Программно-технический комплекс

(51) МПК НАЦИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ(71) Заявитель Закрытое акционерное общество ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ(72) Авторы Карпик Александр Михайлович Королев Михаил Леонидович Лазарев Вячеслав Олегович Никишин Дмитрий Александрович Николаев Сергей Витальевич Новицкий Дмитрий Александрович Чадов Андрей Владимирович(73) Патентообладатель Закрытое акционерное общество ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ(57) 1. Программно-технический комплекс, содержащий центральное устройство и структурированную кабельную сеть, связывающую программно-технический комплекс с каналообразующим оборудованием каналов связи до диспетчерского центра и системами 101982014.08.30 автоматического управления мощностью энергоблоков электростанции, центральное устройство включает связанные внутренней локальной вычислительной сетью подсистему приема, обработки и передачи данных, предназначенную для осуществления информационного обмена и обработки данных, подсистему архивирования и конфигурирования,предназначенную для конфигурирования и наладки контроллеров, архивирования данных информационного обмена, получения диагностической информации, подсистему питания,предназначенную для обеспечения гарантированного питания подсистем, входящих в состав программно-технического комплекса, подсистему синхронизации времени, предназначенную для синхронизации системного времени контроллеров подсистемы приема,обработки и передачи данных и компьютеров подсистемы архивирования и конфигурирования со всемирным координированным временем. 2. Программно-технический комплекс по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно включает автоматизированное рабочее место дежурного инженера станции, которое подключается к внутренней сети комплекса и отображает состояние всех соединений по всем каналам связи с центральной координирующей системой автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности и системами автоматического управления мощностью энергоблоков электростанции. 3. Программно-технический комплекс по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно включает подсистему охлаждения основного оборудования.(56) 1.2010004792, МПК 06 1/2806 1/30, 2010. 2.64833, МПК 04 3/54, 2007. Полезная модель относится к области электроэнергетики и может быть использована в системах автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков активной мощности (АВРЧМ). Известно устройство для сбора, оценки и управления, являющееся частью СКАДАсистемы и используемое в распределительных сетях. Устройство предназначено для сбора, обработки аналоговых и цифровых сигналов, контроля работы оборудования в распределительных сетях через коммуникационные порты и стандартные коммуникационные протоколы управления программным обеспечением без преобразования данных через коммуникационные порты 1. Известное устройство обладает минимальными функциональными возможностями и не обеспечивает требуемую надежность за счет полного дублирования. Известное устройство не подразумевает конкретного технического решения для приемо-передающего устройства станционного уровня, являющегося звеном системы АРЧМ, и подобная конструкция не может быть использована для решения задач полезной модели. Наиболее близким техническим решением к заявляемой полезной модели является сеть приема и передачи управляющей информации для управляющих систем, включающая каналы телемеханики (цифровую и аналоговую аппаратуру связи), аппаратуру телемеханики, выполненную на базе промышленных логических контроллеров (ПЛК) и установленную на энергообъектах управления ОЭС (электростанциях и подстанциях), которой являются комплексы приема-передачи управляющей информации (КППУ). Комплекс приема-передачи управляющей информации (КППУ ПС) выполнен на базе программируемых логических контроллеров (ПЛК) и установлен на объектах управления,предназначен для приема и передачи управляющей информации, т.е. обеспечивает обмен информацией с верхним уровнем управляющих систем в электроэнергетике (ЦС АВРЧМ,ЦРН и ПА). В зависимости от выполняемых задач КППУ включает модули коммуника 2 101982014.08.30 ционные модули обмена по интерфейсу -232/-422/-485, , ,модули аналогового или дискретного ввода-вывода. Сеть является независимой, включает станции приема-передачи управляющей информации (СППУ), выполненные на базе промышленных логических контроллеров (ПЛК) и установленные на диспетчерских пунктах объединенных энергосистем (ДП ОЭС), в качестве протоколов обмена данными устройств телемеханики в сети используются протоколы 2. Недостатком известного технического решения является недостаточная точность регулирования мощности. В сети обеспечивается точность регулирования до 1 МВт, что является недостаточным для использования ее в системах автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков активной мощности (АВРЧМ). Кроме того, в сети используется международный протокол информационного обмена, в то время как согласно утвержденным техническим требованиям Системного Оператора РФ, предъявляемым к таким устройствам, для передачи данных должны использоваться международные протоколы ГОСТ Р-МЭК 60870-5-101 и ГОСТ Р-МЭК 60870-5-104. Использование этих протоколов позволяет унифицировать информационный обмен в системах диспетчерского управления энергетической системы. Эти протоколы в отличие отразработаны международной электротехнической комиссией по стандартизации. По мере повышения требований к качеству электроэнергии (точность поддержания частоты тока в энергосистеме) встал вопрос о привлечении крупных тепловых электростанций к участию в регулировании частоты и перетоков мощности в энергосистеме. Для осуществления такого автоматического регулирования электростанция, как звено системы АРЧМ, должна быть оснащена устройством приема/передачи информации между диспетчерским центром и системой управления мощностью энергоблоков, поэтому возникла необходимость в создании подобных устройств. Техническая задача, на решение которой направлена заявляемая полезная модель, состоит в организации информационного обмена между центральной координирующей системой АВРЧМ и системами автоматического управления мощностью энергоблоков в обоих направлениях с использованием международных энергетических протоколов ГОСТ Р-МЭК 60870-5-101 (ГОСТ Р-МЭК 60870-5-104) без ухудшения точности первичных измерений и при обеспечении надежности такого информационного обмена. Поставленная техническая задача решается тем, что, согласно предложенной полезной модели, программно-технический комплекс содержит центральное устройство и структурированную кабельную сеть, связывающую программно-технический комплекс с каналообразующим оборудованием каналов связи до диспетчерского центра и системами автоматического управления мощностью энергоблоков электростанции, центральное устройство включает связанные внутренней локальной вычислительной сетью подсистему приема, обработки и передачи данных, предназначенную для осуществления информационного обмена и обработки данных, подсистему архивирования и конфигурирования,предназначенную для конфигурирования и наладки контроллеров, архивирования данных информационного обмена, получения диагностической информации, подсистему питания,предназначенную для обеспечения гарантированного питания подсистем, входящих в состав программно-технического комплекса, подсистему синхронизации времени, предназначенную для синхронизации системного времени контроллеров подсистемы приема,обработки и передачи данных и компьютеров подсистемы архивирования и конфигурирования со всемирным координированным временем. Кроме того, дополнительно включает автоматизированное рабочее место дежурного инженера станции, которое подключается к внутренней сети комплекса и отображает состояние всех соединений по всем каналам связи с центральной координирующей системой автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности и системами автоматического управления мощностью энергоблоков электростанции. Кроме того, дополнительно включает подсистему охлаждения основного оборудования. 3 101982014.08.30 Технический результат, достижение которого обеспечивается реализацией всей заявленной совокупности существенных признаков, состоит в обеспечении надежного круглосуточного и непрерывного информационного обмена между центральной координирующей станцией и системами управления мощностью энергоблоков по международным протоколам ГОСТ Р-МЭК 60870-5-101 (ГОСТ Р-МЭК 60870-5-104), что обеспечивает возможность участия электростанции в регулировании частоты в качестве звена общей системы АВРЧМ. Сущность заявленной полезной модели поясняется фигурами, где на фиг. 1 представлена структурная схема общей системы автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности на фиг. 2 представлена блок-схема программно-технического комплекса Станция на фиг. 3 приведен пример схемы внутреннего резервирования оборудования подсистемы приема, обработки и передачи информации на фиг. 4 приведен пример схемы внешнего резервирования оборудования подсистемы приема, обработки и передачи информации на фиг. 5 приведен пример схемы питания ПТК с использованием источников бесперебойного питания (ИБП) на фиг. 6 приведен пример схемы питания ПТК без использования источников бесперебойного питания (ИБП) на фиг. 7 приведен пример структурной схемы подсистемы синхронизации времени при реализации с антенной и приемником /ГЛОНАСС на фиг. 8 приведен пример структурной схемы подсистемы синхронизации времени при реализации со сторонним сервером точного времени на фиг. 9, 10 приведен пример компоновки ЦУ программно-технического комплекса с использованием контроллеров фирмына фиг. 11, 12 приведен пример компоновки ЦУ программно-технического комплекса с использованием контроллеров фирмы . Фигуры включают следующие позиции 1 - центральная координирующая система автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности (ЦКС АРЧМ) 2 - программно-технический комплекс (станционный терминал системы автоматического вторичного регулирования частоты и мощности) 3 - системы автоматического управления мощностью энергоблоков электростанций(САУМ) 4 - структурированные кабельные сети (СКС) 5 - центральное устройство ПТК 6 - подсистема приема, обработки и передачи данных 7 - подсистема архивирования и конфигурирования 8 - подсистема питания 9 - подсистема синхронизации времени 10 - автоматизированное рабочее место дежурного инженера станции (АРМ ДИС) 11 - подсистема охлаждения основного оборудования 12 - промышленные контроллеры управления 13 - система ввода/вывода 14 - персональные компьютеры или серверы 15 - источники бесперебойного питания 16 - источники питания контроллеров и другого оборудования 17 - автоматические выключатели 18 - автоматический переключатель электрической нагрузки 19 - антенна и приемник /ГЛОНАСС 20 - сервер точного времени 4 101982014.08.30 21 кондиционер 22 - маршрутизатор 23 - -коммутатор 24 - консоль(монитор, клавиатура, мышь, объединенные в одно устройство) 25 - сервер программного обеспечения 26 - сервер архивов 27 - монтажный шкаф 28 - распределительный блок 29 - аккумуляторный блок 30 - патч-панель 31 - оптическая полка (оптический кросс) 32 - шасси с преобразователями интерфейсов 33 - диодная развязка 24 В. Авторы используют в описании следующие сокращения АВРЧМ - система автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности ЦКС АВРЧМ - центральная координирующая система автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности САУМ - система автоматического управления мощностью энергоблоков электростанции СКС - структурированные кабельные сети ЦППС АВРЧМ - центральная приемо-передающая станция системы автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности ЦУ - центральное устройство станционного терминала системы автоматического вторичного регулирования частоты и мощности АРМ ДИС - автоматизированное рабочее место дежурного инженера ИБП - источник бесперебойного питания ПТК - программно-технический комплекс. Заявляемый программно-технический комплекс является компонентом общей системы автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности (АВРЧМ)(фиг. 1), включающей центральную координирующую систему 1 автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности (ЦКС АВРЧМ), станционный терминал АВРЧМ 2, системы 3 автоматического управления мощностью энергоблоков электростанций (САУМ). Между удаленным диспетчерским центром, в котором расположена ЦКС АВРЧМ, и центральным устройством ПТК 5 организуются два выделенных канала связи. ПТК 2 выполняет функции связующего звена в информационном обмене между центральной координирующей системой (ЦКС) АВРЧМ и системами автоматического управления мощностью (САУМ) энергоблоков электростанции и связан с ЦКС АВРЧМ и САУМ структурированными кабельными сетями (СКС) 4. СКС входят в состав ПТК и строятся от мультиплексоров (устройств, позволяющих передавать по одной коммуникационной линии или каналу передачи одновременно несколько различных потоков данных) до ЦУ ПТК и от ЦУ ПТК до САУМ энергоблоков. Границами ПТК (зоной ответственности) являются интерфейсы мультиплексоров на участке ПТК - ЦС/ЦКС АВРЧМ и интерфейсы САУМ энергоблоков электростанции на участке ПТК - САУМ, показанные на фиг. 1 в виде двойной стрелки. Заявляемый ПТК 2 содержит центральное устройство и структурированную кабельную сеть. Центральное устройство 5 (ЦУ) включает связанные каналами связи подсистему 6 приема, обработки и передачи данных, подсистему 7 архивирования и конфигурирования,подсистему 8 питания, подсистему 9 синхронизации времени. Кроме того, ПТК может дополнительно включать автоматизированное рабочее место 10 дежурного инженера станции (АРМ ДИС), подключаемое к внутренней сети ЦУ ПТК,5 101982014.08.30 а также подсистему 11 охлаждения основного оборудования, предназначенную для поддержания температурного режима центрального устройства ПТК. Подсистема 6 приема, обработки и передачи данных предназначена для осуществления информационного обмена и обработки данных. Для информационного обмена между центральной координирующей системой 1 автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности (ЦКС АРЧМ) и ПТК 2 используются международные протоколы информационного обмена ГОСТ Р-МЭК 60870-5-101 (или ГОСТ Р-МЭК 60870-5-104). Для информационного обмена между ПТК 2 и системой 3 автоматического управления мощностью (САУМ) энергоблоков электростанции используются международные протоколы ГОСТ Р-МЭК 60870-5-101,или другой, который может обеспечивать класс достоверности данных в соответствии с ГОСТ Р МЭК 870-4 не ниже 12(вероятность необнаруженных ошибок не более 10-10 для частоты искажения бита в среде передачи не более 10-4). ПТК принимает от САУМ энергоблоков и передает в центральную приемо-передающую станцию АВРЧМ в качестве телеинформации следующие сигналы и измерения активная мощность энергоблока отклонение частоты сети от 50 Гц задание плановой мощности энергоблока задание вторичной мощности энергоблока сигнал готовности энергоблока на загрузку сигнал готовности энергоблока на разгрузку разрешение на удаленное управление энергоблоком сигнал подтверждения энергоблок в удаленном управлении сигнал достижения верхнего предела диапазона вторичного регулирования энергоблока сигнал достижения нижнего предела диапазона вторичного регулирования энергоблока диапазон вторичного регулирования энергоблока на загрузку диапазон вторичного регулирования энергоблока на разгрузку статизм САУМ энергоблока зона нечувствительности. ПТК принимает от центральной приемо-передающей станции АВРЧМ и передает в САУМ энергоблоков качестве информации следующие сигналы и измерения задание вторичной мощности энергоблока сигнал запроса на удаленное управление энергоблоком. Состав телеинформации может изменяться в зависимости от технических требований. Подсистема 6 приема, обработки и передачи данных (фиг. 2) содержит контроллеры управления 12, в качестве которых могут применяться промышленные контроллеры различных производителей, систему 13 ввода/вывода, включающую контроллеры ввода/вывода и шину информационного обмена или локальную вычислительную сеть. Система ввода/вывода, как правило, зависит от выбора производителя контроллеров. В некоторых реализациях контроллеры управления могут включать в себя систему ввода/вывода. Структурированные кабельные сети 4 состоят из различного оборудования, в том числе кабелей, конвертеров, маршрутизаторов, коммутаторов. На фиг. 3 и фиг. 4 схематично показаны примеры возможных схем внутреннего и внешнего резервирования оборудования подсистемы приема, обработки и передачи информации соответственно. В зависимости от выбранного производителя промышленных контроллеров и системы ввода/вывода конкретная реализация этой схемы может отличаться от представленного примера. Из фигур видно, что каждая из двух систем ввода/вывода может опрашиваться каждым из двух промышленных контроллеров 12, а резервированные контроллеры обмениваются информацией друг с другом (фиг. 3). В свою очередь,6 101982014.08.30 контроллеры ввода/вывода 13 - основной и резервный - по двум каналам связи осуществляют информационный обмен с САУМ энергоблоков 3 (фиг. 4). Схема построена таким образом, что выход из строя любого контроллера или обрыв любой из линий не приводит к потере работоспособности комплекса. Вместо неисправного контроллера на время его замены или ремонта в работу будет включен резервный контроллер, работающий с ним параллельно. При обрыве любой линии связи в комплексе предусмотрены альтернативные маршруты через резервные линии связи и резервное каналообразующее оборудование, которые позволят передать и принять данные с объектов автоматизации без перерыва в связи. Сетевое оборудование, входящее в подсистему 6 приема, обработки и передачи информации, необходимо для построения СКС, а также для организации внутренней сети ПТК. Программное обеспечение, загружаемое в память промышленных контроллеров и некоторых сетевых устройств (если такие имеются), является неотъемлемой частью ПТК и служит для работы с данными. Кроме приемо-передающих функций программным обеспечением ПТК, загружаемым в контроллеры, выполняется также функция обработки данных. Кроме основного информационного обмена подсистема 6 приема обработки и передачи данных осуществляет также информационный обмен с автоматизированным рабочим местом 10 дежурного инженера станции (АРМ ДИС), предоставляя возможность для оперативного мониторинга. Подсистема 7 архивирования и конфигурирования представляет собой персональный компьютер или сервер 14 и предназначена для конфигурирования и наладки контроллеров и автоматизированного рабочего места 10 дежурного инженера станции АРМ ДИС (если оно есть), архивирования данных информационного обмена, а также получения диагностической информации. Подсистема 7 архивирования и конфигурирования позволяет архивировать данные всего объема информационного обмена как получаемые с основных контроллеров ввода/вывода, так и с резервных - с периодичностью одна секунда. Кроме того, подсистема 7 архивирования и конфигурирования предоставляет человеко-машинный интерфейс для оперативной диагностики состояния ПТК в целом и по отдельным его узлам. В зависимости от местных условий реализация подсистемы архивирования и конфигурирования может быть разной в частности, она может состоять из двух серверов для резервирования архива или из одного персонального компьютера в условиях ограниченного финансирования. Часто функции конфигурирования и архивирования разнесены на разные компьютеры. Подсистема 8 питания ПТК предназначена для обеспечения гарантированного питания оборудования других подсистем, входящих в состав программно-технического комплекса. В подсистему 8 питания могут входить источники 15 бесперебойного питания с аккумуляторными батареями, источники 16 питания контроллеров и другого оборудования постоянного тока, автоматические переключатели 18 электрической нагрузки для обеспечения безударного перехода с основного ввода питания на резервный, автоматические выключатели 17 для предотвращения превышения допустимых токов при неисправностях и для предоставления возможности отключения части оборудования от электрической сети с целью замены или ремонта. Подсистема 8 питания проектируется в каждом случае с учетом индивидуальных особенностей конкретного конструктивного исполнения ПТК. Схема подсистемы питания во многом будет зависеть от того, как реализованы вводы питания в шкаф ЦУ ПТК, от наличия или отсутствия подсистемы охлаждения основного оборудования в составе ПТК,предъявляемых требований по количеству времени автономной работы. Примеры возможных схем питания с источниками бесперебойного питания и без них приведены на фиг. 5 и 6 соответственно. Подсистема 9 синхронизации времени может состоять из антенны и приемника/ 19 или получать сигнал от сервера 20 точного времени, существующего 7 101982014.08.30 на электростанции. Если система состоит из собственных антенны и приемника/, то сервер точного времени разворачивается на одном из компьютеров подсистемы 7 архивирования и конфигурирования. Если на станции имеется любой другой источник точного времени, то подсистема 9 синхронизации времени может состоять из структурированной кабельной сети (СКС) до этого источника и программного обеспечения, способного работать с протоколом сервера точного времени. Под синхронизацией времени ПТК понимается синхронизация системного времени контроллеров 12 подсистемы приема, обработки и передачи данных и компьютеров 14 подсистемы 7 архивирования и конфигурирования и АРМ ДИС 10 (если оно есть) с всемирным координированным временем (, ). На фиг. 7 и 8 представлены примеры возможных структурных схем подсистемы синхронизации времени. На фиг. 7 приведен пример структурной схемы подсистемы синхронизации времени при реализации с антенной и приемником / 19. На фиг. 8 приведен пример структурной схемы подсистемы синхронизации времени при реализации со сторонним сервером точного времени. Для оперативной диагностики работоспособности ПТК, доступа к архивам предусматривается возможность установки удаленного автоматизированного рабочего места 10 дежурного инженера станции. Автоматизированное рабочее место 10 дежурного инженера станции (АРМ ДИС) подключается к внутренней сети ЦУ ПТК и отображает состояние всех соединений по всем каналам связи как с САУМ энергоблоков 3 (основной, резервный каналы), так и с диспетчерским центром 1. Также с помощью интерфейса пользователя предоставляется возможность получать доступ к архивам и отчетам в том же объеме, что и с архивной станции. Подсистема 10 охлаждения основного оборудования предназначена для обеспечения необходимого температурного режима ЦУ ПТК и представляет из себя кондиционер, устанавливаемый на шкаф, в котором размещено основное оборудование ЦУ. Подсистема 10 охлаждения основного оборудования - вспомогательная, ее необходимость определяется исходя из внешних условий размещения ПТК, существующих на электростанции. При наличии этой подсистемы учитывается ее мощность при построении подсистемы гарантированного питания 8. Программно-технический комплекс был внедрен на нескольких крупнейших электростанциях России и показал свою работоспособность в период опытной и промышленной эксплуатации. В качестве примера на фиг. 9-12 показаны возможные компоновки ПТК с различными вариантами производителей основного оборудования. Различие этих вариантов заключается в разной реализации системы ввода/вывода, схем резервирования, питания контроллеров при сохранении полной функциональности программно-технического комплекса. Национальный центр интеллектуальной собственности. 220034, г. Минск, ул. Козлова, 20. 12