварийный сигнал.

2.3.5.3. Гидромеханические защиты предназначены для обеспечения безопасности механической части гидроагрегата при выходе любого из контролируемых параметров за пределы допустимых значений. Такими параметрами являются следующие:

частота вращения гидроагрегата;

давление в аккумуляторе маслонапорной установки (МНУ);

расход воды на смазку турбинного подшипника;

уровни масла в ваннах подшипника и подпятника;

расход дистиллированной воды.

2.3.5.4. При действии гидромеханических защит должна быть

произведена ускоренная разгрузка по активной мощности с последующим выполнением тех же операций, что и при нормальном останове.

2.3.5.5. Противоразгонная защита, контролирующая частоту вращения при отключенном генераторном выключателе, должна иметь две уставки по частоте, одна из которых действует на золотник аварийного закрытия, а другая — на сброс щитов. Для обратимого агрегата при работе в насосном режиме должен быть предусмотрен аварийный останов в случае потери привода при снижении частоты вращения до 95%.

2.3.5.6. По остальным указанным в п.2.3.5.3 механическим параметрам должны предусматриваться две уставки, при превышении первой из которых формируется сигнал для предупредительной сигнализации, а второй — для аварийного останова агрегата и аварийной сигнализации.

2.3.5.7. Алгоритм функционирования подсистемы ТА выполняется на основе логических операций с контролем длительности их исполнения.

2.3.5.8. Длительность цикла выполнения программы ТА не должна превышать 0,2 с. Максимальное время таймеров не превышает 30 мин. Максимальная длительность подачи исполнительных команд не должна превышать 1,0 с.

2.3.5.9. При отказе подсистемы ТА во время нормальной работы гидроагрегата может быть предусмотрен либо останов агрегата вручную в течение заданного интервала времени, либо оставление агрегата в работе в случае сохранения функции гидромеханических защит, что должно быть уточнено в ТЗ для конкретного объекта.

При отказе подсистемы ТА во время исполнения команды должно быть предусмотрено следующее:

при пуске — аварийный останов с завершением операции останова вручную;

при останове — завершение операции вручную;

при переводе в режим СК — отбой команды:

при выводе из режима СК — завершение операции.

2.3.6. Управление вспомогательным оборудованием

2.3.6.1. Управление вспомогательным оборудованием гидроагрегата производится с целью обеспечения готовности его к пуску и нормальной работы во всех режимах. Режим работы одной части вспомогательного оборудования жестко связан с режимом работы гидроагрегата: оно должно быть включено при пуске гидроагрегата и отключено при его останове. Другая часть вспомогательного оборудования предназначена для поддержании регулируемого параметра (температуры, давления, уровня и т.д.) в заданных пределах. Автоматическое управление этим оборудованием производится по закону двухпозиционного регулирования.

2.3.6.2. Должна быть предусмотрена возможность автоматического и ручного управления. Последнее должно производиться с агрегатного щита управления или по месту установки оборудования.

2.3.6.3. Уставки включения и отключения исполнительных механизмов устанавливаются при вводе функции в эксплуатацию и не требуют оперативных изменений.

Продолжительность рабочего цикла выполнения функции не должна превышать 0,5 с.

2.4. Вспомогательные (сервисные) функции

Вспомогательные функции включают: метрологический контроль, аттестацию, тестирование и самодиагностику устройств ПТК, создание нормативно-справочной информационной базы. Перечень и алгоритмы вспомогательных функций уточняются заказчиком в техническом задании на конкретный объект и разработчиком в документации на ПТК.

3. ТРЕБОВАНИЯ К ВИДАМ ОБЕСПЕЧЕНИЯ

3.1. Требования к техническому обеспечению

3.1.1 Общие положения

3.1.1.1. Комплекс технических средств ПТК (КТС ПТК) должен быть достаточным для выполнения функций, перечисленных в настоящих технических требованиях. Комплекс технических средств должен обеспечивать возможность создания на его базе автоматизированных систем управления различного масштаба и назначения, а также их модернизацию и расширение в процессе эксплуатации.

3.1.1.2. Технические средства, используемые в составе НТК, должны иметь открытую архитектуру и соответствовать отечественным и международным стандартам.

3.1.1.3. В КТС должны использоваться современные унифицированные средства серийного производства со сроком службы не менее 10 лет.

3.1.1.4. Программно-технический комплекс должен представлять собой распределенную микропроцессорную систему, состоящую из программно и аппаратно совместимых технических средств, объединенных локальными вычислительными сетями. Программно-технический комплекс должен включать в себя:

контроллеры, на базе которых реализуются алгоритмы контроля и управления;

устройства связи с объектом;

технические средства отображения информации и приема команд оперативного персонала (операторские станции);

технические средства создания и хранения данных и нормативно-справочной информации;

технические средства архивирования;

вычислительные средства для выполнения расчетных функций;

технические средства связи с внешними системами;

системы (шины) передачи данных на базе локальных вычислительных сетей;

сервисные средства для эксплуатации, поверки, контроля работоспособности и обслуживания ПТК АСУ ТП.

3.1.1.5. Количество контроллеров и других технических средств для конкретной АСУ ТП определяется по согласованию между поставщиком ПТК и заказчиком. Принимая во внимание быструю смену поколений микропроцессорной техники, ее разнообразие, а также насыщенность рынка, выбор ПТК должен проводиться преимущественно на конкурсной основе с учетом текущего состоянии российского рынка микроэлектронных устройств АСУ ТП.

3.1.1.6 Программно-технические комплексы или их отдельные составные элементы должны быть приспособлены к работе в жестких условиях промышленной эксплуатации энергообъекта (низкая/высокая температура, наличие пыли, влаги, вредных примесей, сильных электромагнитных полей, вибрации и т.д.).

3.1.1.7. Все процессы в системе должны автоматически синхронизироваться так, чтобы все технологические события, каким бы контроллером они не были зафиксированы, были привязаны к единой временной шкале.

3.1.2. Контроллеры

3.1.2.1. В составе ПТК, как правило, должны использоваться контроллеры, реализованные на базе современных микропроцессоров в соответствии с общепринятыми в мировой практике промышленными стандартами, с развитой системой команд, позволяющие реализовать в реальном времени предусмотренные алгоритмы контроля и управления технологическим процессом, эффективно обрабатывать прерывания и обмениваться информацией с другими элементами системы.

3.1.2.2. Количество контроллеров ПТК и их состав должны быть выбраны, исходя из возможности оптимального сочетания выполнения требований быстродействия, надежности и стоимости.

3.1.2.3. Разработка прикладного программного обеспечения контроллеров должна осуществляться с использованием инструментальных средств, как на обычном компьютере, так и непосредственно в контроллере.

3.1.2.4. Обязательным элементом контроллера является постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), позволяющее производить загрузку и запуск операционной системы и пользовательских программ (а также рестарт системы) из ПЗУ по включению питания.

3.1.2.5. В контроллерах различного назначения должны использоваться однотипные модули с одинаковыми методами тестирования с целью максимального облегчения наладки, обслуживания и обучения персонала. Общее число модулей, отличающихся аппаратно или фирменным программным обеспечением, должно быть минимизировано.

3.1.2.6. Все цифровые устройства ПТК должны выполнять функции самодиагностики. Диагностика должна выявлять возникновение отказа с точностью до типового элемента замены.

3.1.2.7. В составе ПТК должны быть предусмотрены стандартные средства резервирования для обеспечения высокой живучести и надежного функционирования системы при возможных отказах оборудования, ошибках персонала и возникновении непредвиденных ситуаций. /Должна обеспечиваться возможность замены отказавших устройств ПТК в «горячем» режиме (без отключения питания).

3.1.2.8. Конструктивное исполнение контроллеров, должно обеспечивать возможность гибкой компоновки, включая такие варианты, как одноплатный контроллер, контроллер с наплатным размещением модулей расширения, свободно компонуемые крейты контроллеров и др. Исполнение контроллеров должно удовлетворять требованиям использования их во встраиваемых системах промышленного назначения (малые размеры, низкое энергопотребление, отсутствие принудительных систем охлаждения, возможность работы в условиях функционирования основного и — вспомогательного энергооборудования).

3.1.3. Устройства связи с объектом

3.1.3.1. Устройства связи с объектом (УСО) представляют собой совокупность модулей, обеспечивающих сопряжение с самым разнообразным оборудованием, датчиками, исполнительными механизмами и прочим и позволяющих принимать, обрабатывать и выдавать сигналы различного типа в широком диапазоне напряжений, токов, мощностей, длительностей импульсов и т.п., с гальванической развязкой или без нее.

3.1.3.2. Должны использоваться модули УСО, производимые в соответствии с известными промышленными стандартами, такими как VME , STD . РС/104 и др., что позволит применять широкий спектр изделий этого направления, производимых различными фирмами-производителями.

3.1.3.3. Модули УСО должны быть ориентированы на использование в системах распределенного сбора данных с возможным размещением устройств сбора непосредственно у объекта. Такие устройства должны надежно работать в жестких условиях промышленной эксплуатации технологического оборудования и обеспечивать надежную передачу информации в контроллер с преобразовыванием в устройствах удаленного сбора входного сигнала в цифровую форму с передачей по каналам RS 232/485 либо по «полевым шинам» ( Bitbus , Profibus , Interbus — S и др.), обеспечивающим тот или иной уровень защиты передаваемой информации.

3.1.3.4. Как правило, УСО должны выполняться интеллектуальными и включать в свой состав микропроцессоры, обеспечивающие выполнение функций первичной обработки, контроля достоверности, коррекции значений и других функций, требующих использования вычислительных ресурсов.

3.1.3.5. Устройства связи с объектом для ввода аналоговых сигналов должны воспринимать сигналы от источников, применяемых в энергетике. Перечень и технические характеристики этих сигналов приведены в табл. 1.

Читайте так же:  Ликвидация организации архив