9 сем / АСУ ТП билеты

1.Основные функции АСУ ТП. Основные технологические функции

Автоматизированная система управления или АСУ — комплекс аппаратных и программных средств, предназначенный для управления различными процессами в рамках технологического процесса, производства, предприятия.

Функции АСУ ТП разделяются на технологические и общесистемные. Технологические функции обеспечивают решение задач мониторинга за состоянием технологического оборудования и управления технологическим процессом передачи и распределения электроэнергии.

Технологические функции АСУ ТП:

1.Измерение, преобразование, сбор аналоговой и дискретной информации о текущих технологических режимах и состоянии оборудования.

2.Представление текущей и архивной информации оперативному персоналу и другим пользователям на ПС (контроль и визуализация состояния оборудования ПС).

3.Автоматизированное управление оборудованием ПС (в том числе удаленное).

4.Программные блокировки управления коммутационной аппаратурой (оперативная логическая блокировка КА).

5.Технологическая предупредительная и аварийная сигнализации: контроль, регистрация предупредительных и аварийных сигналов, контроль отклонения аналоговых параметров за предупредительные и аварийные пределы, вывод аварийных и предупредительных сигналов на АРМ, фильтрация, обработка.

6.Расчет баланса мощности на шинах ПС.

7.Контроль климатических условий снаружи, в помещениях и отдельно стоящих зданиях.

2.Основные функции АСУ ТП. Основные общесистемные функции

Автоматизированная система управления или АСУ — комплекс аппаратных и программных средств, предназначенный для управления различными процессами в рамках технологического процесса, производства, предприятия.

Функции АСУ ТП разделяются на технологические и общесистемные. Общесистемные функции обеспечивают решение задач

непосредственно не связанных с технологическими, но необходимых для функционирования АСУ ТП.

Общесистемные функции АСУ ТП:

1.Организация внутрисистемных и межсистемных коммуникаций, обработка и передача информации на смежные и вышестоящие уровни.

2.Тестирование и самодиагностика программной, аппаратной и канальной (сетевой) части компонентов ПТК, в том числе каналов вводавывода и передачи информации.

3.Синхронизация компонентов ПТК и интегрируемых в АСУ ТП автономных цифровых систем по сигналам системы единого времени.

4.Архивирование и хранение информации в заданных форматах и за заданные интервалы времени.

5.Защита от несанкционированного доступа, информационная безопасность и разграничение прав (уровней) доступа к АСУ ТП.

6.Антивирусная защита программного обеспечения АРМ и серверов верхнего и среднего уровня АСУ ТП.

7.Документирование, формирование и печать отчетов, рапортов и протоколов в заданной форме, ведение оперативной базы данных, суточной ведомости и оперативного журнала.

8.Автоматизированное конфигурирование и параметрирование (с предоставлением информационной модели).

9.Расчет необходимых агрегированных и/или производных значений (среднее, интегральное и т.п.).

3.Обмен информацией с верхними уровнями управления СО ЕЭС и

ФСК ЕЭС

Горелик очень сильно любит эту схему

АСТУ – автоматизированная система технологического управления АСДУ – автоматизированная система диспетчерского управления МЭС – межрегиональная энергосистема ПМЭС – промышленная межрегиональная энергосистема

СОТИ АССО – система обмена технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора

Каждая из подстанций предоставляет свои средства для участия в обеспечении процессов функционирования ЕЭС в целом, что иллюстрируется укрупнённой диаграммой, приведённой на рис. 1.6.

При сохранении существующих в настоящее время подходов к построению структур иерархических систем технологического управления сетями будут сохраняться и усугубляться проблемы, связанные с необходимостью поднимать практически всю информацию с подстанций на верхний уровень – уровень выполнения соответствующего процесса, поскольку для выполнения каждого процесса необходимо либо хранить всю поступившую ранее информацию, либо каждый раз выполнять запрос на передачу полного пакета актуальной на данный момент информации от каждой подстанции. Объём такого обмена весьма большой, а степень полезного использования этого потока информации может оказаться малой. Наличие большого объёма локальной технологической информации (оперативной и неоперативной) и возможность использования собственных вычислительных мощностей для выполнения предварительной обработки и сохранения этой информации создают предпосылки для организации распределённого решения различных функциональных задач. При этом отпадает необходимость передачи значительного объёма информации, вместо которой должны передаваться преимущественно результаты решения соответствующих задач.

4.Структура АСУ ТП. 1,2,3 архитектура.

Согласно новым разрабатываемым стандартам структура АСУ ТП должна содержать три уровня программно-технических средств: полевой

уровень, уровень присоединения, подстанционный уровень.

Полевой уровень должен включать в себя первичные датчики, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, объединяющие устройства, устройства связи с объектом (УСО), устанавливаемые в непосредственной близости от электроэнергетического объекта.

На уровне присоединения ПТК (программно-технический комплекс) АСУ ТП должны использоваться устройства:

•измерительные преобразователи;

•контроллеры присоединения и УСО;

•концентраторы РЗА/СКСУ;

•смежные системы (РЗА, ПА, АИИС КУЭ и др.).

К подстанционному уровню должны относиться средства передачи, централизованного хранения и представления информации, средства локальной вычислительной сети, объединяющей рабочие станции системы, АРМ оперативного и инженерно–технического персонала. В качестве подстанционного уровня ПТК АСУ ТП должен использовать устройства:

•АРМ;

•сервер АСУ;

•сервер ТМ/СКСУ;

-Возможность вывода одновременно первичного и вторичного оборудования;

-Возможность применения различных протоколов передачи данных; - Применение резервирования ЛВС RSTP или PRP.

Недостатки:

-Большая цена;

-Большое количество устройств;

-Огромное! Количество медного контрольного кабеля;

-Применение в некоторых решениях закрытых протоколов и невозможность простой модернизации систем.

Архитектура построения АСУТП II типа. Информационное взаимодействие между ИЭУ выполняется при помощи объектноориентированных сообщений (протокол GOOSE), согласно стандарту МЭК 61850-8-1; информационный обмен со станционным уровнем (SCADA) осуществляется по цифровому протоколу MMS; измерения тока и напряжения передаются в виде электрических аналоговых сигналов с использованием контрольных кабелей.

Достоинства:

-Надежность;

-Существенное сокращение объема медного контрольного кабеля;

-Применение серии протоколов МЭК61850 (GOOSE, MMS);

-Уменьшение количества шкафов в ОПУ (ШКП один шкаф на класс напряжения);

-Применение резервирования сети PRP и различных топологий ЛВС;

-Возможность применения типовых решений и типовых шкафов ПАО «ФСК ЕЭС».

Недостатки:

-Большое количество устройств.

Архитектура построения АСУТП III типа. Информационное взаимодействие между ИЭУ РЗА выполняется при помощи объектноориентированных сообщений (протокол GOOSE), согласно стандарту МЭК 61850-8-1; информация от измерительных устройств тока и напряжения передается в цифровом виде с использованием протокола передачи мгновенных значений (SV), согласно стандарту МЭК 61850-9-2; информационный обмен со станционным уровнем (SCADA) осуществляется по цифровому протоколу MMS.

Достоинства:

-Существенное сокращение объема медного контрольного кабеля и медного аналогового кабеля;

-Применение серии протоколов МЭК61850 (GOOSE, MMS, SV);

-Уменьшение количества шкафов в ОПУ (ШКП один шкаф на класс напряжения);

-Применение резервирования сети PRP и различных топологий ЛВС;

-Возможность применения типовых решений и типовых шкафов ПАО «ФСК ЕЭС».

Недостатки:

-Большое количество устройств.

-Сложная структура сети.