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

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 неустраненных 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.

2.3.1.1. 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 peгулирования, ручного задания и сигнала регулирования по отклонению частоты. Должна быть предусмотрена возможность ввода мертвой зоны по частoте.

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:

аналоговой;

частота на шинах ГЭС или ее секций;

активная мощность генераторов;

сигналы задания с вышестоящего уровня управления;

дискретной:

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.

2.3.2.1. 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 peгуляторов.

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;

напряжение шин;

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 aгрегатов в генераторном и компенсаторном режимах, поступающих от вышестоящего уровня управления или от оперативного персонала.

При этом должна быть задана очередность агрегатов для oпераций 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 послеаварийных 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.

2.3.4.1. 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.

2.3.5.1. 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;

температура;

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..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.

3.1.1.1. 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 ПТК, 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).