Оглавление

Часть 1. Собственные нужды  АЭС 4

1.1 Потребители собственных нужд 4

1.2 Система надежного электропитания потребителей 1 группы 5

1.3 Автоматизированная система управления и диагностики электроснабжения потребителей 1 группы 6

Часть 2. Выбор структуры и оборудования систем 11

2.1 Выбор схемы построения АСУ ТП 11

2.1.1 Верхний уровень АСУТП 13

2.1.2 Базовый уровень АСУТП. 13

2.1.3 Базовый уровень. УСО 13

2.2 Выбор программного комплекса 16

2.2.1 SICAM PAS Fullserver RunTime & Configuration 17

2.2.2 SIMATIC WinCC 18

2.3 Протоколы передачи данных 21

2.3.1 Протокол передачи данных МЭК-60870-5-103 21

2.3.2 Протокол передачи данных ModBus RTU 22

Часть 3. Обсуждение результатов 24 

РЕФЕРАТ

    Темой данного бакалаврского диплома  стала : «Автоматизированная система управления и диагностики системы надежного электропитания»

    Пояснительная записка содержит  58  страницу печатного текста,  2  таблицы,  11 рисунков и  3 приложения.

    Перечень  ключевых слов: АСУТП, система, управление, электроснабжение, SCADA-система,

    В данной работе спроектирована автоматизированная система  дистанционного управления подстанцией.

     Перечень  условных обозначений, терминов и сокращений 

• АЭС - атомная  электростанция
• АСУ ТП – автоматическая система управления технологическим процессом
• АВР – автоматика ввода резерва
• ДГ – дизель-генератор
• АКБ - аккумуляторная батарея
• САЭ – система аварийного электроснабжения
• ОДУ - оперативно-диспетчерское управление
• МПРЗА - микропроцессорная релейная защита и автоматика
• УСО – устройство связи с объектом
• УСПД - устройство сбора и передачи данных
• АРМ - мобильное автоматизированное рабочее место
• АИИС КУЭ -  Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии
• ОИК - оперативно-информационного комплекса
 

Введение

      За  последние пятнадцать лет автоматизированные системы управления технологическими процессами стали неотъемлемой частью любого производства. Они доказали свою эффективность за счет  повышения  качества производимой  продукции, производительности а так же простоты использования и повышения безопасности. Надо отметить что такие системы способны предсказать и своевременно предупредить о возникновении аварии, а если это необходимо, то и предотвратить аварию отключив неисправный объект в автоматическом режиме без участия персонала. Таким образом сводиться к минимуму участи персонала в производственном цикле, что снижает вероятность аварии по причине «человеческого фактора».

      Целью данного проекта является разработка автоматизированной системы управления технологическим прогрессом. Объектом исследования в работе является  система электропитания оборудования относящегося к 1 группе потребителей.

    Часть 1. Собственные нужды АЭС

    1.1 Потребители собственных нужд

    В составе оборудования атомной электростанции существует большое число потребителей электроэнергии. Для обеспечения  расхода на собственные нужды  на станции имеется соответствующая  сеть электроснабжения собственного расхода. Величина расхода на собственные  нужды зависит от типа станции. Наибольшее ее значение характерно для станций  с газовым теплоносителем в связи  с работой газодувки, что объясняется  прокачкой больших объемов теплоносителя  по развитому контуру реактор - парогенератор, причем для улучшения теплоотдачи  скорости газа приняты значительными, а поверхности нагрева оребрены, хотя это существенно увеличивает  сопротивление по тракту. Для томных электростанций с водным теплоносителем на собственные нужды меньше и составляет 4,5% от всей вырабатываемой электроэнергии для АЭС с ВВЭР и до 8% для АЭС с РБМК. Потребители собственных нужд неравномерны по величине расхода и неравноценны по допустимости возможного перерыва в питании. Потребителями собственного расхода являются также вентиляционные установки, насосы водоподготовки и др.

    В отношении допустимости перерыва в  питании все потребители собственного расхода подразделяются на четыре группы. Первая группа практически не допускает  перерыва в питании, в том числе  и при авариях - допустим перерыв в питании в пределах времени действия автоматики ввода резерва (АВР), но не более 1 с. К числу этих потребителей относятся приводы системы управления и защиты, системы питания . контрольно-измерительных приборов и автоматики, аварийное освещение. Вторая группа допускает перерыв в питании не более двух минут. К ней относятся механизмы, обеспечивающие расхолаживание реактора, например аварийные питательные насосы, маслонасосы турбогенераторов, аварийные насосы технической воды, вентиляторы рециркуляционных установок охлаждения помещений первого контура. К третьей группе потребителей относятся главные циркуляционные насосы, предъявляющие повышенные требования к надежности электроснабжения, хотя и допускающие перерыв в питании. Четвертая группа - все остальные потребители, не предъявляющие особых требований к электропитанию.

    1.2 Система надежного электропитания потребителей 1 группы

    Для электроснабжения потребителей, относящихся  к системам безопасности, на каждом энергоблоке предусмотрена система  надежного питания, которая включает в себя:

• секции 6 кВ
• дизель-генераторы (ДГ) мощностью 3,5 МВт каждый
• секции 0,4, кВ категории «А»
• секции 0,4 кВ категории «Б»
• обратимые преобразователи (устройства, которые при наличии питания заряжают АКБ, в противном случае питание от АКБ поступает в сеть);
• аккумуляторные батареи (для первой очереди по одной на блок; для второй очереди по две на блок).

    Секции 6 кВ надежного питания запитаны от секций нормальной эксплуатации и  имеют по два резервных питания: от резервного шинопровода и от дизель-генератора. Резервное питание на секции подается автоматически. Дизель-генераторы запускаются автоматически при исчезновении напряжения на секции. Секции 0,4 кВ категории «Б» запитываются от секций 6 кВ надежного питания через трансформатор мощностью 1 МВА. 
Секции О,4 кВ категории «А» запитываются через автоматический выключатель от секций 0,4 кВ категории «Б» и имеют резервное питание от аккумуляторной батареи через обратимый преобразователь. 
 
В нормальном режиме обратимые преобразователи работают в режиме под заряда аккумуляторной батареи. В аварийном режиме автоматический выключатель рабочего питания секции отключается, обратимый преобразователь переходит в обратный режим и обеспечивает питание секции от аккумуляторной батареи.

    1.3 Автоматизированная система управления и диагностики электроснабжения потребителей 1 группы

    Система аварийного электроснабжения является системой электроснабжения потребителей систем безопасности АС во всех режимах  работы станции, в том числе при  потере рабочих и резервных источников от энергосистемы, имеющей в своем  составе автономные источники электропитания, преобразовательные, распределительные  и коммутационные устройства. Необходимость  САЭ в системе собственных  нужд определяется только безопасностью  АС. Система аварийного электроснабжения по влиянию на безопасность и характеру  выполняемой функции является обеспечивающей системой безопасности.

    Для того чтобы САЭ могла выполнять  свои функции в соответствии с  различными проектными исходными событиями, она должна включать в свой состав автономные источники электроэнергии: аккумуляторные батареи и резервные  дизель-генераторные электростанции. Разрешается применение и других автономных источников питания при  технико-экономических обоснованиях.

    Система аварийного электроснабжения начинается на входных зажимах включателей  секций реакторной установки системы, используемых для ее подключения  к схеме собственных нужд нормальной эксплуатации, и заканчивается на входных зажимах электроприемников  потребителей первой и второй групп.

    АСУТП в целом и входящие в ее состав программно – технические средства должны обеспечивать выполнение высоких  требований, предъявляемых к управлению режимами подстанции, а также к контролю технологического оборудования.

    Указанное достигается:

• повышением быстроты и безошибочности действий персонала за счет представления ему более полной, достоверной и своевременной информации о режимах работы и состоянии основного и вспомогательного оборудования, в том числе для оперативного управления и ведения режимов;
• повышением уровня мониторинга технологических процессов в нормальных и аварийных режимах за счет охвата контролем всех основных участков подстанции;
• упрощением и удешевлением эксплуатации средств автоматизации подстанции;
• уменьшением количества отказов и их последствий за счет применения современных высоконадежных микропроцессорных устройств, развитых средств их самодиагностики и системных решений, учитывающих специфику ТП.

    Кроме того, техническими решениями должна обеспечиваться «живучесть» программно – технических средств, участвующих  в управлении подстанции (способность  системы выполнять свои функции  полностью или частично при неисправности  или локальных отказах), и их высокую  готовность к работе.

    Система управления предназначена для использования  в качестве:

• общеподстанционной автоматизированной информационной системы, обеспечивающей оперативный, эксплуатационный и административно-управленческий персонал подстанции информацией о ходе технологического процесса и состоянии оборудования;
• общеподстанционной автоматизированной системы управления, обеспечивающей управление основным и вспомогательным оборудованием подстанции в нормальных и аварийных режимах;
• подсистемы нижнего уровня иерархической системы технологического управления (АСТУ).

    Средствами  АСУ ТП решается совокупность задач контроля и управления ПС в нормальных и аномальных (в том числе, аварийных) режимах. Под аномальными режимами понимаются режимы, характеризуемые устойчивым выходом основных параметров за заданные допустимые пределы. Под аварийными режимами понимаются режимы, сопровождаемые работой устройств защиты и автоматики с принудительным изменением конфигурации электрической схемы аварийного участка.

    Система управления подстанцией реализует  следующие основные функции:

• управление коммутационными аппаратами в нормальных (оперативное переключение) и аварийных режимах;
• мониторинг технологических режимов и оборудования;
• передача необходимого объема информации в систему диспетчерского управления верхнего уровня.

    Для обеспечения безаварийной и согласованной  работы во всех крупных

    электрогенерирующих предприятиях должны быть интегрированы

    современные автоматизированные системы управления технологическими

    процессами  и режимами работы для получения своевременной технологической информации. Устаревшие системы сложно взаимодействуют со смежными системами станции, не имеют возможности подключения устройств третьих фирм. На многих предприятиях используются отечественные системы телеметрии, созданные 25-30 лет назад. Они выглядят совершенно устаревшими на фоне современной телекоммуникационной аппаратуры. Особенно нелогичным становится использование низкоскоростных каналов обмена технологической информацией, зачастую использующих в качестве среды передачи высоковольтные линии. Использование таких систем приводит к неполадкам в технических и функциональных характеристиках автоматизированных систем технологического управления, что ведет к ощутимым финансовым потерям на балансирующем рынке электроэнергии.

    Ключевыми критериями при выборе системы АСУ  ТП являются функциональная полнота, надежность работы оборудования и программного

    обеспечения, совокупная стоимость (цена системы  и ее обслуживание). В ОИК системы АСУ ТП генерирующих предприятий должны быть реализованы функции, основными из которых являются:

• сбор информации о текущих аналоговых и дискретных параметрах измеряемых величин и состоянии электрооборудования;

• импорт необходимых данных из АСУ ТП станции и ее различных подсистем;

• обеспечение возможности экспорта любых обрабатываемых параметров в SCADA-систему АСУ ТП станции;

• визуализация всех обрабатываемых параметров в режиме реального времени на клиентских рабочих местах станции в виде мнемосхем, цифровых индикаторов, гистограмм и графиков;

• архивирование  аналоговых и дискретных параметров с циклом от 1    секунды и более;

• контроль работоспособности всего технологического оборудования и индикация технологических и аварийных ситуаций на объектах нарушений.

    В то же время «Оперативно-информационный комплекс» системы АСУ ТП должен осуществлять бесперебойную передачу данных телеизмерений.

    Оперативно-диспетчерскому управлению (ОДУ) своего региона. Только часть из представленных сегодня на рынке программно-технических комплексов для построения системы ОИК способно обеспечить выполнение всех требований вышеупомянутых регламентов и сделать систему управления эффективным инструментом поддержки и оптимизации производственного процесса.

    Разработка  и внедрение интегрированных  автоматизированных систем управления на энергообъектах позволяет:

• Повысить надежность и качество электроснабжения потребителей, за счет сокращения числа аварийных ситуаций и ликвидации их последствий;
• Сократить число эксплуатационного персонала на объекте и/или перейти к работе без постоянного обслуживающего персонала;
• Повысить надежность управления подстанциями и станциями в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах;
• Своевременно предоставить оперативному персоналу достоверную информацию о ходе технологического процесса, состоянии оборудования и средств управления;
• Обеспечить персонал ретроспективной технологической информацией (регистрация событий, регистрация параметров технологического процесса) для анализа, оптимизации и планирования работы оборудования и его ремонта.

    Часть 2. Выбор структуры и оборудования систем

    2.1 Выбор схемы построения  АСУ ТП

Система управления имеет иерархическую 2-х  уровневую структуру.

• 1-ый уровень (базовый) образуют:

• МПРЗА – микропроцессорная релейная защита и автоматика;
• Датчики аналоговые;
• Микропроцессорные измерительные преобразователи;
• УСО – устройство связи с объектом;

    Данный  уровень реализует функции защиты и контроля оборудования, а также  оперативного управления коммутационными  аппаратами. Кроме того, устройства нижнего уровня формируют первичную  информацию нормального и аварийного режима, используемую на последующих  уровнях системы управления.

• 2-ой уровень (верхний) образуют:
• необслуживаемое устройство сбора и передачи данных (УСПД) обеспечивающий обмен информацией с устройствами базового уровня АСУТП, и передачу информации в SCADA-сервер АСУТП. Помимо этого УСПД обеспечивает синхронизацию времени в системе;
• SCADA-сервер АСУТП обеспечивающий обмен информацией с УСПД, для обработки, анализа поступающей информации, ведения баз данных а также визуализации работы оборудования;
• мобильное автоматизированное рабочее место (АРМ) дежурного, предназначенное для отображения необходимой информации, контроля и управления оборудованием подстанции и взаимодействия с терминалами МП РЗА (управление оборудованием). В состав АРМ дежурного входят следующие компоненты: переносной ПК (с установленным «клиентским» ПО), лазерный принтер (печать отчетов, …), матричный рулонный принтер (печать событий, …);
• мобильное автоматизированное рабочее место инженера-релейщика, предназначенное для контроля и управления терминалами МП РЗА (конфигурирование) В состав АРМ инженера-релейщика входят следующие компоненты: переносной ПК (с установленным ПО).

    На  рис. 1 представлена иерархическая структура АСУТП. 

    2.1.1 Верхний уровень АСУТП

    Верхний уровень АСУТП, решает задачи алгоритмизации и визуализации процессов управления.

    2.1.2 Базовый уровень АСУТП.

    К базовому уровню относятся устройства, непосредственно связанные с объектом управления. С их помощью обеспечивается сбор информации и выдача команд управления, необходимых для функционирования системы. К программно-техническим средствам нижнего уровня относится набор локальных микропроцессорных устройств (контроллеров), в том числе устройства измерения, сигнализации и управления, подключаемые к промышленным сетям передачи данных. К базовому уровню относятся также микропроцессорные устройства смежных подсистем, системы мониторинга и диагностики основного электротехнического оборудования, АИИС КУЭ (Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии), системы регистрации аварийных событий.

    2.1.3 Базовый уровень.  УСО

    Для организации работы всех вышеперечисленных  микропроцессорных устройств необходимо выбрать устройство связи с объектом (УСО).

    УСО – комплекс технических средств для организации контроля и управления оборудованием на подстанционном  уровне.

    Требования  к УСО:

• гибкость системы;
• надежность, простота монтажа, компактность;
• соотношение цена/качество;
• наличие ПЛК, для реализации локальных алгоритмов управления;
• управление и контроль оборудования по физическим каналам и через стандартные протоколы ModBus и IEC-60870-5-103;

    Рис. 2. Структура взаимодействия УСО с оборудованием 

    “SICAM miniRTU” – комплекс программно-технических средств для автоматизации объектов энергетики на базе контроллеров серии SIMATIC S7-200. Заявленная производителем наработка на отказ комплекса в целом составляет 10 лет.

    ПТК “SICAM miniRTU” выполняет функции:

• сбор информации о состоянии объекта управления по физическим каналам и с использованием различных интерфейсов;
• управления объектом  по физическим каналам и с использованием различных интерфейсов;
• передача информации на «верхний» уровень по различным интерфейсам;
• возможность реализации различных алгоритмов управления.

    ПТК “SICAM miniRTU” является гибкой системой для построения требуемой структуры АСУТП. В состав комплекса входит:

• центральный процессор (до 3 шт.);
• коммуникационный процессор TCM, для обмена данными с системой верхнего уровня;
• модули ввода/вывода, функциональные модули (до 7 на каждый центральный процессор);

    Возможные конфигурации  УСО “SICAM miniRTU” представлены в Таблица 1

    Таблица 1. Возможные конфигурации УСО “SICAM miniRTU”

    2.2 Выбор программного  комплекса

    Для создания АСУТП в работе используется следующее программное обеспечение:  Sicam Pas и Wincc. (программно-технические средства фирмы Siemens для “Оперативно-информационного комплекса” системы АСУ ТП генерирующих предприятий) (см. рис 4)

    Рис. 3

• Многофункциональные  измерительные приборы SIMEAS P500;

• SICAM PAS Fullserver RunTime & Configuration;

• Приложение SICAM PAS СС сбора, отображения и архивирования

   информации основанной на SCADA-система WinCC версии 6.2;

• Microsoft SQL server при WinCC, модуль Tag Logging;

• Дополнительный пакет WinCC/Web Navigator версии 6

• В качестве общесистемного программного обеспечения (ПО) используется Windows XP Professional SP3;

    • Microsoft Server 2003.

    2.2.1 SICAM PAS Fullserver RunTime & Configuration

    SICAM PAS – открытая модульная цифровая система телеконтроля и телеуправления для электроэнергетики. Модульная структура системы SICAM PAS обеспечивает высокую степень адаптируемости системы к специфике конкретных предприятий. SICAM PAS решает следующие задачи предлагаемого ОИК системы АСУ ТП:

    • обмен данными с подсистемами и центрами управления верхнего

     уровня  через многочисленные коммуникационные протоколы.

    • сбор данных процесса в режиме реального  времени.

    • визуализация данных процесса через  индивидуально разработанные

интерфейсы  пользователя, такие как общий  обзор, схемы подстанций, списки событий и т.д.

    • передачу данных процесса через OPC сервер.

    Через компонент OPC Client (клиент) система SICAM PAS обменивается данными с любым ОРС сервером, например, с драйверами протокола других производителей. OPC Server (сервер) осуществляет обмен данными с любым приложением, например, с системами визуализации процесса. Программное ядро SICAM PAS реализует функции конфигурирования, отладки и диагностики системы, сбора данных и преобразования протоколов, а также является OPC-сервером. Драйверы телекоммуникационных протоколов и OPC в режиме реального времени обеспечивают регистрацию измерительной информации и ее передачу на верхние уровни диспетчерского управления, сбора, отображения и архивирования информации основанной на SCADA-система WinCC версии 6.2. 
 
 

    2.2.2 SIMATIC WinCC

      Для организации человеко-машинного интерфейса ОИК системы АСУ ТП предлагается SICAM PAS СС использующий полнофункциональную версию SCADA-системы SIMATIC WinCC, дополненную модулями, специально разработанными для специфических задач оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике. SCADA-система SIMATIC WinCC предоставляет оперативному персоналу электрогенерирующих предприятий обширные возможности работы, а именно:

• следить  за технологическим процессом работы при помощи отображаемых на экране индикаторов, графиков, гистограмм, текстовых сообщений. При этом отображение обновляется при каждом изменении состояния процесса.

•   архивировать данные (Microsoft SQL server при WinCC), формировать отчеты, протоколировать действия пользователей;

    •    диагностировать оборудование;

    •    система аварийных сообщений автоматически оповестит о критическом

состоянии процесса. Если, например, превышено заранее заданное граничное значение, то на экране появится сообщение об этом;

• значения процесса могут быть распечатаны или сохранены в электронном виде. Это облегчает процесс документирования и позволяет анализировать технологические данные позднее.

Предлагаемые  опции WinCC для ОИК системы АСУ ТП:

    • WinCC/Server предназначен для построения распределенных архитектур

   клиент/сервер. Один сервер позволяет обеспечить доступ до 32 клиентов к оперативным и архивным данным, сообщениям, мнемосхемам и отчетам через сеть Ethernet TCP/IP.

    • WinCC/Redundancy позволяет организовать параллельную работу 2-х

     одноместных систем WinCC, 2-х WinCC SCADA-серверов или 2-х WinCC

      архивных серверов с функцией взаимного  мониторинга (см. рис. 5). 

    Рис. 4.

    При сбое в работе одной из WinCC станций управление системой передается резервной станции. В структурах клиент/сервер обеспечивается автоматическое переключение клиентов на резервный сервер, непрерывная работа оперативного управления всех WinCC станций. Механизм переключения на резервную станцию исключает возможность потери данных.

После устранения неисправностей автоматически выполняется синхронизация работы резервированной пары WinCC станций с передачей данных (данные процесса, архивы, пользовательские архивы, сообщения) из памяти работавшей станции в память включенной станции. Копирование данных в память восстановленной станции выполняется в фоновом режиме и не влияет на работу станций операторов.