14522

ИТ в электроэнергетике

Реферат

Информатика, кибернетика и программирование

ИТ в электроэнергетике Работа электроэнергетической системы в целом характеризуется прежде всего единством процессов выработки преобразования распределения и потребления электроэнергии. Это единство обусловлено высокой скоростью передачи и распределения элек

Русский

2013-06-06

1.91 MB

17 чел.

ИТ в электроэнергетике

Работа электроэнергетической системы в целом характеризуется, прежде всего, единством процессов выработки, преобразования, распределения и потребления электроэнергии. Это единство обусловлено высокой скоростью передачи и распределения электрических процессов в системе и практически полным отсутствием возможности накопления выработанной электроэнергии, чтобы в дальнейшем выдавать ее в соответствии с возникшей необходимостью у потребителей. Выработанная электроэнергия в электроэнергетической системе должна быть потреблена практически мгновенно. Это основное и довольно обременительное свойство работы электроэнергетической системы в целом на настоящем этапе развития электроэнергетики.

Это означает, что в каждый момент времени стационарный режим работы сложной электроэнергетической системы в каждом ее узле, в каждом сечении должен удовлетворять требованию балансов активной и реактивной мощностей.

Изменение вo времени потребления электроэнергии, неизбежное вследствие переменчивости хозяйственной деятельности, смены дня и ночи, изменений погодных и климатических условий влечет за собой необходимость изменения генерации, что оказывает решающее влияние как на организацию работы электроэнергетических систем, так и на формирование их генерирующих мощностей.

Обычно для характеристики изменчивости потребления применяют термин неравномерности, который предназначен для характеристики степени изменчивости потребляемой нагрузки в течение суток (недели, сезона, года).

Суточная и недельная неравномерности потребления электроэнергии определяют относительный размер разгрузки электростанций в часы минимума нагрузки и в выходные дни, а также долю останавливаемого и пускаемого оборудования, т. е. определяют практически основную функцию управления режимами работы электростанций.

Недельная неравномерность определяет также условия проведения профилактических кратковременных ремонтов оборудования, а годовая неравномерность является определяющим фактором планирования капитальных и средних ремонтов оборудования электростанций.

Сами суточные графики нагрузки зависят от структуры потребления (состава потребителей), технологии различных производств, графиков работы промышленных предприятий, климатических условий и многих других условий (например, демонстрация по телевидению футбольных матчей чемпионата мира существенно повышает потребление электроэнергии). Неравномерность потребления электроэнергии может быть уменьшена рядом мероприятий.

Основной характеристикой неравномерности суточного графика потребления электроэнергии является степень неравномерности ±сут -отношение минимальной ночной нагрузки к суточному максимуму нагрузки. Кроме этого коэффициента применяют еще одну характеристику графика - плотность графика нагрузки Рсут, т. е. отношение средней мощности потребления за сутки к максимуму. Соответственно для суточного графика нагрузки имеем

где Рmin - минимальная мощность потребления электроэнергии в сутки; Pmax- максимальная мощность потребления в сутки; Рср - средняя мощность потребления в сутки. Так же определяются показатели графиков нагрузки за неделю и за год соответственно с заменой нижних индексов.

Геометрический смысл коэффициента а достаточно выразителен, он показывает размах колебаний мощности в системе. Очевидно, что он не может быть больше 1. Чем меньше Pmin по сравнению с Рmаx , тем меньше а. Обычно он меняется в пределах от 0,85 до 0,65.

Для генерирующих предприятий желательно повышение этого коэффициента. Это легко понять, ведь генерирующие установки должны обеспечить в момент максимума нагрузки выдачу мощности в размере Pmах, а в момент минимума графика нагрузки - снизить генерацию до Pmin.

Таким образом, коэффициент ± показывает, насколько потребуется разгрузить  генераторы.  Это  грубая  оценка,  так  как  с   изменением потребления будут меняться и потери мощности, и расходы станций на собственные нужды. Так что в действительности разгрузка должна быть несколько большей.

Очевиден смысл коэффициента плотности графика: чем ближе он к 1, тем меньше средняя мощность отличается от максимальной. Значения І всегда выше коэффициента неравномерности, так как средняя мощность всегда больше минимальной. Если суточный график нагрузки симметричен относительно среднего значения мощности, то І легко выражается через ±.     Действительно, в этом случае

Выше рассматривались коэффициент неравномерности и коэффициент плотности для суточного графика нагрузки, которые могут быть применены и к другим графикам: недельным, сезонным, годовым. Но столь прозрачного и удобного смысла там они не имеют, да и при анализе таких графиков нагрузки возникают совсем другие задачи: задачи оптимизации расхода энергоресурсов с учетом запасов воды в водохранилищах, задачи пуска и останова агрегатов, задачи ремонтов и многие другие.

Плотность годового графика нагрузки обычно характеризуется продолжительностью (числом часов) использования максимальной нагрузки:

где Wгод- годовое потребление энергии.

Суточные графики нагрузки. На рис. 1.1 показаны суточные графики нагрузки отдельных групп потребителей: предприятий металлургии, химии (1); предприятий топливных отраслей (2); машиностроительных предприятий (3); коммунально-бытового сектора (4), на рис. 1.2 - суточные графики нагрузки ЕЭС в средний рабочий день декабря и средний рабочий день июля.

Рис. l.l. Суточные графики нагрузки отдельных потребителей:

1- непрерывное производство (металлургия, химия и др.); 2- топливная отрасль; 3 -машиностроение; 4 - коммунально-бытовой сектор

Недельная    неравномерность    потребления    электроэнергии (рис.1.3). имеет характерный волнообразный вид. Точной периодичности волн, конечно, нет, это связано с тем, что кроме недельной неравномерности имеет место еще и сезонная изменчивость потребления электроэнергии. Изменяется потребление и от года к году по многим причинам.

Рис. 1.2. Суточные графики нагрузки ЕЭС: 1- средний рабочий день декабря; 2 - средний рабочий день июня в процентах собственного максимума: 3 - средний рабочий день июня в процентах максимума декабря

По сравнению с рабочим днем нагрузка субботнего дня существенно снижается. Начиная с дневной смены, часть предприятий не работает или работает с уменьшенной нагрузкой. В воскресенье потребление дополнительно снижается, сохраняется нагрузка непрерывных производств (металлургических, химических и т.п.) и часть других производств по необходимости. Минимального значения потребление достигает в ночь с воскресенья на понедельник.         

Такой волнообразный процесс потребления электроэнергии должен быть обеспечен соответствующим управляемым процессом выработки: генерируемая станциями энергия должна быть равна потребляемой потребителями плюс расходы на собственные нужды электростанций и потери на передачу по сети.

Картина производства и потребления электроэнергии и соответственно работа всей электроэнергетической отрасли были бы существенно иными при существовании возможности накапливать, складировать электроэнергию. Принципиальные возможности накопления и складирования энергии, в том числе и электроэнергии, конечно, существуют. Здесь мы коснемся их в самом кратком виде.

Аккумулирование энергии в гравитационной форме осуществляется на практике с помощью гидроаккумулирующих станций - ГАЭС. Это, конечно, не накопление электроэнергии, но оно дает возможность существенно облегчить ведение режимов работы электроэнергетической системы и тем самым существенно облегчить проблемы ведения режимов тепловых и атомных электрических станций. Накопление энергии - заряд ГАЭС - производится путем подъема воды из нижнего бассейна в верхний с помощью гидронасосов. Этот режим применяют во время провала графика нагрузки. Разряд накопителя осуществляется в часы прохождения максимума нагрузки. ГАЭС тем самым является эффективной станцией, сглаживающей переменные нагрузки и позволяющей остальным станциям системы работать в режимах с меньшими изменениями мощности. Мощности ГАЭС достигают нескольких ГВт, ведутся разработки ГАЭС на весьма большие мощности.

Этот вид накопления энергии хорошо освоен в промышленных масштабах. Однако он не решает основной проблемы - проблемы накопления электроэнергии, тем самым коренное свойство электроэнергетической системы, определяющее ее режимную проблематику, остается незыблемым.

ГАЭС требует сооружения линий электропередачи, если потребители удалены от нее, а близкое расположение ГАЭС к территории с высокой плотностью населения сопровождается отчуждением значительных земельных площадей и отрицательным экологическим влиянием.

Перспективное решение проблемы накопления электроэнергии дают индуктивные сверхпроводящие накопители (СПИН), которые разрабатываются уже более 40 лет, но до сих пор так и не нашли широкого промышленного применения. КПД СПИНов может быть доведен до 85 -90%, управляемость их весьма высокая - перевод из режима заряда в режим разряда осуществляется электронными методами: ввод в действие производится за 20 - 30 миллисекунд (у ГАЭС перевод из режима заряда в режим разряда связан с управлением мощными гидроаппаратами, т.е. занимает время порядка нескольких минут).

В настоящее время существуют СПИНы с запасаемой энергией 10 Дж и мощностью порядка 10 МВт, поэтому их практическое применение для выравнивания графиков нагрузки пока не нашло места в большой энергетике.

Структура задач управления электрическими станциями в системе

Как следует из вышесказанного, задачи управления электростанциями не могут рассматриваться как не зависящие друг от друга, они связаны между собой жесткими условиями единства производства электроэнергии, т.е. задача управления каждой электрической станцией является составной частью общего управления электроэнергетической системой.

Поэтому многие оперативные функции и действия на станциях определяются диспетчерскими управлениями и только ими. Возможности самостоятельного принятия решения по отключению блоков или, наоборот, по их включению практически ограничиваются только экстраординарными обстоятельствами, ликвидацией аварийных ситуаций, связанных с угрозой для жизни или большими ущербами. Вместе с тем на станциях есть круг задач, которые решаются персоналом станции - контроль технического  состояния   оборудования,   его   техническое   обслуживание,   которые собственно и определяют надежность работы станций.

Распределение активных нагрузок между станциями

Возникает первейший вопрос - как именно рыночные отношения могут привести к прогрессу в производстве и распределении электроэнергии?

Попытаемся раскрыть один из возможных механизмов этого процесса. Очевидно, что в центре этой проблемы должна стоять задача распределения нагрузок между станциями. В социалистической экономике эта задача рассматривалась как задача оптимального распределения активных мощностей по критерию минимума расхода топлива. Рынок не может отменить необходимость минимизации расхода топлива на выработку электроэнергии. Поэтому требуется ее переосмысление.

Рассмотрим эту задачу в том виде, как она возникла в Советском Союзе в первой половине XX столетия. Конкретной электростанции выдавалось задание на выработку электроэнергии с заданной суммарной мощностью, в общем случае зависящей от времени. Задача состояла в том, чтобы распределить заданную мощность между агрегатами станции по какому-то принципу. Каким же должен был бы быть этот принцип? Конечно, следовало исходить из того, чтобы обеспечение выдачи мощности осуществлялось с наименьшим расходом топлива. Это вполне естественное условие и оно имеет решающее значение как для социалистической экономики, так и для частного предприятия. Это задача была рассмотрена в 40-х гг. и успешно решена: были разработаны и внедрены в энергосистемы устройства УРАН - устройства автоматического распределения активных нагрузок между агрегатами станции. Но затем было установлено, что имеется много самых разнообразных разветвлений и осложнений данной задачи. Например, надо учитывать ограничения самых различных видов: на надежность, на устойчивость, по планированию ремонтов, по пуску и останову агрегатов и т.д.

Следующий кардинальный шаг был сделан в направлении распределения нагрузок между электростанциями. Это был естественный шаг для социалистического хозяйствования. Задача ставилась следующим образом: при заданной мощности всех (!) нагрузок найти такое распределение активных мощностей всех станций, при котором суммарные расходы по всей стране (или энергосистеме) были бы минимальны.

Эта задача оказалась сложной, т.к. она, требовала информации о нагрузках по всей стране, информации о возможностях каждой станции, экономических характеристиках и потоков управляющих воздействий из центра на каждую станцию с отслеживанием оптимальных распределении нагрузок, полученных с учетом параметров всех элементов системы.

Далее рассмотрим особенности решения данной задачи в связи с внедрением рыночных отношений.

Сформулируем задачу в математическом виде для самого простого случая: рассматривается концентрированная энергосистема, содержащая только тепловые электростанции.

Рассмотрим задачу распределения нагрузки (активной мощности) между n тепловыми электростанциями энергосистемы.

Для простоты не будем учитывать изменений нагрузок в течении рассматриваемого промежутка времени, а также будем считать, что при изменении распределения мощностей между станциями потери активной мощности в системе не меняются.

Затраты Z, очевидно, являются функцией активных мощностей электростанций Р1, Р2,…, Рn:

Эту функцию можно сразу же значительно конкретизировать: она состоит из суммы затрат на каждой из станций системы, причем каждое слагаемое зависит только от одного аргумента:

Здесь Z1(P1) - затраты 1-ой станции на выработку электроэнергии мощностью Р1 (аналогично для других станций).

Надо иметь в виду, что затраты зависят не только от мощности, но и от многих других обстоятельств: от состояния котлов, турбин, конденсаторов, циркуляционной воды и т.п. Это задача эксплуатационного персонала - обеспечить наилучшие показатели выработки электроэнергии. Они будут иметь решающее значение в участии станции в рынке электроэнергии. Но обсуждение этих вопросов - дело большого курса, на которое у нас нет времени.

 Итак, наша задача минимизировать функцию Z. При этом должны выполняться условия баланса мощностей:

Здесь Рн - суммарная нагрузка системы; А - суммарные потери активной мощности в системе. Конечно, они зависят от мощностей станций и мощностей в узлах нагрузки:

Но для простоты не будем учитывать их изменения, считая, что частные производные        дА /дРк = О для всех к = 1, 2,..., п.

Таким образом, получена задача на условный экстремум, т. е. надо найти значения переменных, при которых заданная функция достигает минимума при условии, что выполняется уравнение баланса мощностей.

Математика дает нам стандартный метод решения таких задач. Для этого надо составить функцию Лагранжа L: сумму из минимизируемой функции и функции, входящей в дополнительное условие, умноженную на неопределенный множитель Лагранжа »:

Все точки - и минимума, и максимума, и седловые - содержатся в решениях системы уравнений, которая получается, если приравнять нулю все частные производные от функции Лагранжа по переменным Р1, Р2, ..., Рn, X.

Приравнивание нулю производных по активным мощностям - следующую систему уравнений:

Из последнего уравнения получаем

Зависимость dZk/dPk называется относительным приростом расхода затрат (или тепла) и часто обозначается сокращенно - ОПРТ или ОПР. В учебниках обозначается в виде функции: µk = µk(Pk).

Итак, далее принято обозначение dZkdPk = µk (Pk).     

Согласно полученной системе уравнений оптимальный режим распределения нагрузки между станциями соответствует равенству относительных приростов затрат на выработку электроэнергии на всех станциях энергосистемы. Множитель Лагранжа, взятый со знаком минус, называют относительным приростом расхода затрат системы (ОПР системы).

Требование равенства относительных приростов затрат имеет хорошее объяснение: если в каком-то режиме существуют станции с разными относительными приростами расхода топлива, станции, которые имеют большие относительные приросты, надо разгрузить, а станции, имеющие меньшие приросты, загрузить. После такого перераспределения мощностей, очевидно, суммарные затраты на выработку электроэнергии по системе будут меньше.

Как же все-таки найти решение?

Предварительно для каждой станции строится зависимость ОПР от вырабатываемой мощности. Это монотонная функция. После того, как такие функции построены (запомнены в памяти машины), переходим ко второму этапу расчета. Задаемся различными значениями ОПРТ системы, т. е. задаемся значением (-») и по построенным характеристикам относительных приростов определяем для каждого значения (-») значения мощностей станций:

Суммируем эти значения:

и полученную сумму обозначим через Рсум.ген (-»).

 Рсум.ген(-») это зависимость суммарной генерации, соответствующая режиму, при котором все станции системы имеют одинаковый ОПР, равный выбранному значению ОПР системы.

Эту функцию необходимо построить для всех реальных значений ОПР и запомнить в памяти машины либо в виде таблицы значений, либо в виде полинома, достаточно точно приближающего такую таблицу. Эту функцию потребуется вызывать из памяти для решения задачи распределения нагрузки следующим образом.

Пусть заданы суммарные нагрузки системы и оценены суммарные потери: Рн +А. Найдем такое значение ОПР (для системы в целом), при котором

Для этого надо будет решить это уравнение с одним неизвестным (неизвестным является ОПР системы). Решение такого уравнения - простое дело. По полученному значению ОПР и зависимостям мощностей станций от относительного прироста расхода определяются активные мощности станций Рк. По этим значениям уточняются потери А, и расчет повторяется до тех пор, пока процесс не сойдется. Условие баланса мощностей системы будет выполняться с точностью, которая заложена в условие окончания итерационного процесса.

Учет изменения потерь при оптимизации распределения нагрузок станций. Выше предполагалось, что потери мало меняются с изменением распределения мощностей. Это не так, особенно для наших систем, имеющих длинные линии электропередачи. Разработаны программы для определения этой функции.

Обобщенный   принцип   равенства относительных приростов: в оптимальном  режиме  распределения активных   нагрузок  относительные  приросты   расходов  топлива, скорректированные на относительные приросты потерь мощности должны быть равны для всех станций.

Изложенные закономерности, хотя и носят математический характер, имеют большое значение в распределении нагрузок между станциями и по существу являются основой инженерного мышления по решению данной проблемы.

Системный относительный прирост, по существу, соответствует минимально возможной в данных условиях цене производимого генерирующей компанией очередного мегаватт-часа электроэнергии. Это показатель, по которому можно принимать решение о покупке или продаже электроэнергии на оптовом рынке электроэнергии.

Более того, опираясь на приведенные соотношения, можно рассчитать оптимальные для энергокомпании объемы покупки или продажи электроэнергии на оптовом рынке.

Ниже освещается один из вариантов применения указанных теоретических положений на практике в ОАО «Свердловэнерго». В ОАО «Свердловэнерго» созданы и функционируют комплексы программ расчета энергетических характеристик электростанций и оперативной оптимизации режима загрузки электростанций энергосистемы.

На основе информации о работающем составе оборудования, значения, рабочих параметров (температура и давление острого пара, давление в конденсаторе   и   др.),   рассчитываются   энергетические   характеристики электростанций   и   характеристики   затрат   с   учетом   оптимального распределения тепловой и электрической нагрузок между агрегатами.

Характеристики электростанций заносят в базу, где они постоянно обновляются и являются основой при оперативной оптимизации режима работы системы. Диспетчер ЦДС в режиме реального времени получает соответствующую информацию.

Традиционные выходные формы на экране монитора дополнены необходимыми сведениями, позволяющими оперативному персоналу принимать обоснованные решения в условиях оптового рынка, особенно на рынке внутричасовой торговли электроэнергией. Одновременно диспетчер по отображаемой информации имеет возможность отслеживать ситуацию с перетоками мощности в контролируемых сечениях.

Таким образом, реализованы два уровня управления режимами: -уровень электростанций и уровень энергосистемы и тем самым созданы основы для оптимизации режимов на более высоких уровнях. Современные средства коммуникации позволяют решить проблему оперативного взаимодействия между различными уровнями иерархической системы.

Описанная система оптимизации режимов органично вписывается в схему рыночных отношений между производителями и потребителями электроэнергии как на этапе планирования режима на сутки вперед, так и в условиях балансирующего рынка.

Задача при рыночных взаимоотношениях реализуются в следующей последовательности шагов:

1. по критерию минимума затрат определяются оптимальные графики нагрузки электростанций;

2. исходя из этих графиков, рассчитывается для каждого часа средняя цена одного мегаватт-часа электроэнергии по региону в целом:

Wi/ — выработка электроэнергии i-й электростанцией в i-й час; Цi/ ,— цена одного МВт-ч электроэнергии на  i-й электростанции в i-й час.

Важно отметить, что эта цена является минимальной для каждого потребителя - налогоплательщика в регионе в данные сутки;

3) прогнозируются затраты на электроэнергию, заказанную к-м потребителем,

Информация о графике обеспечения спроса потребления и о средних часовых ценах доводится до сведения потребителей. С учетом этих цен и при наличии резерва по времени целесообразно, с точки зрения уменьшения затрат на купленную электроэнергию, дать возможность потребителю скорректировать график потребления и выйти на повторный расчет.

Основополагающими компонентами иерархической системы является установка на каждой станции автоматизированного рабочего места «Оптимизатор распределения активных нагрузок», позволяющего начальнику смены электростанции в режиме реального времени поддерживать оптимальную загрузку основного оборудования при заданном графике нагрузки электростанции в целом.

Это создает интеллектуальный фундамент для оптимальной работы всей иерархической системы и включает в себя:

- объективные энергетические характеристики электростанций, без которых невозможно построение эффективного (для каждого субъекта) рынка;

- поддержание    характеристик    основного    оборудования    в актуальном   состоянии  (точно  отражающих  фактическое  состояние оборудования электростанции);

- обеспечение наименьших цен на отпускаемую генерирующей компанией электроэнергию.

Контроль технического состояния основного электрооборудования электростанций

Согласно  ГОСТ 20911-89 «Техническая диагностика.  Термины  и  определения»  техническое состояние - состояние, которое характеризуется в определенный момент времени при определенных условиях внешней среды значениями параметров, установленных технической документацией на объект. Контроль технического состояния одна из задач «технического диагностирования» которыми являются: поиск места и определение причин отказа (неисправности), прогнозирование технического состояния. Термин «контроль технического состояния» применяется, когда основной задачей технического диагностирования является определение вида технического состояния. В дальнейшем рассматриваются виды состояний: работоспособное и неработоспособное.

Общим понятием теории надежности и технической диагностики является работоспособность. Это понятие используется для обозначения класса состояний ОД, находясь в котором он выполняет свойственную ему работу. Состояние, при котором значения всех диагностических признаков, характеризующих способность ОД выполнять заданные функции, соответствуют установленным требованиям, называется работоспособным. В этом случае можно говорить, что оборудование функционирует штатно. Установленные требования образуют область работоспособности (ОР).

Неработоспособное состояние - состояние, при котором значение хотя бы одного диагностического признака, характеризующего выполнение заданной функции, не соответствует установленным требованиям. Если объект неработоспособен и выполняет часть функций, то он функционирует нештатно.

Состояние ОД оценивается по диагностическим признакам. Диагностическим признаком (ДП) называют параметр или характеристику, используемую при диагностировании и несущую информацию об изменении состояния ОД:

параметрыѕ - физические величины: сила тока I, напряжение U, мощность Р, время переходного процесса tnn и др.;

характеристики - зависимость одной физической величины от другой, а именно: статическая характеристика, если величина не зависит от времени, частоты. Например, внешняя характеристика U=f(I) генератора постоянного тока (рис.1,а) при смешанном 1, независимом 2, параллельном 3 возбуждении соответственно; динамическая характеристика, если такая зависимость есть. Например, амплитудно-частотная А=f(Й) (рис. 1,б), переходная h(t) характеристика (рис. 1,в). Каждому состоянию соответствует определенное значение диагностического признака.

При эксплуатации электрооборудования персоналу электростанций приходится решать множество различных текущих проблем, связанных с оценкой технического состояния оборудования, планирования его обслуживания и замены. Очень важно иметь возможность накопления данных о параметрах, характеризующих стойкость оборудования к различным воздействиям, для прогнозирования возможности выхода его из работоспособного состояния. Особенно актуально в настоящее время накопление информации о расходовании ресурса для принятия решения о продлении срока эксплуатации оборудования, выработавшего номинальный ресурс работы.

Переход от жесткого планирования ремонтов и технического обслуживания к обслуживанию по состоянию, использование систем электронного документооборота, электронных баз данных по ведению истории эксплуатации и данным испытаний дает предпосылки для создания и внедрения автоматизированных систем контроля технического состояния электрооборудования на электростанциях. Вместе с тем наличие таких оперативно управляемых баз данных обеспечивает быстрый доступ к параметрам, характеризующим состояние электрооборудования, аналитическую оценку состояния в процессе текущей эксплуатации и привлечения экспертов самых разнообразных специальностей к выработке решений о путях наиболее рационального использования ресурсов.

Наиболее рационально иметь возможность оперативно привлекать к анализу состояния оборудования разных экспертов, работающих в разных городах, на разных предприятиях, экспертов, глубоко знающих конкретный, пусть достаточно узкий, класс оборудования. Здесь имеется в виду не метод Дельфи - метод опроса коллектива экспертов и принятия решения путем взвешивания их оценок. Задача более простая и в то же время более сложная - привлечь к оценке специалистов, непосредственно работающих над созданием и контролем технического состояния оборудования разного класса. Это, конечно, самый надежный подход, если обеспечить таких экспертов достаточно полной и качественной информацией. Современные компьютерные технологии дают такие возможности.

 Одной из систем такого класса, известных нам, является система Latus Notes Domino, дающую возможность создания дискуссионных баз данных и обсуждения специалистами в рамках корпорации разнообразных бизнес-проектов и даже проведении конференций в эфире.

Представляется, что внедрение такой технологии позволит существенно убыстрить оценку состояния и повысить в целом эффективность эксплуатации сложного электрооборудования станций. Но для этого необходимо создать и постоянно обновлять данные по эксплуатации оборудования, фиксировать все результаты испытаний на основе единого методического подхода, сделать такие данные доступными в любой точке земного шара.

Эта задача может быть решена на основе компьютерной системы контроля технического состояния.

Компьютерная система контроля технического состояния электрооборудования

Система предназначена для хранения и обработки информации по электротехническому оборудованию электростанции и персоналу, занимающемуся его эксплуатацией, для подготовки необходимой документации и формирования экспертного заключения по техническому состоянию и ресурсным характеристикам основного электрооборудования.

Система обеспечивает:

-      учет сведений о находящемся в эксплуатации оборудовании:первичном (генераторы, трансформаторы, электродвигатели, выключателии др.), вторичном (приборы, комплекты защит и др.), вспомогательном(инструменты, защитные средства и др.) и другом оборудовании;

-      учет сведений по испытаниям генераторов, трансформаторов,выключателей и измерительных трансформаторов тока типа ТФРМ;

-      для генераторов, трансформаторов, выключателей иизмерительных трансформаторов тока типа ТФРМ поддерживается система экспертной оценки их текущего состояния по результатамиспытаний учет выполнения ремонтных работ;

-      ведение журнала дефектов;

-      хранение нормативно-справочной документации;

-      хранение данных по штатному расписанию;

-      формирование отчетов и справок.

Структура системы. Программа имеет модульный принцип и подразделяется на информационно-поисковую систему (ИПС) и систему оценки технического состояния электрооборудования (ОТС).

ИПС обеспечивает хранение информации об оборудовании, измерениях и т.п., удобный и быстрый поиск и сортировку этой информации, ее редактирование, печать необходимых отчетов и другие сервисные функции.

Система ОТС обеспечивает анализ хранимой информации по испытаниям электрооборудования и формирование соответствующего заключения о техническом состоянии оборудования. Оценки технического состояния проводятся для воздушных выключателей, изоляции обмотки статора турбогенераторов, силовых маслонаполненных трансформаторов и измерительных трансформаторов тока типа ТФРМ.

Данная система реализована на СУБД MS ACCESS, Visual Basic 6.0 под MS WINDOWS. Взаимодействие пользователя с программой осуществляется с помощью стандартных элементов управления (кнопки, таблицы, списки, текстовые окна), назначение которых понятно специалисту-электрику. Кнопки снабжены поясняющими записями. Выбирая мышью нужный элемент, пользователь получает необходимую информацию. Для большинства разделов предусмотрена справка (Help).

Для оформления графической документации предусматривается возможность взаимодействия программы с графической системой AutoCad (ведение базы данных чертежей; специализированные меню и набор графических элементов для построения схем).

Информационно-поисковая система обеспечивает занесение и управление информацией в базе данных, отображение необходимой части информации на дисплее и печати справочной или отчетной документации.

База данных позволяет включать:

-      информацию о структуре электроустановок, а именно: спискираспределительных устройств с указанием сборных шин, секций, ячеек,списки присоединений;

-      информацию о составе присоединений (перечень основногооборудования с указанием характеристик и паспортных данных)

-      информацию о вторичном оборудовании - релейной защите и автоматике присоединений, контрольно-измерительных приборах;

-      журнал дефектов;

-      сведения о месте установки оборудования;

- данные испытаний и показателей текущего состояния для воздушных выключателей, изоляции обмотки статора турбогенераторов, силовых маслонаполненных трансформаторов и измерительных трансформаторов тока типа ТФРМ.

Структура базы данных обеспечивает полную взаимосвязь между различного рода информацией и ее просмотр из различных форм вывода программы: например, просматривая списки установленного оборудования, можно узнать место его установки, вывести журнал установок или журнал дефектов, ознакомиться с имеющейся документацией, просмотреть параметры текущего состояния и данные испытаний для указанных ранее типов оборудования. Предусмотрены учет персонала электроцеха и ведение штатного расписания.

Для предупреждения несанкционируемого доступа к базе данных в системе предусмотрено разграничение прав доступа пользователей.

Структура электроустановки описывается с помощью распределительных устройств (РУ) и присоединений. Описание РУ осуществляется в виде дерева, содержащего следующие уровни:

-   название электростанции;

-   название РУ (например, ОРУ 500 кВ);

- название секции, сборных шин (например, 1 СШ);

-название ячейки (например, яч. 5).

К каждой секции и ячейке РУ может быть подключено одно или несколько присоединений. При описании присоединений задаются:

-    тип присоединения (например, блок, трансформатор связи, секционный выключатель);

-    название присоединения (например, блок 11).

Для каждого присоединения предусматривается хранение информации о составе входящего в него оборудования и связанных с ним записях в журнале дефектов, о релейной защите и автоматике, текущем состоянии, плановых ремонтах.

С точки зрения организации хранения информации оборудование можно разделить на две группы: первичное, входящее в состав присоединений, и вторичное, входящее в состав релейной защиты и автоматики.

Каждая единица оборудования (аппарат) характеризуются следующими данными:

- диспетчерским наименованием;

- категорией оборудования (например, генераторы, силовые трансформаторы, измерительные трансформаторы, электродвигатели);

- видом оборудования (например, блочный трансформатор, трансформатор тока асинхронный электродвигатель);

-типом;

- датой установки;

-    состоянием (работа, ремонт, отключен и т.д.);

-    участием в графике испытаний (дата последних испытаний, периодичность испытаний);

-    техническими характеристиками (сопротивление изоляции, сопротивление токоведущих частей и т.п.).

Информация об оборудовании хранится во взаимосвязи сприсоединениями, местами размещения, релейной защитой и автоматикой,данными испытаний (только для генераторов, трансформаторов,выключателей и измерительных трансформаторов тока).

Для генераторов, трансформаторов, выключателей и измерительных трансформаторов тока типа ТФРМ поддерживается система оценки технического состояния по результатам испытаний и параметрам текущего состояния.

Данные испытаний анализируются соответствующим образом:

-    проводится сравнение с нормами, предусмотренными РД «Объем инормы испытаний электрооборудования»;

-    выявляются тенденции изменения измеренных параметров вовремени.

Обо всех отклонениях от норм и при анормальных тенденциях показателей система вырабатывает соответствующие сообщения в разных видах: в виде протокола состояния на данный момент времени; в виде таблиц значений с указанием предельно допустимых значений в соответствии с нормативными документами; в виде графиков, которые могут быть инициированы пользователем.

При наличии тенденции приближения параметра к критическому значению прогнозируется срок его достижения.

Для всех видов испытаний информация может быть получена как в виде таблиц, так и в виде графиков.

Для воздушных выключателей обеспечивается хранение информации об истории эксплуатации, проводится расчет коммутационного и механического ресурсов, и запаса коммутационной устойчивости по каждому полюсу.

В заключении выдаются следующие сведения:

-    значение остаточного коммутационного ресурса по фазам;

-    значение остаточного механического ресурса по фазам;

-    прогнозируемый с определенной степенью достоверности срок, докоторого можно продлить работу выключателя по условию расхода коммутационного и механического ресурсов.

Прогнозируемый срок, до которого можно продлить работу выключателя, определяется на основе статистической обработки зависимости расхода ресурса во времени.

Для получения более полной картины предусмотрен подход к определению срока продления работы выключателя на основе теории пуассоновских потоков случайных событий. Предполагается возможность задания интенсивности потока коротких замыканий (1/год) в рассматриваемом присоединении и диапазона токов короткого замыкания (задаются экспертом для присоединения, коммутируемого данным выключателем). При этом срок работы выключателя до достижения полного срабатывания ресурса вычисляется с определенной вероятностью при учете заданной частоты возникновения токов короткого замыкания.

Для турбогенераторов обеспечивается хранение информации о результатах испытаний и формирование заключений по каждому новому набору характеристик турбогенератора, полученному в результате плановых испытаний или после аварийных отключений и ремонтов.

Формирование заключений проводится на основе сопоставления полученных значений технических параметров агрегата с нормативными значениями.

На основе таких сопоставлений формируются сообщения пользователю о соблюдении нормативных требований или достижении области граничных значений, или нарушении нормативных условий.

По результатам анализа формируются оценки ресурса изоляции или его выработки в отдельности по каждой параллельной ветви фазных обмоток статора.

В заключении выдаются следующие сведения:

-    отклонение параметра от нормативного значения;

-    наличие больших колебаний параметра в процессе эксплуатации;

-    отклонение параметра одной из фаз (ветвей) по отношению кдругим;

-    оценка вероятного ресурса изоляции обмотки статора;

-    оценка целесообразности замены обмотки статора (при наличии данных осмотра) в соответствии с типовым положением.

Для силовых трансформаторов обеспечивается хранение результатов контроля изоляции фазных обмоток (tgб и сопротивления изоляции) для разных схем объединения обмоток; результатов измерения потерь холостого хода, физико-химических характеристик трансформаторного масла в основном баке, в баке устройства РПН, в высоковольтных вводах, результатов хроматографического анализа газов, растворенных в масле.

Реализована программная процедура анализа растворенных в масле газов, которая определяет, характеризует ли данный набор показателей хроматографического анализа нормальное состояние трансформатора или он дает основание для идентификации наличия внутреннего дефекта в трансформаторе. В заключении выдаются следующие сведения и рекомендации:

-    периодичность контроля на момент проведения испытания;

-    превышение концентрации газа нормируемого значения;

-    превышение максимально допустимой скорости нарастания концентрации газа;

-    характер прогнозируемого дефекта;

-    рекомендации по принятию решения (вывод в ремонт, переход научащенный контроль с рассчитываемой периодичностью, проведениедегазации и т.д.).

Для измерительных трансформаторов тока типа ТФРМ обеспечивается хранение результатов контроля сопротивления изоляции; результатов измерения сопротивления обмоток постоянному току, физико-химических характеристик трансформаторного масла, результатов хроматографического анализа газов, растворенных в масле.

В заключении выдаются следующие сведения:

-    отклонение параметра за нормативное значение;

-    прогнозируемый срок достижения критического значения параметра.

Представленные возможности рассматриваемого программного обеспечения позволяют оперативно получать информацию об электротехническом оборудовании и обеспечивают возможность принимать решения о техническом состоянии электрооборудования и планировании ремонтов.

Системы управления на базе микропроцессорных программно-технических комплексов

Система управления представляет собой совокупность технических средств, необходимых для оперативного управления работой электростанции (подстанции). Обычно в системах управления выделяют пять основных подсистем.

1.  Подсистема     измерения,      обеспечивающая      необходимую информацию о параметрах технологического процесса.

2.  Подсистема сигнализации, предназначенная для привлечения внимания   оперативного   персонала   при   отклонении   параметров   от допустимых значений.

3.  Подсистема    дистанционного    управления,    обеспечивающая воздействие на исполнительные органы.

4.  Подсистема  автоматического  регулирования,   обеспечивающая автоматическое  поддержание заданного значения  параметра  или  его изменение по заданному закону.

5.  Подсистема защит, обеспечивающая автоматическое отключение оборудования при выходе параметров в аварийную зону.

Все эти подсистемы реализуются вторичными цепями электроустановок. Управление оборудованием ведется со щитов управления (блочных, групповых, центрального).

Традиционно для реализации вторичных цепей использовалась релейная техника. Воздействие на первичное оборудование осуществляется с помощью различных переключателей, кнопок, ключей. Отображение его состояния - с помощью лампочек, показывающих и самопишущих приборов. Логическое управление и защиты — с помощью релейных схем. Органы управления и отображения размещаются на пультах и оперативных панелях, релейные схемы - на релейных панелях неоперативного контура.

В настоящее время при модернизации систем управления и при вводе нового оборудования все чаще внедряются автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) на основемикропроцессорных программно-технических комплексов (ПТК). Это обусловлено повышением надежности и мощности микропроцессорных систем, с одной стороны, и снижением их стоимости, - с другой.

Использование АСУ ТП по сравнению с традиционными системами управления   предоставляет   новые   возможности:   сбор   и   первичную обработку входной информации с контролем достоверности информации; глубокую степень автоматизации процесса управления; отображение как измеряемой, так и расчетной информации на экранах операторских станций; архивацию информации, хранение и предоставление ретроспективной информации; анализ действия защит; контроль за действиями оперативного персонала; протоколирование информации, составление отчетов; расчет технико-экономических показателей работы оборудования.

Следует отметить, что при автоматизации тепловой и электрической частей электростанций используются различные подходы и предъявляются разные требования к ПТК, так как динамика электрических процессов на порядки выше тепловых. Электрические и тепловые процессы имеют различные временные характеристики особенно в части переходных процессов. Соответственно в электрической части необходимо применять такие преобразователи и устройства ввода сигналов, которые успевали бы отслеживать изменение параметров режима. Так, в устройствах релейной защиты и автоматики период опроса каждого аналогового сигнала находится в пределах 0,5 - 1,5 мс. По ряду диагностических задач, например, для тиристорной системы возбуждения синхронных генераторов, время опроса при вводе сигналов (токов вентилей) снижают до 0,2 мс. Для тепловых процессов требования к быстродействию системы гораздо менее жесткие. Как известно, приемлемый здесь цикл контроллера при реализации функции автоматического регулирования составляет 0,1 - 1 с.

В связи с этим очевидно, что использование ПТК для АСУ ТП тепловой части получило существенно большее развитие.

Из-за высоких требований к быстродействию микропроцессорные устройства релейной защиты и автоматики работают по жесткой логике. Помимо традиционных функций защиты (автоматического ввода резерва, повторного включения и частотной разгрузки) они осуществляют регистрацию и осциллографирование событий, измерение электрических величин, самодиагностику. В ряде случаев в них встроены блоки схем управления коммутационной аппаратурой.

Дистанционное управление электротехническим оборудованием распределено между котлотурбинным и электрическим цехами. Контроль и управление электродвигателями собственных нужд (СН) ведет оперативный персонал котлотурбинного цеха. Другими присоединениями управляет начальник смены электрического цеха.

В этой главе основной акцент делается на вопросы управления электрооборудованием на примере электродвигателей СН из АСУ ТП тепловой части. Дается сравнение схем управления электродвигателем на традиционных средствах и в АСУ ТП.

Управление электродвигателем на традиционных средствах

Системы управления без ПТК характеризуются индивидуальной формой сбора, обработки и представления информации. Необходимую информацию оператор получает от измерительных приборов, установленных на оперативных панелях и пультах на щите управления (ЩУ) или по месту. Воздействие на исполнительные органы управления осуществляется вручную от ключей (переключателей, кнопок).

Для примера рассмотрим простейшую схему управления электродвигателем насоса (0,4 кВ), приведенную на рис. 4.1. Как видно из принципиальной схемы и перечня аппаратов (табл. 4.1), для коммутации силовых цепей электродвигателя используется аппаратура, конструктивно расположенная в ящике. Там установлены магнитный пускатель КМ1, реле фиксации команд KQ1 и реле контроля напряжения KSV1. Через автоматический выключатель Q1 двигатель подключается к шинам распределительного устройства. Силовые контакты пускателя осуществляют подключение (отключение) электродвигателя к силовым цепям, а дополнительные контакты обеспечивают логику управления и отображение информации.

Включение и отключение электродвигателя ведется с помощью переключателя SA1, установленного на щите (на пульте или оперативной панели), а информация о состоянии электродвигателя отображается красной (HLR1) и зеленой (HLGI) лампочками. При воздействии на переключатель подается напряжение на реле KQ1, которое своим контактом включает или отключает пускатель. Если на пускатель подано напряжение, двигатель включается и загорается красная лампа.

Предусмотрен также останов электродвигателя по месту с помощью кнопки SB1.

При аварийном отключении пускателя для привлечения внимания оператора формируется сигнал в схему сигнализации для отображения на табло сигнализации на оперативной панели.

Кроме того, на схеме приведены отправки сигналов в схему АВР (автоматический ввод резерва). Это означает, что в рассматриваемом проекте имеется несколько однотипных насосов, один из которых может быть рабочим, а другой резервным. Данный электродвигатель может быть поставлен на АВР, то есть он будет включаться автоматически при отключении рабочего насоса или при достижении каким-то контролируемым параметром уставки АВР. Реализуется АВР в виде релейной схемы, которая может располагаться в отдельной панели.

Рис 4.1. Принципиальная схема

Таким образом, при реализации системы управления электродвигателем на дискретных элементах оказывается задействованным большое количество устройств (ячейка распределительного устройства, пульт, панели сигнализации и АВР) и соответственно большое количество кабельных связей, обеспечивающих взаимодействие аппаратуры, расположенной в этих устройствах. Естественно, что все элементы управления     (ключи,     лампы,     сигнализация, АВР) являются индивидуальными для  каждого электродвигателя, что обуславливает наличие большого количества щитовых устройств и кабельных связей.

Асу тп на базе микропроцессорных птк

При использовании ПТК структура системы управления оборудованием существенно изменяется.

Вместо оперативных панелей и пультов с ключами, лампами и приборами используются операторские станции на базе обычных компьютеров. На их дисплеях отображаются мнемосхемы, показывающие состояние процесса, а воздействие на объекты осуществляется с помощью клавиатуры и мыши.

Логика работы реализуется в микропроцессорных контроллерах на алгоритмическом уровне, а связь с объектом осуществляется через модули устройств сопряжения с объектом (УСО).

В состав ПТК АСУ ТП ТЭС в общем случае входят:

- устройства  верхнего  уровня  (устройства  связи  оперативного персонала ТЭС с АСУ ТП и обслуживающего персонала с ПТК), например операторские станции, вычислительная (расчетная), архивная, инженерная станции, экран коллективного пользования, серверы и т.п.;

- устройства нижнего уровня, например контроллеры, устройства связи с объектом управления, в том числе источники электропитания входных и выходных каналов приема аналоговых и дискретных сигналов и выходных каналов выдачи управляющих сигналов, шкафы для размещения различных устройств нижнего уровня ПТК и клеммных колодок (досок выводов) для подключения кабелей от объекта, дополнительные кроссовыешкафы и шкафы промежуточных реле-усилителей, а также устройства цифровой связи с внешними, по отношению к ПТК, автономными подсистемами автоматического управления, интеллектуальными датчиками(первичными     преобразователями    сигнала)    и     исполнительными механизмами объекта управления;

- устройства и линии связи, обеспечивающие обмен информацией в цифровом виде и командами с другими ПТК и между различными устройствами одного ПТК;

- устройства   цифровой   связи   с   устройствами   телемеханики, устанавливаемыми на ТЭС для приема команд от вышестоящего уровня управления АСДУ и передачи информации в АСДУ (как правило, только для ПТК АСУ ТП общестанционного уровня управления ТЭС);

- устройства цифровой связи для передачи информации в АСУ ТП ТЭС (как правило, только для ПТК АСУ ТП общестанционного уровня управления ТЭС);

-устройства электропитания ПТК, например вторичные источники питания ПТК и устройства для подключения внешних силовых кабелей электропитания и т.п.;

-сервисная аппаратура и ЗИП;

-базовое     (фирменное)     и     прикладное     (пользовательское) программное обеспечение;

-документация.

В состав автономных систем (подсистем) автоматического управления входят подсистемы, реализующие отдельные функции контроля и управления теплоэнергетическим оборудованием (например, ЭЧСР), а также специализированные микропроцессорные подсистемы электротехнического оборудования, в том числе поставляемые в комплекте с оборудованием:

-микропроцессорная система (подсистема) возбуждения (МП СВ);

-микропроцессорная система (подсистема) синхронизации (МП СС);

-микропроцессорная    система    (подсистема)    технологического контроля генератора (МП АСТКГ);

-микропроцессорная подсистема релейных защит и автоматики (МП РЗА);

-микропроцессорная подсистема противоаварийной автоматики (МП ПА) (как правило, только для ПТК АСУ ТП общестанционного уровня управления ТЭС);

-микропроцессорная   автоматизированная   система   (подсистема) коммерческого учета электроэнергии и тепла (МП АСКУЭ) (как правило, только для ПТК АСУ ТП общестанционного уровня управления ТЭС) и т.п.

На  рис.  4.2   приведен   пример  типичной  структурной  схемы современной распределенной системы управления на базе контроллеров. Система управления состоит из 3-х уровней.

1)    Датчики   измеряемых   аналоговых   и   дискретных   сигналов, исполнительные устройства.

2)    Микропроцессорные контроллеры (МПК) с модулями УСО для сбора и первичной обработки измеряемых параметров; автоматического регулирования, блокировок. МПК с модулями УСО связаны полевой шиной.

3)    Операторские станции, объединяемые между собой и с МПК по локальной вычислительной сети (ЛВС) типа «промышленный Ethernet».

Количество контролеров и операторских станций может быть различным в зависимости от сложности объекта управления или характеристик выбранного ПТК.

Современные ПТК позволяют строить распределенные системы управления.  Модули  УСО,  осуществляющие  непосредственно  прием и выдачу сигналов, соединяются с МПК по полевой сети (обычно кабелем «витая пара»), обеспечивающей передачу данных на несколько сотен метров. Это позволяет располагать модули УСО в непосредственной близости к оборудованию, например в помещении распределительного устройства. Это существенно сокращает кабельные связи, так как основной объем данных на большие расстояния передается по единственному информационному кабелю. Также на значительные расстояния могут быть удалены между собой операторские станции и МПК, так как сеть Ethernet при реализации на оптоволокне может достигать нескольких километров.

При включении в АСУ ТП микропроцессорных устройств релейных защит их подключение к верхнему уровню также выполняется по полевым сетям. Фактически микропроцессорное устройство защиты представляет собой комбинацию контроллера и модулей УСО, обслуживающую одно присоединение.

Рис. 4.2. Структурная схема АСУ ТП

Функциональная структура ПТК АСУ ТП ТЭС определяется сложившейся технологией управления оборудованием ТЭС.

В функциональной структуре ПТК АСУ ТП ТЭС с позиций пользователя могут выделяться следующие функциональные подсистемы:

-  сбора,   первичной   обработки   и   распределения   информацииполучаемой   от   датчиков   теплотехнических   и   электротехническихпараметров в виде аналоговых, дискретных и цифровых сигналов, включаяприем и передачу информации от других ПТК АСУ ТП ТЭС, АСДУ,автономных    подсистем    автоматического    управления,    а    также формирования    массивов   текущей   информации   для   дальнейшегоиспользования другими подсистемами;

-  представления информации и взаимодействия пользователей с ПТК (оператор-технолог, обслуживающий персонал ПТК);

-  дистанционного управления приводом исполнительных механизмов(устройств)    задвижек,    регулирующих   органов,    электродвигателей, высоковольтных выключателей, разъединителей, управления системамитипа МП системы возбуждения генератора, МП СС, МП РЗА и т.п.;

-  автоматического регулирования, автоматического логического и программного  управления   и  технологических  блокировок,   защит  изащитных   блокировок,   реализующие   соответствующие   алгоритмыуправления;

-  информационно-вычислительная,      реализующая      алгоритмырасчетных функций, накопления, усреднения, архивации информации ит.п.;

-  обмена информацией с АСДУ и АСУ П ТЭС (как правило, только для ПТК АСУ ТП общестанционного уровня управления ТЭС), а также с другими ПТК АСУ ТП ТЭС;

-  самоконтроля и самодиагностики ПТК, подстройки прикладныхпрограмм   и  заполнения  информационной базы,  сбора  и  обработкиинформации   по   технической   диагностике   ПТК   (инструментальнаяподсистема);

-  реализации алгоритмов сервисных функций.

Управление с операторских станций

Управление оборудованием в рамках АСУ ТП ведется с операторских станций, представляющих собой обычно персональные компьютеры в промышленном исполнении. Оборудование, участвующее в технологическом процессе, отображается на экранах дисплеев в виде мнемосхем. Также на дисплеи выводится световая сигнализация. Звуковая сигнализация выводится на звуковые колонки. Выбор нужной мнемосхемы и оборудования для управления на дисплее (а также непосредственно управление) осуществляется с помощью мыши или клавиатуры.

На рис. 4.3 и 4.4 приведены примеры мнемосхем температурного контроля генератора ТФП-25-2/6.3 УЗ и его системы охлаждения и наддува.

На рис. 4.5 приведена обзорная мнемосхема электрической части энергоблока куда входят 2 турбогенератора мощностью по 12 МВт каждый, главное распредустройство 6 кВ - две секции шин, линии связи с энергосистемой через ГПП-ПО/6 кВ.

На мнемосхеме температурного контроля показаны значения температур воздуха, охлаждающей воды, обмоток статора, масла, подшипников генератора, по которым осуществляется контроль за его работой. Значения температур для большей наглядности выведены как в виде цифровых индикаторов, так и в виде бар-графов. У бар-графов прорисованы отметки значений температур, соответствующие уставкам технологической сигнализации, что позволяет оператору легче контролировать режим работы. При превышении этих значений выводится световая и звуковая сигнализации. Факты срабатывания предупредительной и аварийной сигнализаций фиксируются в журнале событий, которые архивируются и в дальнейшем служат для анализа действий персонала и режимов работы оборудования.

На мнемосхеме системы охлаждения и наддува генератора кроме точек отбора изображены два электродвигателя вентиляторов наддува генератора (ВНГ-la и ВНГ-16)

Электродвигатели насосов изображены в виде кругов с треугольниками внутри. По внешнему виду символов оборудования оператор может судить о состоянии соответствующих электродвигателей. Так, красный цвет треугольника говорит, что электродвигатель включен, зеленый - отключен, белый - отсутствует напряжение цепей управления, мигание - наличие внештатных ситуаций. Рядом с символом электродвигателя выведен индикатор значения тока электродвигателя, по которому машинист может судить о его нагрузке. При повышении тока электродвигателя выше номинального, например на 10%, система формирует сигнал предупредительной сигнализации и фиксирует этот факт в журнале событий.

Рис.4.3. Мнемосхема температурного контроля генератора

Рис.4.4. Мнемосхема системы охлаждения и наддува генератора

Рис.4.5. Мнемосхема электрической части блока

Рядом с вентиляторами на мнемосхеме показана панель АВР электродвигателей. С ее помощью, если один из электродвигателей находится в работе, другой может быть установлен в резерв, что должно вызвать его автоматическое включение при отключении электродвигателя рабочего насоса или при возникновении других условий для АВР. Так кнопкой «Вывести» АВР отключается; кнопкой «ВНГ-la» ставится на АВР электродвигатель ВНГ-la (при этом электродвигатель ВНГ-16 должен находиться в работе).

Для управления электродвигателем могут использоваться специальные панели управления, которые открываются, например, по двойному щелчку мышью на символе соответствующего насоса. Пример панели управления электродвигателем приведен в п. 4.7. На этой панели более подробно прописано состояние электродвигателя, а также находятся кнопки управления «Включить» и «Отключить».

Благодаря мощным графическим возможностям современных компьютеров могут быть выбраны различные формы отображения приборов и оборудования. Как видно из приведенных примеров мнемосхем, они достаточно наглядно отражают структуры объекта управления, что дает оператору возможность легко ориентироваться в различных ситуациях. Возможность анимации элементов мнемосхем, например, изменение цвета или изображения символов, позволяет сконцентрировать внимание на нужном объекте.

Наряду с мнемосхемами на операторских станциях могут быть просмотрены журналы событий, архивная информация. При управлении крупными объектами часто выделяют отдельные компьютеры для событийных и архивных станций.

Журнал событий позволяет в удобной форме анализировать развитие различных ситуаций. В нем могут фиксироваться как плановые действия, например включение/отключение оборудования, так и нештатные ситуации, например выход параметра за допустимые пределы. Разным событиям присваиваются разные приоритеты в зависимости от степени их важности. В зависимости от приоритета события отображаются разным цветом. По-разному отображаются входящие и уходящие события (например, если параметр вышел за допустимые пределы, а потом вернулся в рабочую зону).

Накопление и просмотр архивов аналоговых параметров ведется с помощью трендов, на которых отображаются графики изменения параметров во времени.

Схема управления электродвигателем в асу тп

Принципиальная схема управления электродвигателем в рамках АСУ ТП приведена на рис. 4.6. В отличие от предыдущей схемы здесь информация о состоянии электродвигателя (включен, отключен, авария) вводится в ПТК. Из ПТК же поступают команды на включение и отключение электродвигателя. В схеме отсутствуют отсылки в другие схемы (сигнализации и АВР), так как эти функции реализуются также в рамках ПТК. Звуковая и световая сигнализация выводятся на операторской станции, а алгоритмы АВР реализуются в контроллере.

Рис 4.6. Принципиальная схема

Фактически вместо ламп, показывающих приборов и табло сигнализации сигналы о состоянии электродвигателя поступают на модули входных сигналов УСО. Вместо ключей используются модули выходных сигналов УСО. Схемные решения, связанные с логикой работы и сигнализацией, вообще исчезают и переводятся на программный уровень.

Таким образом, общее количество аппаратуры и щитовых устройств сокращается. Не нужны панели АВР, сигнализации, пульты в традиционном их виде. С учетом того, что в современных распределенных системах автоматизации модули УСО могут располагаться непосредственно в помещениях распределительных устройств, существенно сокращается количество контрольного кабеля. Основной объем информации на большие расстояния (от распределительных устройств до щитов управления) передается по полевой сети, представляющей собой обычно один кабель в виде витой пары.

Следует отметить, что при компьютерной автоматизации существенно изменяются объемы и виды работ по созданию проекта. Перевод схемотехнической логики в контроллер приводит к тому, что значительная часть проекта выполняется программистами-технологами. Понятно, что схема управления и алгоритм управления тесно взаимосвязаны, поэтому при разработке схем нужно иметь базовые понятия о принципах реализации алгоритмов.

Входные и выходные сигналы птк

Отображение информации о состоянии оборудования на мнемосхеме формируется на основе входных сигналов ПТК, а управление реализуется выходными сигналами. Ввод/вывод сигналов осуществляется через модули УСО.

Принято выделять следующие виды сигналов УСО.

Дискретные входы. Обеспечивают преобразование входного сигнала в два значения - логический 0 или 1. Нулю соответствует на входе модуля напряжение О В или разомкнутое состояние контакта, а единице - 24 В или 220 В (в зависимости от типа УСО) или замкнутое состояние контакта.

Дискретные выходы. Обеспечивают преобразование логического 0 или 1 в выходной сигнал. Нулю соответствует на выходе модуля напряжение 0 В или разомкнутое состояние контакта, а единице - 24 В или 220 В (в зависимости от типа УСО) или замкнутое состояние контакта.

Аналоговые входы. Обеспечивают ввод в контроллер входного аналогового сигнала. В качестве входных аналоговых сигналов используются датчики с унифицированными токовыми сигналами4-20 мА; термопары; термометры сопротивления.  

Аналоговые выходы. Формируют сигнал в диапазоне 4-20 мА.

При разных схемах управления электродвигателями может использоваться различный набор сигналов. Среди них:

- дискретные входные сигналы «включен», «отключен» от блок-контактов выключателей (контакторов) механизмов, «аварийно отключен» от контакта из цепей защиты, «неисправность цепей управления»;

- дискретные     выходные     сигналы     (команды)     «включить», «отключить», обычно использующие релейные выходы, включаемые в цепи управления;

- аналоговый    сигнал    «ток    электродвигателя»,    позволяющий контролировать нагрузку механизма.

На рис. 4.7- 4.10 приведены примеры схем подключения сигналов к УСО.

Ток электродвигателя вводится обычно с выхода преобразователя, формирующего унифицированный токовый сигнал 4-20 мА на основе входного сигнала от трансформатора тока. Аналогично в виде унифицированных токовых сигналов от преобразователей вводятся значения токов, напряжений и мощностей различных присоединений.

Тип УСО на 4-20 мА называют унифицированным, так как в таком виде выдаются сигналы при измерении различных физических величин аппаратурой различных производителей. Минимальному значению измеряемого сигнала соответствует ток 4 мА, максимальному - 20 мА. При отсутствии тока диагностируется обрыв цепи сигнала и выдается соответствующее сообщение. Пересчет тока в инженерные единицы (амперы, вольты, проценты и другие) осуществляется в контроллере.

Рис. 4.7. Подключение унифицированного входного аналогового сигнала

Для реализации функции температурного контроля генератора (измерения температур стали, меди, газа) используются термопреобразователи    сопротивления.    Сигналы    от    термометров сопротивления заводятся непосредственно на специализированные модули УСО.

Рис. 4.8. Подключение входного аналогового сигнала от термосопротивления по трехпроводной схеме

Для дискретных сигналов большее распространение получили модули УСО на постоянное напряжение 24 В. Для подключения сигналов из цепей переменного и постоянного тока 220 В в ПТК часто используют промежуточные реле, что позволяет гальванически развязать высоковольтные силовые цепи и низковольтные цепи ПТК.

Рис. 4.9. Подключение входного дискретного сигнала

Рис. 4.10. Подключение выходного дискретного сигнала

Эти сигналы заводятся на модули УСО. Обычно к модулю УСО может быть подключено несколько сигналов (8, 16, 32 в зависимости от исполнения модуля) определенного типа. Модули УСО обеспечивают преобразование физических сигналов (тока, напряжения, сопротивления) в программные переменные.

На основе списков входных и выходных сигналов формируется база данных переменных для программирования контроллеров и операторских станций. Кроме того, в эту базу заносятся переменные, не связанные с физическими сигналами, а используемые для промежуточных расчетов, отображения и хранения информации.

Программное обеспечение

Принято разделение программного обеспечения (ПО) на базовое (фирменное), поставляемое разработчиком ПТК, и прикладное (пользовательское), которое создается при реализации конкретной системы управления.

Разработку прикладного программного обеспечения АСУ ТП можно условно разделить на две части:

-    программирование пользовательского интерфейса и обработкуданных на операторских станциях;

-    программирование контроллеров.

Для разработки прикладного ПО АСУ ТП используется базовое программное обеспечение, позволяющее существенно снизить затраты на разработку.

Это может быть специализированное программное обеспечение, ориентированное на конкретный ПТК, либо универсальное, используемое в открытых системах. Обычно базовое ПО использует привычный интерфейс WINDOWS и интуитивно понятные средства программирования, что позволяет заниматься разработкой ПО не программистам, а инженерам-технологам после определенной подготовки.

Для программирования операторских станций и отображения на них информации при эксплуатации используются SCADA-системы (Supervisory Control and Data Acquisition). Для программирования контроллеров -технологические языки программирования.

Важной составляющей базового программного обеспечения являются средства управления проектом при разработке прикладного программного обеспечения, позволяющие в удобной форме осуществлять конфигурирование ПТК. Такие средства называют системами автоматизированного проектирования (САПР). В их состав входят различные   библиотеки   стандартных   элементов,   позволяющие   вести разработку прикладного ПО и технических средств ПТК из готовых блоков. На рис 4.11 приведен пример окна конфигурирования технического обеспечения ПТК.

В правой части экрана прорисована общая структура ПТК, на которой показаны две операторские станции (OS1 и OS2) и два контролера (PS1 и PS2).

Обратим отдельное внимание на элемент, нарисованный в виде ноутбука. Это инженерная станция. Инженерные станции входят в состав многих ПТК и предназначены для разработки, отладки и загрузки прикладного ПО. На них обычно и устанавливается основная часть базового ПО. В оперативный контур управления инженерная станция не входит, но может быть подключена к системе для анализа работы ПТК.

В левой части экрана представлена структура технических средств в виде дерева, на котором виден состав модулей контроллера, структура полевой сети и состав модулей УСО одного из узлов этой сети. Для каждого модуля дано краткое пояснение. Например, Analln 8 Ch - модуль аналогового ввода на 8 каналов, DigIn 16 Ch - модуль дискретного ввода на 16 каналов, DigOut 16 Ch - модуль дискретного вывода на 16 каналов. К каналам модулей УСО осуществляется привязка входных и выходных сигналов, характеризующих состояние оборудования.

Также в виде дерева может быть наглядно представлена логическая структура ПО. На ней показывается, какие задачи выполняются на разных контроллерах и каковы их характеристики (время цикла, приоритет). Для удобства программирования каждая задача может состоять из набора подзадач, реализующих тот или иной набор алгоритмов. Такой подход позволяет легче ориентироваться в сложных проектах с сотнями или тысячами сигналов.

Как уже отмечалось, основой для программирования является база данных переменных. Программы на контроллерах и операторских станциях, выполняясь циклически, обращаются к этой базе. Контроллер опрашивает модули УСО и на основе входных сигналов обновляет значения входных переменных, затем производит расчеты, определяя выходные переменные, потом передает сигналы на выходы УСО для воздействия на исполнительные механизмы. Программы операторских станций отображают значения переменных на мнемосхемах; с помощью кнопок и других элементов управления изменяют значения переменных в базе; проводят анализ данных для формирования сообщений; работают с архивными данными.

Цикл выполнения программ на операторских станциях составляет примерно 1 с, что соответствует скорости реакции оператора. На контроллерах разные задачи выполняются с разным циклом. Так, опрос медленных переменных может осуществляться раз в 1 - 2 с, задачи дистанционного   управления   выполняются   раз   в   0,5   с,   сигналы технологических защит должны фиксироваться с разрешением 10 мс.

Так как в настоящее время сложились общие подходы к разработке прикладного программного обеспечения ПТК, рассмотрим основные принципы разработки средств управления на примере электродвигателя безотносительно к конкретной системе программирования.

Рис.4.11. Конфигурирование ПТК

Разработка пользовательского интерфейса

SCADA-системы обеспечивают работу в двух режимах: исполнения и проектирования.

В режиме исполнения осуществляется отображение информации на мнемосхемах операторских станций, прием управляющих команд от операторов для воздействия на исполнительные органы, формирование предупредительной и аварийной сигнализации, формирование и просмотр архивной информации.

В режиме проектирования с помощью специальных средств осуществляется разработка пользовательского интерфейса: прорисовка мнемосхем, описание трендов, условий возникновения событий.

Основными элементами SCADA-системы являются:         

-  графический редактор для подготовки мнемосхем;

-  средства взаимодействия с базой данных переменных;

-  средства формирования журналов событий;

-  средства формирования архивов.

Одним из наиболее трудоемких процессов является разработка мнемосхем. Современные SCADA-системы предоставляют для их разработки широкий набор графических объектов, позволяющих формировать мнемосхемы и связывать их с базой данных переменных. Обычно в них имеется набор пассивных графических объектов для рисования структуры управляемого объекта (линия, окружность, прямоугольник и прочее), а также активные объекты, отображение которых связано с состоянием переменных.

Для вывода на экран аналоговых параметров обычно используются алфавитно-цифровые индикаторы. Их внешний вид (размер, шрифт, цвет, формат вывода числа) определяются их свойствами. Одним из свойств является и связанная с индикатором переменная. При необходимости аналоговые параметры могут отображаться с помощью бар-графов или изображений, аналогичных стрелочным приборам.

Дискретные входные переменные обычно выводятся на экран не непосредственно, а определяют внешний вид (цвет, размер, изображение) других графических объектов. Например, на экране может быть изображена лампочка, отображающая состояние электродвигателя. Ее цвет будет определяться состоянием дискретных переменных «включен» (VK), «отключен» (ОТК). Тогда при включенном электродвигателе (VK=1, ОТК=0) лампочка будет красной; при отключенном электродвигателе (VK=0, OTK=1) - зеленой; при отсутствии напряжения в цепях управления (VK.=0, OTK=0) - белой; неправильная комбинация сигналов (VK=1, ОТК=1) - мигающей для привлечения внимания оператора.

Для формирования дискретных команд на экране дисплея прорисовываются какие-то управляющие элементы (кнопки, переключатели), которые записывают 0 или 1 в соответствующую переменную. Например, при нажатии кнопки «включить» в переменную K.NV К. заносится 1.

     Примеры      использования      элементов      мнемосхем      можно  проиллюстрировать на панели управления электродвигателем (рис, 4.12).

Значение тока электродвигателя (входная аналоговая переменная) выводится в виде цифрового индикатора.

Индикаторы внештатных ситуаций в нормальном режиме работы выводятся невидимыми и загораются только тогда, когда в контроллер поступают соответствующие сигналы (дискретные входные переменные принимают значения 1).

Индикатор АВР появляется тогда, когда нажата соответствующая кнопка, устанавливающая внутреннюю переменную программы.

Рис. 4.12. Панель управления электродвигателем

Индикатор невыполнения команды управляется внутренней переменной, устанавливаемой в ходе работы алгоритмического блока управления электродвигателем.

Кнопки «Пуск» и «Стоп» готовят выходные дискретные переменные для включения и отключения электродвигателя. Чтобы исключить случайное воздействие, нажатие этих кнопок подтверждается кнопкой ОК.

Для формирования технологической сигнализации и журнала событий в SCADA-системах для аналоговых параметров предусмотрен ввод уставок. Как правило предусматривается 4 уставки: низок, высок, аварийно низок и аварийно высок. При выходе параметра в ходе эксплуатации за уставки в журнале формируются соответствующие сообщения.

Для просмотра параметров в виде графиков используется понятие тренда. При описании тренда задаются имена параметров, которые в нем сохраняются и отображаются, и форма их представления (цвет, границы изменения для масштабирования).

Программирование контроллеров

Программирование контроллеров в большинстве современных ПТК ведется на специализированных технологических языках программирования, которые понятны специалистам-технологам и не требуют специальной программистской подготовки. Существует стандарт на такие языки, поэтому реализация алгоритмов для различных контроллеров имеет много общего.

Один из наиболее широко используемых языков является язык диаграмм функциональных блоков. Это графический язык. Программа на нем представляет собой схему, собранную из специальных блоков. Среди блоков как стандартные функции: арифметические (сложение, вычитание, умножение, деление); логические (И, ИЛИ НЕ); сравнения (больше, меньше, равно); дискретные (триггеры, импульсы, выделение фронтов переменных); динамические (интегрирование, дифференцирование) и другие, так и специализированные: формирование сообщений; обмен по сети и другие.

На входы блоков подаются входные переменные, на выходах формируются выходные переменные.

Программа выполняется на контроллере циклически с заданным интервалом (например, 0,5 с).

Рассмотрим в общих чертах структуру алгоритма управления электродвигателем.

Пусть для управления электродвигателями используется следующий алгоритмический блок ELDVIG, работающий во взаимодействии с рассмотренной ранее панелью управления (рис. 4.13).

Рис. 4.13. Алгоритмический блок управления электродвигателем

Для программирования используются следующие переменные: VK - дискретная входная переменная «Включен»; ОТК - дискретная входная переменная «Отключен»; AVOTK   -   дискретная    входная    переменная    «Аварийно отключен»;

ТОК - аналоговая входная переменная «Ток электродвигателя»;

IVK - внутренняя переменная «Включить»;

IOTK - внутренняя переменная «Отключить»;

Z_VK - внутренняя переменная «Запрет включения»;

ZOTK - внутренняя переменная «Запрет отключения»;

K_VK - дискретная выходная переменная «Включить»;

КОТК - дискретная выходная переменная «Отключить»;

ERRED - внутренняя переменная «Ошибка работы»;

KN VK - внутренняя переменная, устанавливаемая кнопкой на панели управления электродвигателем «Включить»;

KNOTK - внутренняя переменная, устанавливаемая кнопкой на панели управления электродвигателем «Отключить».

Предполагается, что включение/отключение электродвигателя (ЭД) может осуществляться оператором нажатием кнопок на панели управления (при этом KNVK./ KN ОТК устанавливается в 1) или автоматически из программы, например при срабатывании АВР (при этом 1 VK/ 1_ОТК устанавливается в 1). Естественно, что при этом не должно быть запрещающих сигналов (могут быть обусловлены состоянием другого оборудования) на соответствующих входах ZVK/ Z_OTK=1.

Для реализации команды выходной переменной K_VK/ K_OTK на 2 с присваивается значение 1, что обеспечит подачу напряжения на реле фиксации команд в течение 2 с.

Ниже приводится описание алгоритмов на языке диаграмм функциональных блоков, выполняемых внутри алгоритмического блока ЭД

с соответствующими пояснениями. В программе наряду со стандартными элементами (И, ИЛИ, >) использованы следующие блоки:

TRIG1 - выдает на выходе единицу в течение заданного количества циклов выполнения программы, если входная переменная перешла из 0 в 1 (выявление переднего фронта);

TRIG2 - выдает на выходе единицу в течение заданного количества циклов выполнения программы, если входная переменная перешла из 1 в О (выявление заднего фронта);

PULS - выдает на выходе импульсы заданной продолжительности, если входная переменная 1;

SIGND - формирует сигнализацию и запись в журнал событий, если входная переменная 1.

Жирная точка на входе блока означает инверсию входной дискретной переменной.

Рис. 4.14. Алгоритм формирования команды на включение

После нажатия оператором кнопки включения ЭД (KN_VK=1) или программного запроса на включение (I_VK=1) на выходе блока ИЛИ появится 1.

Далее контроллер производит оценку состояния ЭД, при этом происходит считывание значений следующих логических переменных:

VK - состояние ЭД: «1» - включен; «О» - отключен;

Z_VK - запрет включения ЭД: «1» - установлен; «О» - снят;

AV_OTK - аварийное отключение: «1» - было произведено; «О» - не было.

Значения этих переменных поступают на инвертирующие входы логической функции «И». На неинвертирующий вход этого же элемента подается выходной сигнал логической функции «ИЛИ». Результатом сравнения входных величин в блоке «И» будет логическая единица только в том случае, если запрет на запуск ЭД не установлен, двигатель не работает, не был отключен аварийно.

В противном случае на выходе блока «И» появится логический ноль, и запуск ЭД произведен не будет.

Логическая единица с выхода функции «И» через блок формирования импульсов сформирует импульсную команду включения ЭД (K_VK=1), которая через дискретный выход УСО замкнет необходимый контакт на схеме.

Кроме того, через блок мониторинга в журнал событий будет занесена отметка о факте и времени включения ЭД.

Рис. 4.15. Алгоритм формирования команды на отключение

После нажатия оператором кнопки отключения ЭД (KN_OTK=1) или программного запроса на отключение (1_ОТК=1) на выходе блока ИЛИ появится 1.

Далее контроллер производит оценку состояния ЭД, при этом происходит считывание значений следующих логических переменных:

ОТК - состояние ЭД: «О» - включен; «1» - отключен;

Z ОТК - запрет отключения ЭД: «1» - установлен; «О» - снят.

Значения этих переменных поступают на инвертирующие входы логической функции «И». На неинвертирующий вход этого же элемента подается выходной сигнал логической функции «ИЛИ». Результатом сравнения входных величин в блоке «И» будет логическая единица только в том случае, если двигатель работает, и запрет на отключение ЭД не установлен.

В противном случае на выходе блока «И» появится логический ноль, и отключение ЭД произведено не будет.

Логическая единица с выхода функции «И» через блок формирования импульсов сформирует импульсную команду отключения ЭД (К_ОТК=1), которая через дискретный выход УСО замкнет необходимый контакт на схеме.

Кроме того, через блок мониторинга в журнал событий будет. занесена отметка о факте и времени отключения ЭД.

Алгоритм диагностики нештатных ситуаций

Если после завершения импульса на включение ЭД (момент определяется по переходу переменной K_VK из 1 в 0) не пришел сигнал о включенном состоянии ЭД (VK=0), то команда на включение не выполнилась (на выходе блока И установится 1). При этом через блок мониторинга в журнал событий будет занесена отметка о факте невыполнения команды, а также установится переменная M_ER_1 = 1 для индикации ошибочного состояния ЭД на мнемосхеме (рис. 4.16). Те же действия выполняются при невыполнении команды отключения.

Рис. 4.16. Алгоритм формирования сообщения о невыполнении команды

Если пришел сигнал о включении ЭД (момент определяется по переходу переменной VK из 0 в 1), а команды на включение не было (K_VK=0), то через блок мониторинга в журнал событий занесется отметка о несанкционированном включении, а также установится переменная M_ER_2=1 для индикации ошибочного состояния ЭД на мнемосхеме (рис.4.17).  Те же действия  выполняются  при          несанкционированном отключении.

Рис. 4.17. Алгоритм формирования сообщения о несанкционированном включении

Если отсутствуют сигналы как о включенном, так и об отключенном состоянии ЭД, то в журнал событий занесется отметка об отсутствии напряжения в цепях управления (рис. 4.18).

Рис. 4.18. Алгоритм формирования сообщения об отсутствии напряжения в цепях управления

Сигналы о всех нештатных ситуациях (ЭД был отключен в аварийном режиме; невыполнение команды; самостоятельное включение или отключение без команды оператора или пограммы) поступают на входы логической функции «ИЛИ», которая выдает сигнал о сбое в работе электродвигателя, записываемый в переменную «ERRED» (рис. 4.19).

Рис. 4.19. Алгоритм формирования переменной ошибочной ситуации

Рис. 4.20. Алгоритм формирования сообщения о перегрузке

В рассматриваемом алгоритме значение вещественной переменной «ТОК», соответствующее значению тока ЭД, выраженному в процентах, сравнивается с допустимым значением (110 %), и в случае превышения соответствующий сигнал записывается в логическую переменную MER4. Значение этой переменной используется для индикации о перегрузках электродвигателя рабочими токами в окне управления ЭД.

Рис. 4.21. Алгоритм сброса значений служебных переменных

В этом алгоритме происходит обнуление служебных переменных, индицирующих нажатие оператором кнопок управления, в конце каждого цикла выполнения программы.

Использование блока ЭД. Для использования блока ЭД для управления конкретным электродвигателем на его входы и выходы подаются соответствующие переменные. На рис. 4.22 приведен пример программы для электродвигателя вентилятора наддува генератора 1а (ВНГ-la).  Эта программа должна быть включена в одну из задач, выполняемых на контроллере, и будет выполняться циклически с циклом этой задачи.

Рис. 4.22. Алгоритм управления электродвигателем

Используемые переменные должны быть связаны с конкретными входными и выходными сигналами соответствующего ЭД. Кроме самих переменных здесь добавлен алгоритм включения АВР. Предполагается, что если ВНГ-la поставлен на АВР (на мнемосхеме нажата соответствующая кнопка, устанавливающая переменную BHF-la-AVR=l), и при этом произошло отключение электродвигателя ВНГ-16 (выявляется по переходу дискретного входа «Включен» ВНГ-16-VK из 1 в 0), то на ВНГ-1а автоматически подается команда на включение.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

23835. Форматування символів 38 KB
  Вихідний код сторінки: html head title Країни АСЕАН title head body BGCOLOR=Black TEXT=White BASEFONT SIZE=3 H1 ALIGN=CENTER FONT COLOR= RED Малайзія FONT H1 H3 ALIGN=LEFT FONT FACE= Comic Sans MS COLOR = YELLOW Столиця FONT H3 P SAMP U Столиця КуалаЛумпур. U SAMP P H3 ALIGN=LEFT FONT FACE= Comic Sans MS COLOR = YELLOW Географічне розташування FONT H3 P EM Малайзія розташована в екваторіальному поясі. EM P H3 ALIGN=LEFT FONT FACE= Comic Sans MS COLOR = YELLOW Державний устрій FONT H3 P B Малайзія це федерація яка складається з 13 штатів...
23836. Створення посилань на мережеві ресурси 33.5 KB
  Вихідний код сторінки: html head title Дарфурський конфлікт title head body BGCOLOR=Azure TEXT=Black BASEFONT SIZE=3 A NAME= Top A H1 ALIGN=CENTER FONT COLOR= RED Конфлікт у Дарфурі FONT H1 H3 ALIGN=LEFT FONT FACE= Monotype Corsiva COLOR = Black A HREF= mailto:ork@email.ua Автор: Киричук Олег A FONT H3 H3 ALIGN=LEFT FONT FACE= Arial COLOR = Green OL TYPE=1 LI Опис регіону FONT H3 P EM Дарфур араб. EM P H3 ALIGN=LEFT FONT FACE= Arial COLOR = Green OL START=2 LI Опис конфлікту FONT H3 P Дарфурський конфлікт міжетнічний конфлікт що вилився...
23837. Використання графіки при створенні HTML 38.5 KB
  Вихідний код сторінки: html head title Індокитай title head body bgcolor= 99FF33 p align= center b i font size= 7 color= FF0000 Індокитай font i b p p align= left b i img border= 0 src= Flag_of_Vietnam.png width= 184 height= 125 align= left Соціалістична Республіка В'єтнам i b країна в південносхідній Азії на узбережжі ПівденноКитайського моря межує на півночі з Китаєм на півдні та заході з Камбоджею і Лаосом; омивається Південнокитайським морем затока Тонкін. 2006 p p align= center nbsp; p p align= center img border= 0 src=...
23838. Сатирическая Литература 17в.Антицерковная литра 26.5 KB
  только они и люди Типы сатиры: 1Антицерковная литература 2сатира на царский суд Сатира на самые главные вещина все мироздание. библией можно оправдать любые поступки сатира не сколько на библиюсколько на демагогичное использование текста сверхсложные системы на вопросы в них нельзя отвечать однозначноязыквселенная человек Калязинская челобитная меховую жалобу иноков Троицкого Калязина монастыря на левом берегу Волги против города Калязина адресованную архиепископу Тверскому и Кашинскому Симеону 16761681....
23839. Сатира на Царский суд 28 KB
  Сатира на Царский суд Повесть об Ерше Ершовиче рассказывает о тяжбе Ерша с Лещом и Головлем. Лещ и Головль Ростовского озера жильцы жалуются в суд на Ерша на Ершова сына на щетинника на ябедника на вора на разбойника на ябедника на обманщика. Дальше в форме пародии на судное дело повествуется о проделках и непотребствах Ерша векового обманщика и ведомого воришки. В конце концов судьи признают что правы Лещ с товарищи и выдают им Ерша головою.
23840. Смеховой мир Древней Руси (далее - ДР) 22.5 KB
  В ДР смехом разрушалась родовая точка зрения.С точки зрения жителей ДР все что за пределами родовой точки зрения не существует это антимир находящийся на кромке кромешный мир.Азбука о голом и небогатом человеке монолог чтоб вы знали: на каждую букву – малюсенький сюжет на пару строк он рассказывает что у него были родители потом умерли стал бедным итдВообще такого рода азбуки были популярны тк если вдуматься азбука – модель культуры и мировоззрения народа и мироздания вообще.
23841. Смеховой мир Древней Руси 22.5 KB
  Смехочень сложное понятиене изученное до концастихиякоторая может созидать и разрушать.Признак хороших отношенийсмех.Любая иерархия относится к смеху отрицательнов церкви смеяться нельзя.Функции Смехового мира:крушение родовой точки зрения Сатирический смехнаправленный на когото.
23842. Житие протопопа Аввакума: жанровое своеобразие 21.5 KB
  Не будь Аввакума не было бы таких какими мы знаем Пушкина Толстого Гоголя Достоевского в один ряд с которыми Лихачев ставит Аввакума 1 этап – Киевская Русь – Феодосий Печерский. 2 этап – Епифаний Премудрый плетение словес.3 этап – борьба с каноном – ЕрмолайЕразм – Повесть о Петре и Февронье замена волшебной сказки.4 этап – разрушение канона появление романа потом в произведениях многих авторов возникают отголоски жития вплоть до святых атеизма Как закалялась сталь Островского.
23843. Житие протопопа Аввакума: новаторство Аввакума 22.5 KB
  Житие протопопа Аввакума: новаторство АввакумаОн ощущает себя святым страдающим за веру – пишет свое житие. Прожив полную лишений жизнь он говорит об этом случае в своем житие так глубоко в душу это ему запало.