Приложение Г (рекомендуемое). Краткие описания и характеристики функций ПТК АСУ ТП ТЭС

Приложение Г
(рекомендуемое)

Краткие описания и характеристики функций ПТК АСУ ТП ТЭС

Г.1. Информационные функции

Г.1.1. Сбор и первичная обработка информации

Г.1.1.1. Программно-технический комплекс должен обеспечивать:

- прием и первичную обработку аналоговой и дискретной информации от традиционных датчиков аналоговых и дискретных сигналов;

- прием (обмен) и первичную обработку значений аналоговых параметров, дискретной информации и команд по цифровым линиям связи от интеллектуальных датчиков и исполнительных механизмов, а также от других ПТК, входящих в АСУ ТП ТЭС, и от АСДУ;

- прием (обмен) и первичную обработку информации и команд от приемопередающих устройств телемеханической связи, установленных на ТЭС;

- прием (при необходимости обмен) и первичную обработку информации и команд от автономных подсистем автоматического управления.

Г.1.1.2. Должны быть предусмотрены автоматическая диагностика технических и программных средств ПТК и проверка достоверности входной информации с выдачей соответствующих сигналов предупредительной сигнализации и сообщений, а также возможность автоматического вывода из работы сигналов от неисправных датчиков, используемых в контурах управления (ТЗ, АР, ЛУ). При отказах модулей УСО (и после их устранения), выявленных алгоритмами самодиагностики, должны формироваться соответствующие признаки недостоверности (достоверности) входной информации.

Г.1.2. Сбор и первичная обработка аналоговых сигналов

Г.1.2.1. Программно-технический комплекс должен обеспечивать сбор и обработку аналоговых сигналов от датчиков и других источников информации, а также выходных каналов УСО других ПТК.

Перечень и характеристики входных аналоговых сигналов приведены в таблице Б.1 Приложения Б. Аналоговая информация должна включать следующие группы измерений:

- теплоэнергетические (температура, давление, разность давлений, расход и количество жидкости, газа, пара, уровень жидкости);

- механические (вибрация, относительные перемещения, положения исполнительных механизмов);

- электрические (активная и реактивная мощность, ток, напряжение, частота, выработка и потребление электроэнергии);

- состава газов (концентрация отдельных составляющих в смеси газов);

- контроль качества воды, пара, конденсата, концентрации и состава растворов (электрическая проводимость, pH и т.п.).

Как правило, должен осуществляться однократный ввод аналоговых сигналов через соответствующие УСО с различными циклами опроса датчиков (от 1,0 мс до 30,0 с) в зависимости от технологической значимости и динамических свойств сигналов (параметров).

Г.1.2.2. Производится:

- опрос датчиков и других источников информации;

- проверка достоверности информации и сглаживание измеренных значений в соответствии с требованиями технологических алгоритмов;

- масштабирование, линеаризация и вычисление неизмеряемых значений параметров (например, извлечение квадратного корня и коррекция расхода по температуре и давлению среды);

- формирование массивов достоверной аналоговой информации;

- проверка выхода достоверных значений параметров за значения уставок срабатывания технологических защит;

- формирование сигналов технологической сигнализации при выходе измеренных параметров за значения уставок срабатывания технологических защит;

- формирование признаков существенных изменений значений аналоговых параметров (например, более по отношению к значению параметра в предыдущем цикле опроса).

Для сигналов термопреобразователей производится лианеризация характеристик в соответствии со стандартными градуировками и вводится поправка на изменение температуры холодных спаев.

Г.1.2.3. По обеспечению надежности результатов все измерения, как правило, подразделяются на три группы:

- измерения высшей группы надежности, для которых используются три датчика с последующим выделением достоверного значения;

- измерения повышенной группы надежности, для которых используются два датчика с последующим выделением достоверного значения;

- прочие измерения, для которых используется один датчик.

Для ввода в ПТК измерений высшей и повышенной групп датчики должны подключаться к разным контроллерам и (или) модулям УСО, которые в требуемых случаях должны получать электропитание от независимых источников.

Г.1.2.4. Контроль достоверности аналоговой информации может производиться по следующим критериям:

- снижение значения токового сигнала ниже 4 мА - для унифицированных токовых сигналов 4-20 мА;

- достижение предельных значений измеряемых параметров (границы шкалы датчика и канала);

- функциональная зависимость между значениями аналоговых параметров и логической связи между аналоговыми и дискретными параметрами;

- сопоставление сигналов от дублированных или троированных датчиков аналоговых параметров;

- превышение скорости изменения отдельных параметров заданных значений.

Контроль достоверности, как правило, должен проводиться с циклом ввода аналоговых сигналов. Для каждого из дублированных или троированных каналов должны предусматриваться процедуры выявления недостоверных значений. Недостоверность фиксируется индивидуально по каждому каналу, квалифицируется как событие и регистрируется функцией "Регистрация событий" (РС).

В случае недостоверности по всем каналам (одному, двум или трем) одного параметра должен быть сформирован обобщенный признак недостоверности параметра, который квалифицируется как событие и регистрируется функцией РС. На основе достоверных значений одного параметра, полученных по двум или трем каналам, в каждом цикле опроса формируется текущее результирующее значение параметра. Это результирующее значение должно вычисляться в соответствии с техническим заданием на АСУ ТП.

Г.1.2.5. Контроль отклонения достоверных сигналов за технологические уставки, как правило, должен выполняться с циклом их ввода либо с периодом запуска программы проверки на достоверность. Для каждого сигнала должна предусматриваться возможность задания четырех и более технологических уставок (на повышение или понижение в любой комбинации). Значения аналоговых параметров, для которых существуют технологические уставки, должны контролироваться на выход за установленные пределы и возвращение к норме. Должны формироваться признаки выхода за уставку и возвращения к норме с исключением "дребезга" за счет ввода зоны возврата, которая задается при разработке системы и ее настройке. Признаки отклонения за уставку фиксируются, квалифицируются как события и регистрируются функцией РС.

Г.1.2.6. Коррекция значений параметров для отдельных сигналов, перечисляемых в задании на конкретную АСУ ТП, выполняется расчетным путем с циклом их ввода в ПТК.

Г.1.2.7. Для формирования признаков существенных изменений значений аналоговых параметров, которые регистрируются функцией РС и могут использоваться в различных функциях (например, в функции "Регистрация электротехнических параметров технологического процесса"), должна быть предусмотрена возможность задания значения апертуры:

- отдельно для каждого параметра;

- отдельно для каждого из типов параметров (ток, напряжение, частота, температура, расход, давление и т.п.);

- общей для всех параметров.

Г.1.3. Сбор и обработка дискретных сигналов

Программно-технический комплекс должен обеспечивать сбор и обработку дискретных сигналов от контактных устройств (например, в схемах управления коммутационных аппаратов, запорных и регулирующих органов, механизмов собственных нужд, двухпозиционных датчиков, а также выходных каналов УСО других ПТК) без дополнительных преобразователей.

Дискретные сигналы подразделяются на пассивные и инициативные.

Пассивные дискретные сигналы вводятся в ПТК с циклом опроса 0,5 с и более. Привязка этих дискретных сигналов к системному времени ПТК обеспечивается с точностью не менее периода запуска программы обработки.

Инициативные сигналы вводятся в ПТК с малым циклом опроса и обработки (0,5-10 мс) либо специализированными модулями. Должна обеспечиваться высокая точность привязки времени поступления инициативных сигналов к системному времени ПТК и незамедлительная соответствующая обработка каждого из поступивших инициативных сигналов.

Г.1.3.1. Сбор и обработка пассивных сигналов

Данная функция выполняется периодически. Циклы опроса задаются разработчиком АСУ ТП и могут быть изменены в процессе эксплуатации. Ввод дискретных сигналов должен производиться соответствующими модулями УСО по перечню, составляемому разработчиком АСУ ТП. Значения пассивных дискретных сигналов ("0" или "1") в каждом цикле сбора записываются во входном информационном массиве, проверяются на достоверность и обрабатываются.

Первичная обработка дискретных сигналов заключается в анализе сочетаний отдельных сигналов, характеризующих текущее состояние объектов контроля, и формировании кодов текущих состояний этих объектов.

Контроль достоверности в большинстве случаев заключается в выявлении недопустимых сочетаний сигналов (например, от двух концевых выключателей задвижки). При необходимости должна обеспечиваться возможность контроля достоверности отдельных дискретных сигналов по специальным алгоритмам, разрабатываемым при создании АСУ ТП.

При необходимости аппаратно-программными средствами производится контроль обрыва и (или) короткого замыкания линии связи от наиболее ответственных датчиков.

Признак недостоверности сигнала рассматривается как событие и должен регистрироваться функцией РС.

Г.1.3.2. Сбор и обработка инициативных сигналов

Перечень и количество инициативных сигналов задается разработчиком АСУ ТП.

При появлении любого инициативного сигнала от устройств, относящихся к теплоэнергетическому оборудованию, он фиксируется меткой времени с разрешающей способностью 10 мс. После этого с задержкой не более 50 мс должна запускаться программа отработки, соответствующая данному инициативному сигналу (в соответствии с технологическими алгоритмами функций АСУ ТП).

Появление инициативного сигнала от устройств электротехнического оборудования должно фиксироваться меткой времени с разрешающей способностью 1,0 мс. Запуск специальной программы отработки прерывания в этом случае должен выполняться с задержкой не более 5,0 мс.

Появление инициативного сигнала от традиционных устройств противоаварийной автоматики (не микропроцессорных) при регистрации аварийной ситуации должно фиксироваться меткой времени с разрешающей способностью 0,5 мс. Запуск специальной программы отработки в этом случае должен выполняться с задержкой не более 5,0 мс, а продолжительность программы отработки прерываний до выдачи соответствующих управляющих команд не должна превышать 20 мс.

В ПТК должны быть предусмотрены меры, подавляющие "дребезг" контактных источников инициативных дискретных сигналов.

Г.1.4. Отображение информации оператору-технологу

Г.1.4.1. Основной способ представления информации пользователю в ПТК

Основным способом является отображение на экране цветных мониторов видеокадров: мнемосхем, гистограмм, графиков, "рабочей точки", таблиц и др. Могут быть также использованы экраны коллективного пользования (ЭКП) для отображения мнемосхем, звуковые сигналы и (по требованию заказчика) световые табло, управляемые ПТК.

При отображении информации на экранах мониторов обязательно использование многооконности, выпадающих "меню" и т.п.

Как правило, на экранах мониторов отображение информации должно выполняться по вызову оператора-технолога с задержкой в пределах 1-2 с.

Информация на вызванном видеокадре о значениях технологических параметров, положениях запорной и регулирующей арматуры и исполнительных механизмов должна обновляться с периодом 1-2 с. Спонтанно появляющиеся индивидуальные, групповые сигналы предупредительной и аварийной сигнализации должны с задержкой в пределах 0,5-1,0 с отображаться на предусмотренных для этого частях видеокадра и (или) на экране специально выделенного сигнального (событийного) монитора или событийной станции (функция ТС).

Должна также быть предусмотрена возможность перевода любого из мониторов ПТК (либо специального "окна" на одном из мониторов) в режим отображения информации по инициативе ПТК, например, для отображения оперативной информации о срабатывании защит и (или) ПА (функция "Контроль действия защит и противоаварийной автоматики"). Переведенный в этот режим монитор должен быть доступен оператору-технологу для получения информации по вызову до момента автоматического вывода на этот монитор оперативной информации. После этого дальнейшая работа этого монитора по вызову должна блокироваться до момента выдачи пользователем специальной команды либо до окончания аварии.

На ЭКП информация отображается по вызову оператора-технолога. Исключения составляют групповые и индивидуальные сигналы сигнализации, которые с минимальной задержкой должны автоматически отображаться на всех мониторах и ЭКП (в зоне системных сообщений всех видеокадров и в рабочей области отображаемых видеокадров с мнемосхемами, графиками и т.п.).

Г.1.4.2. Отображение информации в виде мнемосхем

Мнемосхемы разрабатываются при создании и эксплуатации АСУ ТП. Требуемые видеокадры вызываются на экраны мониторов по запросам пользователя.

Информация может вызываться с помощью выбора из "меню" и (или) представляется по принципу "от общего к частному". В последнем случае информация, позволяющая оценить ситуацию в целом, должна содержаться на обзорных видеокадрах. При возникновении неисправностей и отклонений параметров к ним должно быть привлечено внимание оператора и обеспечена возможность представления детальных видеокадров. Если видеокадр с мнемосхемой не может быть размещен на одном формате, то для него должно быть отведено несколько форматов, просматриваемых отдельно, либо путем смещения или "листания".

Для каждого видеокадра обязательным являются:

- наименование и его идентификатор;

- признак обновления аналоговой, дискретной и другой динамической информации;

- текущее время.

На видеокадрах отображаются:

- текущие значения технологических параметров;

- состояния исполнительных органов;

- состояния механизмов собственных нужд и других объектов управления;

- состояния автоматических устройств (регуляторов, логических автоматов и т.п.);

- состояния линий связи электротехнического оборудования (с динамическим изменением цвета линии в зависимости от их текущих состояний);

- параметры автоматических систем, реализуемых и контролируемых ПТК;

- сигналы индивидуальной и групповой сигнализации;

- сообщения о недостоверности информации;

- результаты расчетов;

- информация о состоянии (выполнении - невыполнении) управляющих функций, инициированных как оператором, так и автоматических.

Динамическая информация на фрагментах представляется в следующих форматах:

- цифровых значений технологических параметров и степени (в процентах) открытия регулирующих органов;

- расположения точки или ее траектории в плоскости (например, график, "рабочая точка" насоса в соответствующем семействе кривых и т.п.);

- изменения линейных или угловых размеров изображения и (или) его цвета (или цвета подложки) или интенсивности свечения;

- текстовых надписей, например "вкл.", "откл.";

- текстовых сообщений.

По вызову на экран монитора должны вызываться "окна" (одновременно не менее четырех) с виртуальными панелями управления различными объектами, а также "окна" с дополнительной информацией.

Все текстовые сообщения и надписи должны быть на русском языке.

Г.1.4.3. Отображение гистограмм

Гистограммы (в одном "окне" одновременно 10-16 параметров) отображаются в соответствии со списком, составленным при проектировании конкретной системы, либо во время ее эксплуатации. В последнем случае гистограмма после завершения просмотра может сохраняться для повторного использования, однако общее количество свободно компонуемых гистограмм должно быть ограничено (например, не более 50). Параметры отображаются горизонтальной линией или вертикальной (столбиком) с погрешностью отображения не более 2,5% от шкалы. Вертикальная (или горизонтальная) шкала для всех параметров гистограммы, как правило, должна маркироваться в процентах номинального значения. Для гистограмм, в которых все технологические параметры имеют одинаковую шкалу, должна быть обеспечена возможность маркировки шкалы в физических единицах. На гистограмме отображаются численные значения параметров и уставки заранее оговоренным символом (способом). Недостоверные параметры отображаются специальными символами или цветом.

Г.1.4.4. Отображение графиков изменения параметров во времени

Предусматривается возможность вызова графиков текущих и усредненных значений параметров, зафиксированных в архиве. По заданию оператора-технолога должен обеспечиваться выбор диапазона границ отображения графиков ("растяжка" шкалы) как для оси параметра, так и для оси времени.

При вызове графиков, построенных на основе архивных значений, в запросе оператора задаются начало и конец времени просмотра.

В одно "окно" вызываются от одного до десяти графиков разного цвета. Горизонтальная ось времени должна иметь отметки времени. На одном видеокадре при необходимости отображается не менее трех "окон" с графиками.

Время отображения значений параметров при необходимости должно быть не менее 24 ч. При достижении графиком границы экрана график должен сдвигаться.

Предусматривается возможность приостановления и возобновления построения графиков. В точки останова и возобновления помещаются значения двух меток астрономического времени, соответствующих моментам останова и возобновления построения графиков (часы, минуты, секунды). Ось времени в этом случае маркируется в относительных единицах. Прогнозные графики помещаются на видеокадр в виде статических кривых (например, графиков заданий при пуске энергоблока из различных тепловых состояний).

Ось параметров маркируется в процентах или в физических единицах на нескольких осях.

Должна быть обеспечена возможность оцифровки графиков в любом месте с помощью цифровой линейки (визира).

Погрешность отображения параметра не должна превышать 2,5% от шкалы.

Списки графиков составляются при проектировании либо пользователем во время работы. В последнем случае графики после просмотра могут сохраняться в ПТК для повторного использования. Общее количество свободно компонуемых видеокадров с графиками может быть ограничено (например, не более 50).

Г.1.4.5. Отображение информации в виде "рабочей точки"

"Рабочая точка" отображается в системе координат, например, для режима генератора: Y - активная мощность, X - реактивная мощность.

"Рабочая точка" может отображаться в виде светящейся точки, звездочки или светящимся вектором, идущим из начала координат до "рабочей точки".

Допустимая зона работы может быть ограничена статическими и (или) динамическими линиями, которые могут задаваться уравнениями. Когда "рабочая точка" расположена в допустимой зоне, точка (вектор) светится ровным цветом. При выходе за допустимую зону точка (вектор) должна быть обозначена другим цветом с миганием и сформирован сигнал предупредительной сигнализации, который должен быть зафиксирован функцией РС.

Допустимые зоны, координаты "рабочей точки", запасы и превышения должны быть указаны значениями каждого из параметров.

Г.1.4.6. Отображение информации в виде таблиц текущих и архивных значений параметров, результатов расчетов или другой информации, указанной в задании на АСУ ТП

Помимо возможности вызова на экран монитора любой из предусмотренных проектом таблиц (не менее 128), содержащих требуемую текущую и (или) архивную информацию, в ПТК должно обеспечиваться оперативное формирование и отображение не менее 64 таблиц с произвольным набором параметров по заданию пользователей. Сформированные видеокадры с таблицами после просмотра могут быть сохранены для последующего использования.

Г.1.4.7. Справочная информация

Справочная информация отображается по вызову оператора и выводится на специально выделенное место на экране монитора либо в дополнительное "окно", наложенное на отображаемый фрагмент.

Предусмотрена возможность получения справочной информации по аналоговым и дискретным параметрам, объектам контроля и управления, а также другой информации, указанной в техническом задании на АСУ ТП.

По аналоговым параметрам на экран монитора по запросу пользователя вызывается следующая справочная информация: технологический шифр (идентификатор), размерность, уставки, диапазон, адрес и наименование.

По дискретным параметрам по запросу пользователя выводятся: технологический шифр (идентификатор), адрес и наименование.

Полная справочная информация по аналоговым и дискретным параметрам и объектам контроля и управления представляется по запросу пользователя в виде соответствующего паспорта на экране монитора.

По требованию оператора справочная информация должна выводиться на печать.

Г.1.5. Технологическая сигнализация

Г.1.5.1. Технологическая сигнализация (ТС) предназначена для инициативного извещения оперативного персонала о возникновении нарушений в технологическом процессе, изменений в составе работающего оборудования и обнаруженных неисправностях. Вся ТС автоматически выводится на экраны мониторов, включая сигнальный (событийный) экран коллективного пользования (при наличии последнего) и сигнальное печатающее устройство.

Г.1.5.2. Технологическая сигнализация подразделяется на аварийную и предупредительную, а также на индивидуальную и групповую.

Технологическая сигнализация должна предусматривать:

- аварийную сигнализацию при аварийных отклонениях параметров, срабатывании технологических и электрических защит, действии противоаварийной автоматики энергосистемы;

- предупредительную сигнализацию об отклонении за установленные пределы технологических параметров и изменении состояния автономных подсистем автоматического управления;

- предупредительную сигнализацию о действии АВР механизмов и источников электроснабжения;

- предупредительную сигнализацию об обнаруженных неисправностях различных устройств, отключении автоматов электропитания в электрических сборках и других устройствах, автоматическом включении и отключении защит, прекращении (приостанове) отработки алгоритмов логического управления и др.;

- предупредительную сигнализацию, сформированную функцией оперативной диагностики состояния оборудования и систем автоматического управления.

Г.1.5.3. Извещение о появлении каждого нового сигнала системы сигнализации, форма его представления и выделения среди существующих, принцип приема оператором и индексация исчезновения должны решаться на основании общих принципов представления информации на мониторах и ЭКП, определяемых на стадии разработки АСУ ТП, и в соответствии с настоящими ОТТ.

Г.1.5.4. Любой вид индивидуальной сигнализации в требуемых случаях должен вызывать включение соответствующего звукового и светового (или светосимвольного) сигналов (изменение цвета изображения или появление изображения нужного цвета и вида). Звуковой сигнал снимается оперативным персоналом путем подачи команды кнопкой "квитирование" (на функциональной клавиатуре или на экране монитора с помощью устройства "мышь" и виртуальной кнопки) либо автоматически по истечении заданного времени (в пределах 3-15 с). Предупредительные и аварийные световые и звуковые сигналы должны различаться.

Индивидуальные сигналы должны быть "квитированы" оператором одним действием. Если на экране монитора, за которым наблюдает оператор-технолог, в этот момент единовременно отображается один или несколько индивидуальных сигналов, "квитирование" должно отрабатываться только в части этих сигналов. Отработка команды "квитирование" должно заключаться в изменении изображения одного или нескольких квитированных сигналов сигнализации на экране данного и всех остальных мониторов системы и ЭКП (например, отмена мигания).

Г.1.5.5. Кроме индивидуальной сигнализации в ПТК должна быть возможность формирования и вывода на различные технические средства ПТК (монитор, экран коллективного пользования, функциональная клавиатура) сигналов групповой сигнализации. Групповая сигнализация отражает технологический принцип деления всего оборудования объекта на отдельные участки. Появление любого индивидуального сигнала, относящегося к какому-либо технологическому участку объекта, должно автоматически формировать соответствующий ему групповой сигнал.

Групповая сигнализация указывает на одно или несколько нарушений и (или) неисправностей в каком-либо участке объекта, что обеспечивает оперативный персонал дополнительной информацией.

Групповая сигнализация подразделяется на аварийную, предупредительную и системную. Последняя должна свидетельствовать о нарушениях в работе аппаратных и программных средств ПТК.

Г.1.5.6. Возникновение каждой новой причины включения группового сигнала должно сопровождаться повторным его появлением. Квитирование группового сигнала выполняется квитированием оператором-технологом всех индивидуальных сигналов, вызвавших появление группового сигнала.

Г.1.5.7. Для отдельных сигналов должна быть предусмотрена возможность программной задержки появления светового и звукового сигналов.

Г.1.5.8. Программно-технический комплекс должен обеспечивать автоматическое формирование и отображение на экранах мониторов видеокадра с текстовыми сигнальными сообщениями. Эти сообщения должны хронологически добавляться в список и при необходимости вытеснять квитированные, по которым отсутствует причина их формирования. Если список заполнен сообщениями, которые еще не квитированы, новое сообщение запоминается, а на экране должно появиться служебное сообщение и звуковой сигнал. На видеокадре отображается не менее 20 сигнальных сообщений и предоставляется возможность просмотра всех сообщений за последние сутки.

Сообщение должно содержать:

- метку времени с точностью до миллисекунд;

- идентификатор сообщения - идентификатор мнемосхемы оборудования, на которой отображено нарушение, вызвавшее формирование данного сигнального сообщения;

- сокращенное наименование сообщения;

- признак квитирования сообщения;

- признак наличия (продолжения действия) причины возникновения сообщения;

- дополнительную информацию (например, текущее значение параметра, значение уставки и т.п.).

Должна быть обеспечена возможность фильтрации сигнальных сообщений при их выводе на любой из мониторов ПТК (например, для вывода на монитор сигнальных сообщений одного типа или по определенному оборудованию - котел, турбина и т.п.), а также временного запрета вывода отдельных сигнальных сообщений. Фильтрация и запрет вывода сообщений должны устанавливаться с инженерного пульта ПТК при наладке и эксплуатации системы.

Г.1.5.9. В отдельных случаях по требованию заказчика сигналы могут дублироваться на индивидуальных световых табло.

Г.1.6. Регистрация событий

Г.1.6.1. Функция "Регистрация событий" (РС) предназначается для регистрации происходящих на объекте, в ПТК и в АСУ ТП событий, накопления в архиве и последующего представления этой информации на устройствах отображения по запросам оператора.

В архив заносятся:

- изменения состояний дискретных пассивных и инициативных сигналов;

- информация о появлении и исчезновении предупредительных и аварийных сигналов и их квитировании;

- информация о выдаче команд управления (кроме команд подсистемы АР) с указанием источников команд;

- информация о включении, отключении электродвигателей механизмов, изменении состояния арматуры, достижении конечных положений регулирующими клапанами, изменении состояния автономных подсистем автоматического управления;

- признаки существенных изменений значений аналоговых параметров (например, более по отношению к значению параметра в предыдущем цикле опроса);

- информация о появлении и исчезновении недостоверной информации;

- сведения об отказах и сбоях в работе аппаратных и программных средств ПТК.

Г.1.6.2. Всем событиям присваиваются метки времени (дата, время): событиям, связанным с работой релейных защит электротехнического оборудования, - с погрешностью не более 1,0 мс по отношению к системному времени ПТК, событиям, связанным с работой традиционной подсистемы ПА, - с погрешностью не более 0,5-1,0 мс, остальным событиям - с погрешностью не более 10 мс.

Ретроспективная информация должна быть защищена от искажения и разрушения.

По запросу оператора протокол событий должен представляться на экране монитора и (или) распечатываться. Регистрация событий не производится на оборудовании и устройствах, выведенных в ремонт. По заданию пользователя должна обеспечиваться возможность подготовки и получения протоколов всех событий по заданному агрегату или узлу, а также для определенного события по заданному объекту контроля.

Г.1.7. Регистрация электротехнических параметров технологического процесса

Г.1.7.1. Функция предназначается для регистрации значений в основном электротехнических параметров технологического процесса, накопления и последующего представления информации на устройствах отображения по запросам оператора.

Для регистрации, обработки и оперативного отображения параметров режима периодичность опроса аналоговых сигналов должна быть не более 100 мс. Значения параметров, регистрируемых с этим периодом (10 значений по каждому параметру), накапливаются в памяти в течение 1,0 с.

Каждые 1,0 с, 10 с, 60 с, 15 мин, 60 мин производится подсчет средних значений за указанные периоды. Средние значения за 1,0 с хранятся в течение 6-10 мин, за 10 с - 60 мин, за 60 с - сутки, за 15 мин - в течение 10 дней и за 60 мин - месяц. В процессе эксплуатации ПТК по согласованию с разработчиком АСУ ТП периоды усреднения и хранения могут изменяться. Возможно более длительное хранение данных (до одного года).

Г.1.7.2. Перечень параметров, подлежащих регистрации, задается при проектировании. Обеспечивается возможность включения в список параметров, регистрация которых ведется ограниченное время (например, до 15 мин), начинается по событию (например, по появлению сигнала срабатывания технологической сигнализации или признака существенного изменения значения аналогового параметра), а накопленные значения сохраняются в течение суток.

Г.1.7.3. На экран по запросу оператора выводятся тренды-графики зарегистрированных параметров и их средних значений.

Протокол "Регистрации параметров" может выводиться на печать и (или) на экран монитора в виде таблиц по запросу с указанием начала и конца времени регистрации. Каждая строка таблицы должна содержать следующую информацию по параметру: технологический идентификатор, сокращенное наименование, физическую единицу измерения, текущее значение в цифровой форме и метку времени опроса.

Г.1.7.4. Вся информация, формируемая функцией и по запросам оперативного персонала, отображаемая на средствах представления информации, помимо этого заносится в архив.

Г.1.8. Регистрация аварийных ситуаций

Г.1.8.1. Функция "Регистрация аварийных ситуаций" (РАС) предназначена для накопления и представления на экранах и (или) печати данных о процессе возникновения, развития и ликвидации аварийных ситуаций. Функция РАС должна обеспечить регистрацию, как правило, достоверных технологических данных за период, предшествующий аварии и после ее возникновения, о работе основного и вспомогательного оборудования, действии защит, блокировок, устройств автоматического управления и персонала.

Г.1.8.2. Вся информация, участвующая в РАС, условно подразделяется на три группы:

- А - аналоговые и дискретные сигналы, характеризующие состояния объектов управления, цикл регистрации которых соответствует циклу обновления информации на экранах мониторов;

- Б - аналоговые и дискретные сигналы, характеризующие состояния объектов управления, требующие регистрации с высокой разрешающей способностью;

- В - инициативные сигналы срабатывания электрических и технологических защит, сигналы о событиях, связанные с воздействием персонала на объекты управления, на которые также распространяются действия технологических и электрических защит, сигналы о событиях, связанные с выходом аналоговых параметров за уставки сигнализации или срабатывания защит, а также значения аналоговых параметров по электротехническому оборудованию, требующие регистрации со сверх высокой разрешающей способностью.

Г.1.8.3. Следует иметь различные по временным характеристикам регистраторы для:

- теплоэнергетического оборудования;

- электротехнического оборудования;

- электротехнического оборудования, связанного с поступлением сигналов ПА.

Функция РАС для теплоэнергетического оборудования должна обеспечивать продолжительность регистрации 20-30 мин (по 10-15 мин на доаварийном и послеаварийном периодах). Периодичность и погрешность регистрации инициативных сигналов в РАС для теплоэнергетического оборудования должны быть не более 10 мс по отношению к системному времени ПТК. Периодичность и погрешность регистрации аналоговых сигналов группы А должны быть не более 1,0 с, группы Б - не более 100 мс. Периодичность и погрешность регистрации дискретных сигналов групп А и Б должны быть не более 10 мс.

Целесообразно наличие в ПТК нескольких (например, 32) независимых регистраторов аварийных ситуаций (АС), для агрегатов и узлов ТЭС. Регистраторы могут работать одновременно и независимо и регистрировать произвольные наборы параметров, задаваемые на стадиях разработки и эксплуатации системы.

Г.1.8.4. Функция РАС для электротехнического оборудования должна обеспечивать продолжительность регистрации 10,0 с (по 5,0 с на доаварийном и послеаварийном периодах). Погрешность регистрации инициативных сигналов по отношению к системному времени ПТК должна быть не более 1,0 мс. Периодичность и погрешность регистрации аналоговых и дискретных сигналов группы В должна быть не более 1,0 мс. Минимальное количество последовательно происходящих аварий (с минимальными промежутками времени между авариями), которые должны быть зарегистрированы, должно быть не менее 3.

Г.1.8.5. Функция РАС для электротехнического оборудования, связанная с поступлением сигналов ПА, должна обеспечивать продолжительность регистрации на доаварийном и послеаварийном периодах 1,0 с и 6,0 с, соответственно. Погрешность регистрации инициативных сигналов по отношению к системному времени ПТК должна быть не более 0,5-1,0 мс. Периодичность и погрешность регистрации дискретных сигналов группы В должны быть не более 0,5-1,0 мс.

Г.1.8.6. Функция РАС, связанная с поступлением сигналов от релейных защит, помимо последних, включает ориентировочно до 20 аналоговых сигналов от одного объекта (выключатель, трансформатор и т.п.), а РАС, связанная с поступлением сигналов ПА, - до 4 аналоговых сигналов для каждого из объектов контроля.

Сигналы релейных защит и ПА, а также наиболее важные аналоговые и дискретные сигналы, включаемые в РАС по электротехническому оборудованию, включаются также в РАС для теплоэнергетического оборудования.

Г.1.8.7. Должен быть предусмотрен следующий укрупненный алгоритм РАС. До поступления сигнала о начале аварийной ситуации должно происходить постоянное скользящее накопление данных на предаварийном интервале.

При появлении инициативного сигнала, характеризующего аварию, все накопленные данные "замораживаются" и начинается процесс регистрации развития и локализации аварии на послеаварийном интервале.

Г.1.8.8. Функция РАС не должна учитывать реальные состояния защит (введена, включена в информационном режиме - выведена на сигнал). Регистраторы в режим послеаварийной регистрации информации не должны переводиться, если сработавшая защита выведена на сигнал.

Г.1.8.9. Предусматривается имитация начала АС для проверки работоспособности функции при испытании оборудования.

Г.1.8.10. Информация об аварии заносится в архив.

Г.1.9. Контроль действия защит и противоаварийной автоматики (КДЗ и КПА)

Г.1.9.1. Функция КДЗ и КПА заключается в обработке поступающих во время аварии сигналов срабатывания защит и сигналов ПА и формировании информации для оперативного персонала в темпе процесса. Эта обработка поступающих сигналов срабатывания защит и сигналов ПА заключается в выделении сигналов, требующих останова или наиболее глубокой разгрузки основного оборудования, и сигналов срабатывания локальных защит. По выделенным сигналам (для технологических защит - в темпе процесса) функция должна выполнять проверку полноты действия технологических защит, включая локальные, и системы противоаварийной автоматики в части выполнения необходимых технологических операций, предписанных алгоритмами указанных систем (ТЗ и ПА).

Г.1.9.2. Проверяются полнота и последовательность выполнения операций, выявляются невыполненные операции, оперативному персоналу на экран монитора выдается информация по невыполненным операциям. Функция КДЗ и КПА запускается при аварии по сигналам срабатывания защит и (или) пусковых органов ПА.

Г.1.9.3. Выдача информации на экран монитора по результатам работы функции КДЗ и КПА при срабатывании технологических защит происходит автоматически по факту возникновения аварийной ситуации с задержкой в пределах 1,0-2,0 с.

Вся информация, сформированная функцией КДЗ и КПА, с метками времени заносится в архив.

Г.1.9.4. Результаты проверок полноты выполнения защитных технологических операций по завершению аварийной ситуации в виде соответствующих протоколов выводятся на печать по запросам пользователя.

Г.1.10. Расчет оперативных технико-экономических показателей

Г.1.10.1. Расчет технико-экономических показателей (ТЭП) предназначен для:

- представления оперативному и эксплуатационному персоналу данных о текущей эффективности работы оборудования, что позволяет проводить коррекцию режимов работы оборудования;

- использования при оперативных расчетах энергетических характеристик оборудования и автоматизации распределения электрических и тепловых нагрузок между параллельно работающими источниками электрической и тепловой мощности (только для ПТК АСУ ТП общестанционного уровня управления ТЭС).

Г.1.10.2. Расчет ТЭП выполняется с периодом 15-30 мин (оперативные ТЭП).

Алгоритм расчета ТЭП должен включать задачу распознавания технологической ситуации и специальный контроль достоверности входной, усредненной и накопленной на оперативном интервале входной информации.

Результаты расчетов оперативных ТЭП по вызову оператора-технолога отображаются в виде таблиц на экранах мониторов, протоколируются и заносятся в архив.

Оперативные ТЭП должны включать в себя расчетные фактические и нормативные значения, а также значения перерасхода топлива, полученные в результате отклонения фактических значений технологических параметров от нормативных.

Г.1.10.3. Таблица, отображаемая на экране монитора, должна содержать расчетные нормативные и фактические значения ТЭП, а также данные по перерасходу топлива за предшествующий вызову оперативный интервал. По дополнительному запросу оператора-технолога в таблицу могут быть добавлены значения расчетных ТЭП за несколько последовательных интервалов, предшествующих запросу (2-4 интервала).

Г.1.10.4. Помимо расчетных данных оперативных ТЭП оператору-технологу по вызову на экранах мониторов должны отображаться в графической и (или) табличной формах усредненные и накопленные на оперативных интервалах значения параметров за период не менее 24 ч.

Г.1.10.5. Расчет неоперативных ТЭП (сменных, суточных и месячных), как правило, должен выполняться в АСУ П ТЭС. При разработке алгоритмов расчета ТЭП для конкретных объектов рекомендуется использовать типовые алгоритмы расчета ТЭП [113, 114].

Г.1.11. Оперативный расчет оптимальных графиков активной мощности и тепловой нагрузки энергоблоков ТЭС

Г.1.11.1. Данная функция реализуется в ПТК АСУ ТП общестанционного уровня управления ТЭС.

Расчет ведется на основе задаваемых ТЭС суммарных графиков активной мощности и тепловой нагрузки с учетом экологических и технологических ограничений:

- допустимых вредных выбросов в окружающую среду;

- допустимых значений и скорости изменения активной мощности энергообъектов;

- по режиму и условиям работы тепловых отборов и схемы сетевой воды ТЭЦ;

- по режиму и условиям работы общестанционных технологических комплексов ТЭС и пр.

Г.1.11.2. Оперативный расчет оптимальных графиков активной мощности и тепловой нагрузки энергообъектов ТЭС может учитывать результаты расчета эквивалентных эколого-энергетических и экономических характеристик ТЭС, соответствующих различному составу включенного оборудования и различным прогнозируемым условиям работы ТЭС. Расчет ведется с периодом 60 мин и по факту получения от АСДУ заданий на изменение мощности. Результаты расчетов по запросу оператора отображаются на экране монитора.

Г.1.12. Оперативная диагностика состояния оборудования и систем автоматического управления

Г.1.12.1. Средствами ПТК осуществляется оперативная диагностика состояния оборудования и систем автоматического управления. Перечень задач оперативной диагностики задается в техническом задании на АСУ ТП.

Функция диагностики должна обеспечить возможность:

- получения комплексной наглядной информации о температурном и механическом (включая вибродиагностику и моторесурс) состоянии основного оборудования и ответственных механизмов ТЭС при всех режимах их работы и остывания;

- формирования сообщений оператору о температурном состоянии контролируемого оборудования для использования при управлении переходными режимами;

- автоматической идентификации режимов (например, пусковых);

- архивации изменений параметров работы и показателей состояния оборудования при нормальной работе и при пусках для последующего анализа, планирования профилактических и ремонтных работ;

- автоматического определения места повреждения оборудования (например, на электрическом присоединении при коротких замыканиях);

- диагностики текущего состояния оборудования (например, выключателей, трансформаторов, устройств РПН трансформаторов и т.д.).

Перечень задач оперативной диагностики задается в техническом задании на АСУ ТП.

Г.1.12.2. Данные оперативной диагностики используются оперативным персоналом наряду с данными оперативного контроля.

При обнаружении функцией диагностики угрозы возникновения аварийной ситуации должен быть выработан и с задержкой в пределах 1,0-2,0 с передан на экран монитора сигнал предупредительной сигнализации.

Информация об угрозе возникновения аварийной ситуации и возможной необходимости останова любого вида оборудования, вытекающей из результатов решения задач оперативной диагностики, должна быть доступна оператору-технологу для вызова на экран монитора.

Г.1.12.3. Решение задач оперативной диагностики генераторов, силовых трансформаторов и высоковольтных выключателей должно осуществляться с периодом не более 60 с.

Г.1.12.4. Решение задач оперативной диагностики систем автоматического управления должно осуществляться с периодом в пределах 1-5 с.

Информация о дефектах работы систем автоматического управления, выявленных средствами самодиагностики и функционального контроля, в виде дискретных пассивных или инициативных сигналов либо по цифровым линиям связи (например, от МП РЗА, МП ПА и т.д.) должна передаваться в ПТК и по этой информации с задержкой в пределах 1,0-2,0 с должны формироваться и автоматически отображаться на мониторах и ЭКП (при его наличии) сигналы групповой и индивидуальной сигнализации. Более полная информация о нарушениях, если в ПТК имеются необходимые данные для ее формирования, должна по вызову оператора-технолога и (или) обслуживающего персонала ПТК отображаться на экранах мониторов, протоколироваться и заноситься в архив.

Г.1.12.5. Информация о результатах периодического тестового контроля оборудования релейной защиты должна при необходимости дополняться информацией о режимах работы и направлениях (адресации) воздействия релейной защиты ближнего и дальнего резервирования. Пересылка этой информации в ПТК должна выполняться с периодом 5-30 с и по вызову оперативного персонала отображаться на экране монитора. Один раз в смену данная информация должна протоколироваться.

Г.1.12.6. Информация о результатах диагностики состояния генераторов и силовых трансформаторов, включающая ретроспективный анализ, а также о работе выключателей, находящихся на специальном контроле в связи с выявленными неисправностями, должна формироваться с периодом не более 8 ч. По вызову оператора-технолога эта информация должна отображаться на экранах монитора, протоколироваться и заноситься в архив.

Г.1.13. Анализ экологических показателей энергоблока и ТЭС в целом

Г.1.13.1. Контроль вредных выбросов в атмосферу и содержание вредных компонентов в сточных водах ТЭС предусматривает определение количества выбросов, их учет и ведение отчетности по контролю. Мгновенные значения выбросов, зафиксированные датчиками и приборами контроля, вводятся и накапливаются в ПТК на интервале 30-60 мин и суммируются. Производится расчет выбросов нарастающим итогом за смену, сутки, месяц. Определяются максимальные значения выбросов за смену, сутки и месяц.

Г.1.13.2. Текущая и ретроспективная информация, сформированная функцией, по вызову оператора-технолога отображается на экранах мониторов и заносится в архив.

Г.1.14. Архивация (накопление данных в архиве)

Г.1.14.1. Функция предназначена для накопления и последующего представления пользователям данных об истории протекания технологических процессов, работе автоматики, действиях оператора, работе технических и программных средств ПТК. Количество и состав параметров, значения которых регистрируются и накапливаются в архиве, задается в техническом задании на АСУ ТП. Как правило, должен формироваться текущий и долговременный архив.

Г.1.14.2. В ПТК АСУ ТП в текущий архив должна поступать информация:

- о текущих значениях любых аналоговых и дискретных сигналов и кодов состояний объектов контроля и управления, выбираемых с заданным циклом и (или) при превышении заданной апертуры из базы данных ПТК, на интервале не менее двух суток;

- о событиях (функция регистрации событий РС) на интервале не менее одного месяца;

- об усредненных на различных интервалах значениях основных технологических параметров (функция "Регистрации электротехнических параметров технологического процесса") на интервале не менее двух суток;

- об аварийных ситуациях (функция "Регистрации аварийных ситуаций") - не менее чем по 5 аварийным ситуациям;

- о результатах расчетов оперативных ТЭП за двое суток;

- о пусках и остановах основного оборудования ТЭС в течение месяца (данные пусковой ведомости и ведомости останова), включая мгновенные значения основных аналоговых и дискретных сигналов во время пусков и остановов (продолжительность накопления для одного пуска до 24 ч, останова - до 1,0 ч);

- об усредненных и накопленных на 15-минутных интервалах значениях аналоговых параметров за последние сутки, участвующих в функции расчета ТЭП, на интервале не менее двух суток;

- сменных, суточных и других типов ведомостей за один месяц;

- об изменении состояния автоматических устройств с указанием источника команды (протокол состояния автоматики) на интервале не менее одного месяца;

- о работе защит и противоаварийной автоматики (функция КДЗ и КПА) на интервале не менее трех месяцев;

- о работе технических и программных средств ПТК, в том числе об изменениях, вносимых в состав средств и программ (протокол работы системы) за все время работы ПТК;

- о появлении и исчезновении недостоверной информации на интервале не менее двух суток;

- о данных оперативной диагностики электротехнического и теплоэнергетического оборудования ТЭС и ПТК АСУ ТП на интервале не менее двух суток;

- о данных по контролю и управлению потреблением и сбытом электрической и тепловой энергии на интервале не менее одного месяца при условии поступления этой информации от АСКУЭ;

- о данных контроля вредных выбросов в окружающую среду на интервале не менее двух суток;

- другой информации в соответствии с техническим заданием на конкретную АСУ ТП.

Часть перечисленной информации по заданию пользователя с заданным периодом (например, один раз в сутки) должна переноситься в долговременный архив, где она может храниться в течение длительного времени.

Г.1.14.3. Информация из архива должна представляться в виде мнемосхем, таблиц, графиков, протоколов и других форм на мониторе архивной станции и (или) на мониторе инженерного пульта ПТК, а также при необходимости выводиться на печатающие устройства этих станций. Часть информации из текущего архива должна быть доступна для использования в расчетных и других задачах.

Небольшая часть информации из текущего архива (например, о событиях), определяющаяся при разработке АСУ ТП, должна быть доступна оператору-технологу в оперативном режиме (при работающем основном оборудовании). К такой информации относится, например, перечень аварийных и (или) предупредительных сигналов (сообщений) сигнализации. Вывод этой информации на любой монитор и печатающее устройство ПТК должен выполняться по специальным запросам.

Г.1.14.4. Ретроспективное отображение информации в виде мнемосхем, таблиц, графиков, гистограмм должно обеспечиваться программными средствами, аналогичными тем, которые в ПТК реализуют функцию отображения информации для оперативного персонала. Ретроспективная информация в темпе процесса должна изменяться в соответствии с архивными текущими значениями всех аналоговых и дискретных сигналов и кодов состояний объектов контроля и управления за последние сутки. Для просмотра ретроспективной информации в требуемом виде необходимо указать время начала просмотра, выбрать нужный вид отображения и требуемый фрагмент (мнемосхема, график и т.п.). Этот вид отображения в оперативном режиме должен быть доступен только на мониторах архивной станции и инженерного пульта, а в неоперативном режиме - на всех мониторах ПТК.

Г.1.14.5. Следует предусмотреть процедуры периодического дублирования и сверки информации в архиве. Устаревшие данные должны удаляться специальными, в том числе автоматическими процедурами.

Г.1.14.6. В ПТК должны предусматриваться меры по исключению несанкционированного доступа к архивной информации и ее сохранности.

Г.1.15. Протоколирование информации (составление отчетов)

Г.1.15.1. Протоколирование информации производится в виде печати бланков. Должен быть предусмотрен вывод бланков по вызову и автоматический вывод по событию, в том числе и периодический вывод:

- бланков из библиотеки (бланки сменной и суточной ведомостей, ведомостей пуска и останова, бланки наработки ресурса механизмами и другими устройствами и т.д.);

- бланков, составленных оператором. Эти бланки не входят в библиотеку и после составления могут быть сохранены в ПТК для последующего использования. Однако общее количество таких бланков не должно превышать 64. Оператор должен иметь возможность составлять бланки размером не менее 10 строк с символами в строке;

- списка недостоверных значений параметров и (или) выведенных из работы параметров на данный момент;

- списка параметров, отклонившихся за уставки на момент запроса.

При необходимости этот список дополняется требуемой справочной информацией по отклонившимся параметрам.

Г.1.15.2. В неоперативном режиме должна быть доступна вся информация, содержащаяся в архиве АСУ ТП.

Архивные значения аналоговых и дискретных параметров, а также списки выведенных из работы аналоговых и дискретных параметров, как правило, вызываются и выводятся на отдельные бланки.

Форматы бланков с периодическим запуском разрабатываются при создании АСУ ТП. Как минимум должна быть предусмотрена печать бланков с циклами: один час, одна смена, одни сутки.

Г.2. Управляющие функции

Г.2.1. Общие положения

Г.2.1.1. Программно-технические комплексы реализуют следующие функции управления энергетическим оборудованием:

- дистанционное управление;

- автоматическое регулирование и программное управление;

- автоматическое логическое управление и технологические блокировки;

- технологические защиты и защитные блокировки.

Программно-технический комплекс должен иметь настраиваемые программные библиотечные модули управления имеющимися на ТЭС объектами управления, в состав которых входят:

- приводы механизмов собственных нужд;

- запорные и регулирующие органы;

- выключатели коммутационных аппаратов;

- электронагреватели и запальные устройства;

- автономные подсистемы автоматического управления.

Г.2.1.2. Программные библиотечные модули управления обеспечивают:

- прием управляющих команд от различных источников, включая автономные подсистемы автоматического управления, ПТК АСУ ТП вышестоящего или смежного уровней управления;

- формирование команд на включение (отключение) коммутационных аппаратов, выключателей электродвигателей собственных нужд, исполнительных механизмов запорных и регулирующих органов в соответствии с установленными приоритетами подсистем, выдавших управляющие команды;

- формирование команд для автономных подсистем автоматического управления;

- прием и выдачу информации о состоянии объекта управления.

Приоритетное выполнение команд управления от различных подсистем (ДУ, АР, ПЛУ и ТЗ) должно обеспечиваться соответствующим программным обеспечением ПТК, а также учитывать требования РД 153-34.1-35.137-00.

Примеры команд и информации, воспринимаемых и формируемых различными библиотечными программными модулями, приведены в Приложении Ж.

Г.2.2. Дистанционное управление

Г.2.2.1. Дистанционное управление предназначено для реализации команд оператора-технолога по управлению оборудованием.

Дистанционное управление производит оператор-технолог, обеспечивая:

- выполнение неавтоматизированных предпусковых и пусковых операций;

- выбор эксплуатационного режима установки;

- запуск программ пуска (останова);

- дублирование управляющих воздействий на арматуру и механизмы средствами дистанционного управления при отказе средств автоматизации;

- опробование схем технологических защит при подготовке оборудования ТЭС к вводу в действие;

- выбор очередности работы механизмов под АВР;

- корректировку графиков пуска и останова;

- выполнение послеостановочных операций;

- установку заданий автоматическим регуляторам и т.п.

Г.2.2.2. Должны быть предусмотрены:

- избирательное дистанционное управление всеми исполнительными органами, регуляторами и логическими устройствами;

- групповое дистанционное управление;

- индивидуальное дистанционное управление для наиболее ответственных исполнительных органов.

Избирательное дистанционное управление должно являться основным видом управления. Оно должно осуществляться с АРМ, установленных на пультах оперативных контуров ЩУ. Для избирательного управления должны использоваться экраны мониторов, функциональные клавиатуры или устройства типов "световое перо", "мышь", "трэк-бол", сенсорный экран и т.п. Выбор объекта управления должен осуществляться при минимальном количестве действий со стороны оператора.

Групповое дистанционное управление должно использоваться для управления несколькими объектами одной командой. Для отдельных входящих в группу объектов управления не предусматривается ни индивидуальное, ни избирательное управление. Однако целесообразно обеспечить возможность временного разбора группы по команде оперативного персонала и перехода к избирательному дистанционному управлению любым из объектов группы. Информация о выполнении поданной команды может выдаваться по отдельным органам управления либо по группе в целом.

Индивидуальное дистанционное управление является резервным по отношению к избирательному и групповому. Индивидуальное дистанционное управление реализуется с помощью средств, независимых от микропроцессорной аппаратуры верхнего уровня ПТК и средств цифровой связи между устройствами ПТК (в отдельных случаях от всей микропроцессорной аппаратуры ПТК), с закреплением за каждым объектом управления отдельного, относящегося только к нему, аппарата подачи команд (кнопок или ключей).

Г.2.2.3. Дистанционное управление большинством исполнительных органов, регуляторами, логическими устройствами и другими устройствами с терминалов рабочих мест ЩУ должно производиться при выполнении следующих операций:

- выбор оператором требуемого объекта управления путем задания шифра или с помощью курсора на видеокадре (как правило, сопровождается появлением на экране виртуального блока управления выбранным объектом);

- выдача требуемой команды (например, курсором и "мышью").

При выборе объекта управления его символ на мнемосхеме должен быть выделен яркостью, цветом или фоном.

Одновременно на экран может быть вызвано несколько (не менее 6) виртуальных блоков управления выбранными объектами, однако каждая выдаваемая оператором команда управления должна относиться только к одному конкретному выбранному объекту (кроме группового управления).

Выбор объекта и отображение виртуального блока управления при необходимости должны автоматически отменяться через 15-20 с, если не последовало команды управления.

Г.2.2.4. Дистанционное управление коммутационными аппаратами электротехнического оборудования с терминалов рабочих мест ЩУ должно производиться в соответствии с п. Г.2.2.3 и, как правило, с дополнительными требованиями, определяемыми конкретным технологическим назначением аппарата (например, обязательным подтверждением оператором выбранной команды управления).

Г.2.2.5. Перевод электроснабжения секции 6,0 или 0,4 кВ с рабочего источника на резервный и наоборот должен проводиться в соответствии с заданным алгоритмом (автоматически) с учетом предварительно заданного направления перевода электропитания секции и способа (с перерывом или без перерыва электроснабжения) перевода. Разрешение (команда) на запуск программы автоматического перевода электропитания секции выдается оператором. Программы автоматического перевода электропитания секции относятся к классу задач пошагового логического управления. Алгоритмами автоматического перевода питания секций предусматриваются контроль выполнения каждого из этапов (шагов) и необходимые действия (например, блокирование (отмена) команды, сигнализация и т.д.). Перевод должен проводиться при минимальном времени перерыва электроснабжения или при минимальном времени параллельной работы рабочего и резервного источников.

Г.2.2.6. При дистанционном управлении одним и тем же исполнительным механизмом с двух и более рабочих мест должна предусматриваться блокировка, позволяющая управлять только с одного рабочего места. При управлении исполнительным механизмом с резервных постов на мониторах операторских станций, установленных на основном посту управления (на БЩУ, ЦЩУ или на щите управления общестанционным технологическим оборудованием ТЭС), должна отображаться информация о месте выдачи команды управления.

Г.2.3. Автоматическое регулирование и программное управление

Г.2.3.1. Подсистема автоматического регулирования предназначена для управления непрерывными процессами и должна обеспечивать поддержание заданных значений параметров технологического процесса и нагрузки энергоустановки.

Автоматическое регулирование должно осуществляться, как правило, по стандартным законам регулирования (П, ПИ, ПИД) с необходимыми преобразованиями входной и выходной информации.

Схемы автоматического регулирования любого уровня управления должны предусматривать:

- самобалансировку и безударное включение АР в работу по командам оператора или логических устройств;

- самодиагностику АР с автоматическим отключением и сигнализацией при неисправности;

- индикацию включенного и отключенного состояний.

Структура средств, реализующих АР, должна допускать выделение контуров регулирования с возможностью выполнения в каждом контуре:

- формирования аналогового или импульсного (совместно с исполнительным механизмом) ПИ- и ПИД-закона регулирования;

- математической обработки сигналов (линеаризация, усреднение);

- динамического преобразования сигналов (фильтрация, демпфирование, дифференцирование и др.);

- нелинейного и аналого-дискретного преобразования сигналов;

- логического преобразования дискретных сигналов.

В каждом контуре должны также предусматриваться:

- контроль регулируемого параметра, задания, рассогласования и положения регулирующего органа;

- возможность изменения сигнала задания, ручного управления выходным сигналом регулятора, а также структуры регуляторов;

- контроль и изменение режима управления (автоматическое, дистанционное);

- сигнализация достижения регулирующим органом крайних положений;

- сигнализация отключения электропитания исполнительных механизмов и цепей управления.

При отказах (при недостоверности значения регулируемого параметра, превышении рассогласования заданного значения и т.п.) должно выполняться автоматическое отключение контура, регулятора и формироваться сигнал предупредительной сигнализации, который должен быть квитирован оператором и зарегистрирован функцией РС.

Для каждого контура регулирования должна быть предусмотрена возможность взаимодействия с подсистемами логического управления и технологических защит, в том числе осуществления блокировок, обеспечивающих:

- отключение автоматических воздействий на регулирующий орган как в сторону "больше", так и в сторону "меньше";

- принудительное перемещение регулирующего органа до заданного значения или до крайнего положения.

Г.2.3.2. Программно-технический комплекс должен обеспечить реализацию всех необходимых алгоритмов автоматического регулирования в том числе:

- ввод опережающих сигналов по возмущающим воздействиям;

- двух- и многоконтурные схемы регулирования (каскадные, со скоростными опережающими сигналами);

- динамические связи между контурами регулирования для компенсации связей через объект регулирования;

- автоподстройка;

- оптимизация настроек;

- изменение структуры регуляторов при переходе объекта на другой режим работы, возникновении технологических ограничений, изменении динамических характеристик объекта.

Г.2.3.3. При необходимости должны выполняться предусматриваемые алгоритмами АР дискретные операции, обеспечивающие свойства всережимности (изменение структуры регуляторов, параметров их настройки, переключение входов и выходов). Эти операции должны выполняться без отключения регуляторов по простейшим алгоритмам на основании информации о положении регулирующих органов, состоянии регулятора, достижении пороговых значений технологических параметров и т.д.

Г.2.3.4. Контуры автоматического регулирования должны обслуживаться в цикле реального времени. Должна иметься возможность установки времени цикла в пределах 0,2-5,0 с.

Г.2.3.5. Цена деления шкалы настройки коэффициента пропорциональности должна быть не более 0,05. Цена изменения масштабных коэффициентов должна быть не более 0,01.

Диапазон изменения постоянных времени дифференцирования и интегрирования должен быть в пределах 0,5-1000 с, шаг изменения - не более 0,5 с.

Диапазон изменения минимальной длительности импульсов, подаваемых от регулятора на исполнительный механизм, должен быть в пределах 0,125-3,0 с, шаг изменения - не более 0,1 с.

Г.2.3.6. В ПТК АСУ ТП энергоблока программное управление (ПУ) должно реализовывать задачи программаторов для формирования непрерывных программ изменения параметров технологического процесса (например, при пусках энергоблока из различных тепловых состояний). Должна также обеспечиваться возможность приема текущих заданий от вышестоящего уровня управления и формирования управляющих воздействий на регулирующие органы турбоагрегатов, в том числе для их кратковременной разгрузки (или набора нагрузки) по командам, получаемым от устройств противоаварийной автоматики.

Формирование текущих заданий регуляторам должно выполняться с использованием специальных алгоритмов расчета управляющих воздействий на основе получаемой информации о составе и режимах работы оборудования.

Цикл расчета и отработки управляющих воздействий на общестанционном уровне управления для задач ведения нормальных режимов эксплуатации энергосистемы не должен превышать 0,2 с, а при работе противоаварийной автоматики - 0,02 с.

Цикл расчета и формирования управляющих воздействий на блочном уровне управления для задач ведения нормальных и послеаварийных режимов эксплуатации энергосистемы не должен превышать 0,2 с. Для решения задач противоаварийной автоматики общая задержка в передаче команд управления от общестанционного уровня АСУ ТП до исполнительных устройств не должна превышать 0,02 с.

Управляющее воздействие на регулирующий орган турбины должно быть сформировано в виде импульсного воздействия с заданной временной зависимостью.

Г.2.4. Автоматическое логическое управление и технологические блокировки

Г.2.4.1. Логическое управление предназначено для автоматического или автоматизированного управления оборудованием и автоматическими устройствами оборудования ТЭС по заранее заданным алгоритмам.

Алгоритмы функций логического управления в зависимости от режима их использования делятся на 2 группы:

- алгоритмы всережимных функций, вводимые в работу автоматически;

- алгоритмы функций, вводимых в работу оператором-технологом.

По функциональному признаку алгоритмы логического управления подразделяются на алгоритмы функций:

- всережимного управления и регулирования;

- связанных с изменением состояния оборудования и контуров управления.

Г.2.4.2. Должно реализовываться функционально-групповое управление (ФГУ), которое осуществляет координированное пошаговое логическое управление (ПЛУ) отдельными технологически связанными функциональными группами оборудования, агрегатами и энергоблоками в целом.

Система ФГУ строится по иерархическому принципу и включает:

- верхний уровень - блочное координирующее устройство (БКУ), общее для подсистем АР и ЛУ;

- уровень управления отдельными функциональными группами;

- уровень управления подгруппами;

- уровень управления исполнительными устройствами, а также автоматическими регуляторами и программаторами.

Блочное координирующее устройство должно выполнять:

- формирование команд подчиненным устройствам на выполнение выбранной программы пуска или останова энергоблока;

- контроль технологических ограничений и формирование команд на задержку выполнения программ или перевод оборудования в безопасное состояние при их возникновении.

Функциональная группа включает один или несколько узлов технологического оборудования, которые связаны единством технологического процесса и для которых могут быть однозначно определены:

- начальное состояние;

- одна или несколько программ пуска (останова), по завершении которых устанавливается состояние, при котором технологическое оборудование группы может работать длительное время;

- условия нормальной работы;

- технологические ограничения и действия при их возникновении;

- наличие надежного автоматического контроля органов управления (состояний и положения), обеспечивающих выполнение программ.

Алгоритмы ФГУ включают в себя программы действия, зависящие от исходного состояния оборудования как самой группы, так и энергоблока в целом.

Функционально-групповое управление является средством задания (изменения) режима работы технологического оборудования посредством единого органа управления - виртуального блока управления ФГ. Обобщенное задание оператора-технолога развертывается в последовательность дискретных команд управления, которые переводят оборудование в заданный режим.

Программы ФГУ строятся по шаговому принципу (пошаговое логическое управление - ПЛУ) таким образом, чтобы отказ в выполнении любой команды внутри шага не приводил к аварийной ситуации на энергоблоке и у оператора имелся бы резерв времени для принятия решения.

Алгоритмы ПЛУ должны представлять собой последовательность элементарных операций, которые необходимо выполнить для решения какой-либо технологической задачи (например, включение системы пылеприготовления, пуск турбины и т.п.).

В пределах одного шага объединяются команды, которые могут быть выданы и исполнены одновременно. Переход к выполнению команд следующего шага и их выдача допускается при наличии разрешающих условий, в число которых входит сигнал об отработке предшествующего шага или разрешении оператора-технолога.

Выполнение команд шага и наличие разрешающих условий должно контролироваться по времени. Если в течение контрольного времени не собираются разрешающие условия или не выполняется одна или несколько команд шага, дальнейшая отработка алгоритма должна прекращаться, а оператору выдаваться информация о причинах приостанова.

Подгруппа включает в себя часть оборудования, алгоритм управления которым при всех режимах работы энергоблока однозначен. К ним относятся всережимные ("жесткие") блокировки, реализуемые последовательными логическими зависимостями. Управление подгруппами выполняется независимо от пошагового логического управления, в котором только контролируются состояния АВР и блокировок и результаты их действия.

Г.2.4.3. Алгоритмы функционирования отдельных уровней ПЛУ должны строиться таким образом, чтобы отключение любого вышестоящего уровня управления не приводило к потере работоспособности нижестоящих уровней.

На каждом уровне ПЛУ должна предусматриваться возможность отключения автоматики и воздействия оператора. Функции отключенного уровня или устройства управления должен брать на себя оператор.

В подсистемах пошагового логического управления должна быть предусмотрена возможность выполнения как всей программы, так и ее части, заданной оператором. Должна быть предусмотрена возможность многократного прерывания программы логического управления с обязательным протоколированием.

Контроль за работой ПЛУ должен предусматривать следующую индикацию:

- готовности программы (этапа) к выполнению;

- номера и наименования выполняемого шага программы (этапа) в текущий момент времени;

- состояния выполняемого шага (превышено время выполнения команды, не собрано одно или несколько разрешающих условий);

- процесса выполнения программы ("идет выполнение программы", шага - этапа);

- факта приостанова программы с расшифровкой первопричины приостанова;

- принудительного пуска или приостанова программы от логических автоматов вышестоящего уровня, технологических защит и т.п., если это предусмотрено алгоритмами;

- завершения выполнения программы (ФГ, шага-этапа).

Г.2.4.4. Блокировки технологического оборудования должны решать задачи:

- автоматического управления переключениями и запретами на переключения в технологической схеме объекта при изменениях условий или режима работы оборудования;

- автоматического управления пуском и остановом технологических узлов, для которых не требуется использование пошаговых алгоритмов.

Особую группу алгоритмов блокировок образуют алгоритмы аварийного включения резерва (АВР). Они обеспечивают подключение резервного механизма при аварийном отключении работающего или при недопустимом отклонении параметра при работающем механизме. Выбор рабочего и резервного механизмов и отключение АВР должно производиться оператором-технологом.

Г.2.5. Технологические защиты и защитные блокировки

Г.2.5.1. Реализация ПТК функций технологических защит и защитных блокировок допускается при безусловном выполнении всех требований РД 153-34.1-35.137-00.

Г.2.5.2. Технологические защиты должны выявлять факт возникновения аварийной ситуации и формировать управляющие воздействия на исполнительные устройства (исполнительные механизмы и коммутационные аппараты) с целью защиты персонала, предотвращения повреждения оборудования и локализации последствий аварий. Должна быть предусмотрена возможность автоматического ввода (вывода) защит при появлении (исчезновении) технологических условий для их правильного функционирования.

Г.2.5.3. Технологические защиты должны выполняться по техническим условиям и алгоритмам, разрабатываемым при создании АСУ ТП заводами - изготовителями технологического оборудования и проектными организациями с учетом действующих отраслевых нормативных документов и требований изготовителей технологического оборудования.

Г.2.5.4. Защиты должны иметь наивысший приоритет по отношению к другим дискретным воздействиям. Должна быть исключена возможность отключения защит оператором. Отключение активного действия защит и вывод их на сигнал должны осуществляться неоперативными средствами раздельно для каждой защиты. Состояние защиты по вызову оператора-технолога должно отображаться на экране монитора. Изменение состояния защиты ("введена", "выведена") представляется предупредительной сигнализацией и регистрируется функцией РС.

Г.2.5.5. Команды защит должны формироваться в результате логической обработки входной информации в соответствии с технологическими требованиями.

Г.2.5.6. Действие защит должно быть односторонним: изменение состава работающего оборудования, положения (состояния) объектов управления и ввод оборудования в работу после отключения его защитой должны производиться оперативным персоналом после устранения причин, вызвавших срабатывание защиты.

Г.2.5.7. При одновременном действии защит, требующих разной степени разгрузки оборудования, должны выполняться те операции управления, которые обусловлены действием более "сильной" защиты, вызывающей большую степень разгрузки.

Г.2.5.8. Действие защит (защитные команды) должно сохраняться на время, достаточное для выполнения наиболее длительной операции по управлению.

Г.2.5.9. Срабатывание защит должно сопровождаться светозвуковой сигнализацией.

Г.2.5.10. Должна быть предусмотрена возможность опробования каждой из защит как на работающем, так и на остановленном оборудовании без подачи выходных команд на объект в соответствии с РД 153-34.1-35.142-00.

При опробовании защит на действующем оборудовании (в объеме, достаточном для проверки автоматически не диагностируемых элементов защиты) срабатывание любой неопробуемой защиты должно приводить к немедленной и полной отмене опробования.

Г.3. Вспомогательные (сервисные) функции

Вспомогательные функции включают: метрологический контроль, аттестацию, тестирование и самодиагностику устройств ПТК, а также создание нормативно-справочной информационной базы. Перечень и алгоритмы вспомогательных функций уточняются заказчиком в техническом задании на конкретный объект и разработчиком в документации на ПТК.