Общие технические требования к программно-техническим комплексам для асу тп гидроэлектростанций

РАЗРАБОТАНО Открытым акционерные обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС"

Заместитель начальника В.А.Кузнецов

Первый заместитель начальника А.П.Берсенев

Настоящие Общие технические требования (ОТТ) распространяются на программно-технические комплексы (ПТК) автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) гидроэлектростанций (ГЭС). Документ разработан на основе "Общих технических требований к программно-техническим комплексам для АСУ ТП тепловых электростанций": РД 34.35.127-93 (М.: СПО ОРГРЭС, 1995) с учетом специфических требований к функциям АСУ ТП ГЭС, представленных в ОТТ только в той части, которая влияет на выбор или разработку ПТК. Более подробно функциональные требования приведены в "Общих технических требованиях к информационной подсистеме АСУ ТП ГЭС" (М.: СПО ОРГРЭС. 1993) и "Общих технических требованиях к управляющим подсистемам агрегатного и станционного уровней АСУ ТП ГЭС": РД 153-34.0-35.519-98 (М.: СПО ОРГРЭС, 1999).

В зависимости от объема возлагаемых на АСУ ТП функций она может содержать один или несколько ПТК, каждый из которых решает автономно или во взаимодействии с другими ПТК одну или несколько технологических задач.

Документ предназначен для специалистов проектных и наладочных организаций, занимающихся вопросами разработки и внедрения АСУ ТП, а также разработчиков и поставщиков ПТК, эксплуатационного персонала гидроэлектростанций и энергосистем.

1.2. Программно-технический комплекс должен представлять систему, работающую 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 ПТК 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 АСУ ТП.

Поскольку реализация функций автоматического регулирования возбуждения (АРВ) в составе ПТК 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;

техническая диагностика;

расчет технико-экономических показателей (ТЭП);

регистрация событий;

регистрация аварийных событий (РАС);

архивация;

протоколирование информации;

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.

2.2.1.1. 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.

2.2.2.1. 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.

2.2.3.1. 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 защит;

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.

2.2.4.1. 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 среднеинтервальное 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.

2.2.6.1. 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:

название фрагмента;

признаки обновления аналоговой и дискретной информации;

текущее время.

2.2.6.4. Смена видеокадров 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.

22.7.1. Технологическая сигнализация предназначена для 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.

2.2.8.1. 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 энергообьекта.

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.