Krzysztof Fotujma ABB Sp. z o.o. Integracja systemów elektrycznych i automatyki dla elektrowni

Transkrypt

1 Krzysztof Fotujma ABB Sp. z o.o. Integracja systemów elektrycznych i automatyki dla elektrowni

2

3 INTEGRACJA SYSTEMÓW ELEKTRYCZNYCH I AUTOMATYKI DLA ELEKTROWNI. Krzysztof Fotujma ABB Sp. z o.o. 1. WPROWADZENIE Na przestrzeni ostatnich lat granice systemów automatyki DCS (Distributed Control System)są sukcesywnie rozszerzane. Już w latach 90-tych istniała możliwość parametryzacji i diagnostyki aparatury obiektowej z poziomu stacji inżynierskiej systemów automatyki. Był to pierwszy krok do integracji urządzeń obiektowych w wewnętrznych strukturach systemów automatyki. Wraz z wprowadzeniem nowych standardów komunikacji obiektowej takich jak Profibus DP czy Profibus PA, integracja zaczęła obejmować kolejne typy urządzeń. Finalnie granica systemu automatyki przesunęła się z zacisków podłączeniowych modułów wejściowo wyjściowych do urządzeń obiektowych takich jak przetworniki, siłownikiitp. w pełni obsługiwanych przez stacje inżynierskie systemów DCS. Proces poszerzania zakresu kompetencji klasycznych systemów DCS nadal trwa. Nowoczesne systemy automatyki wkraczają w kolejny, dla wielu wciąż niedostępny, obszar obejmujący część elektryczną elektrowni i elektrociepłowni. W klasycznym podejściu, część elektryczna jest obsługiwana przez odrębny system nadzoru a wymiana informacji z systemem DCS jest realizowana w oparciu o kable sygnałowe. Integracja systemów elektrycznych i automatyki, tam gdzie jest to technicznie i organizacyjnie możliwe, w jednej platformie zapewnia wiele korzyści w postaci redukcji kosztów inwestycji i eksploatacji oraz znacznym uproszczeniu instalacji. 2. PO CO INTEGRACJA? Konwencjonalne podejście charakteryzuje się olbrzymią ilością połączeń kablowych pomiędzy systemem DCS a urządzeniami części elektrycznej oraz odrębnym systemem nadzoru nad częściąelektroenergetyczną. Takie rozwiązanie pociąga za sobą dodatkowekoszty spowodowane eksploatacją odrębnego systemu, utrzymywaniem kolejnego magazynu części zamiennych, dodatkowych narzędzi konfiguracyjnych oraz kształceniu personelu itp. Diagnostyka w takim układzie jest mocno ograniczona. Połączenia kablowe umożliwiają przekazywanie tylko niewielu wybranych informacji a każda, najmniejsza nawet rozbudowa wymaga układania kolejnych odcinków okablowania, ich sprawdzania pomontażowego oraz zabudowy kolejnych modułów po stronie systemów cyfrowych. Dostęp do szczegółowych danychuzyskiwany jest dopiero za pomocą specjalizowanych narzędzi programowych i bezpośredniego połączenia z każdym z urządzeń. Kolejną kwestią są dwie, niepowiązane ze sobą sekwencje zdarzeń, po stronie DCS i po stronie systemu nadzoru nad częściąelektroenergetyczną, przez co analiza sytuacji awaryjnych jest mocno utrudniona. Integracja systemów elektrycznych i automatyki niesie za sobą wiele korzyści. Zastosowanie komunikacji cyfrowejpomiędzy DCS a urządzeniami części elektrycznej powoduje znaczne obniżenie kosztów instalacjioraz rozbudowy w przyszłości. Redukcji ulega olbrzymia ilość połączeń kablowych, skrzynek II Konferencja Wytwórców Energii Elektrycznej Skawina II Ko n f e r e n c j a Wy t w ó r c ó w En e r g i i El e k t r y c z n e j Sk a w i n a

4 obiektowych, szaf krosowych i systemowych, modułów wejść / wyjść systemu DCS. Za tym idą niższe koszty montażu i uruchomień. Eksploatacja takiego układu jest znacznie uproszczona. Jest jeden system zamiast dwóch a więc niższe koszty utrzymania, części zamiennych, serwisu i szkoleń. Dzięki dużej przepustowości łączy komunikacyjnych jest zapewniona pełna diagnostyka urządzeń elektrycznych np. zabezpieczeń. Zdarzenia i alarmy są rejestrowane na jednej, wspólnej i dającej się filtrować liście (sekwencji zdarzeń) zarówno dla technologii i elektryki, co znacznie poprawia ustalanie przyczyn ewentualnych zakłóceń i awarii. Inne korzyści to centralny system archiwizacji i raportowania, jednakowy interfejs operatorski i inżynierski, ujednolicone procedury sterowania czy wspólna platforma sprzętowa. Zintegrowany system zapewnia jedno miejsce (środowisko) dostępu do kompletnej wiedzy o obiekcie i procesie technologicznym. Struktura takiego systemu może być łatwo dostosowana do struktury organizacyjnej elektrowni (dowolna ilość stacji operatorskich, instalacja w dowolnych pomieszczeniach, odpowiednio przydzielane, indywidualne prawa dostępu). 3. INTEGRACJA Z WYKORZYSTANIEM IEC61850 Jednym z mechanizmów umożliwiających integrację elektryczną jest wprowadzenie, zgodnej z normą IEC61850 magistrali komunikacyjnej. Norma ta standaryzuje budowę urządzeń cz. elektrycznej takich jak m.in. zabezpieczenia elektryczne, sposób ich działania oraz metodę komunikacji. Opisana w normie technika wymiany danych jest niezwykle wydajna i umożliwiająca spełnienie wysokich wymagań związanych z prędkością, przepustowością i pewnością przesyłanych informacji. IEC61850 jest już od wielu lat popularnie stosowana w stacjach energetycznych. Współczesne, nowoczesne urządzenia automatyki elektrycznej są już standardowo zgodne z IEC Warstwa komunikacyjna IEC61850 umożliwia łączenie się różnych urządzeń IED (Inteligent Electronic Device) w układzie nadawca/ odbiorca. Brak elementów typu Master umożliwia niezależne funkcjonowanie wielu węzłów komunikacyjnych a urządzenia IED komunikują się bezpośrednio ze sobą. Struktura sieci w postaci połączonych ring ów zapewnia redundancję i pewność łączy komunikacyjnych. Współczesne, najnowocześniejsze systemy automatyki, w zakresie komunikacji od lat są już zgodne z IEC61850i mogą się legitymować pokaźną listą zrealizowanych wg tej koncepcji projektów.urządzenia IED są integrowane w systemie DCS. Stacje procesowe systemu DCS, pod względem komunikacjisą takim samych IED jak np. przekaźnik zabezpieczeniowy.obsługa kanałów komunikacji MMS (Manufacturing Message Specification) oraz GOOSE (Generic Object OrientedSubstationEvent) zapewnia, że zdarzenia rejestrowane na sekwencji zdarzeń są znakowane czasem na poziomie IED z rozdzielczością 1ms a prędkość wymiany danych jest na poziomie milisekund, co zapewnia koordynację zabezpieczeń w oparciu o tą technologię. Dzięki temu system DCS spełnia swoja klasyczną rolę pełniąc jednocześnie funkcję systemu nadzoru nad częścią elektroenergetyczną. Wdrożenie mechanizmów komunikacji IEC w systemach automatyki gwarantuje możliwość zbierania danych z systemów elektrycznych z odpowiednią częstością i prezentowania ich z wykorzystaniem tej samej platformy operatorskiej, która nadzoruje proces technologiczny. II Konferencja Wytwórców Energii Elektrycznej Skawina II Ko n f e r e n c j a Wy t w ó r c ó w En e r g i i El e k t r y c z n e j Sk a w i n a 2011

5 4. NOWOCZESNE ROZWIĄZANIE ABB jest jedną z firm czynnie uczestniczących w tworzeniu standardu, jakimjest IEC Zarówno produkowane przez ABBurządzenia jak i systemy są zgodne z tą normą. Systemy DCS produkcji ABB, Symphony+ oraz 800xA, zapewniają możliwość integracji urządzeń części elektrycznej, bez względu na producenta tych urządzeń, z wykorzystaniem otwartych technik komunikacyjnych takich, jak IEC61850, Profibus, Profinet itp. Zbudowany na ich bazie system obejmuje wszystkie typy urządzeń obiektowych zapewniając szybki i nieograniczony przepływ informacji, zaawansowaną diagnostykę i zarządzanie eksploatacją tych urządzeń. Zastosowane technologie pozwalają nawet na odzwierciedlenie wewnętrznych struktur integrowanych urządzeń w systemie DCS np. poszczególne elementy i podzespoły rozdzielni elektrycznych. W przypadku połączeń z rozdzielniami elektrycznymi, dzięki zastosowaniu cyfrowych łączy komunikacyjnych, praktycznie całkowitej redukcji ulega okablowanie, szafy systemowe/krosowe, trasy kablowe, moduły wejściowo/wyjściowe DCS u. Schemat systemu przedstawiony poniżej w sposób ogólny przedstawia poszczególne grupy urządzeń oraz połączenia między nimi w układzie zintegrowanej elektryki i automatyki. Schemat zintegrowanego systemu II Konferencja Wytwórców Energii Elektrycznej Skawina II Ko n f e r e n c j a Wy t w ó r c ó w En e r g i i El e k t r y c z n e j Sk a w i n a

6 Takie nowoczesne rozwiązanie udostępnia użytkownikowi kompletną wiedzę o obiekcie, praktycznie w czasie rzeczywistym. Umożliwia szybkie ustalanie przyczyn ewentualnych awarii. Elementy, jakie się do tego przyczyniają to wspólna sekwencja zdarzeń, jedna baza danych archiwalnych, jednolity interfejs użytkownika (środowisko) itp. Interfejs operatorski wspólny dla technologii i elektryki Ważną kwestią jest bezpieczny dostęp, który jest zapewniony przez wiele poziomów dostępu, z możliwością ograniczania kontroli pojedynczych urządzeń poszczególnym użytkownikom. Dzięki temu operator cz. elektrycznej ma ograniczony dostęp do cz. technologicznej i na odwrót. Wszystkie czynności operatorów są rejestrowane i archiwizowane. Systemy ABB mogą być w pełni dostosowane do struktur organizacyjnych elektrowni. Stacje operatorskie mogą być ulokowane w dowolnym miejscu np. nastawnia blokowa, nastawnia elektryczna i inne. W realizacji tak złożonych i odpowiedzialnych zadań kluczową rolę odgrywa organizacja i koordynacja prac.wybór partnera mającego w swojej ofercie zarówno rozwiązania z zakresu automatyki procesowej, nadzoru nad częścią elektroenergetyczną jak również urządzeń elektrycznych (rozdzielnie 0,4kV, 6kV aż do wyprowadzenia mocy) daje gwarancję spójności zaoferowanych rozwiązań oraz kompetencji w realizacji zadań o wielobranżowym zakresie. II Konferencja Wytwórców Energii Elektrycznej Skawina II Ko n f e r e n c j a Wy t w ó r c ó w En e r g i i El e k t r y c z n e j Sk a w i n a 2011

7 Kompleksowa oferta ABB 5. PODSUMOWANIE Na etapie planowania budowy nowych bloków energetycznych podejmowane są decyzje dotyczącesposobu realizacji powiązań pomiędzy automatyką a elektryką. Wybór integracji, w jednolitym systemie DCS, części automatyki procesowej z systemem nadzoru nad częściąenergetyczną zapewnia znaczne obniżenie kosztów.w stosunku to tradycyjnego podejścia, koszty inwestycyjne związane z zabudową systemu DCS oraz okablowania zmniejszają się o 15-20%, a koszty eksploatacji systemu o 45-50%. Koszt części elektrycznej jest pomniejszony o cenę za odrębny system nadzoru elektroenergetycznego. Integracja wszystkich urządzeń elektrowni w jednym systemie nadzoru i sterowania zapewnia jeden punkt dostępu do pełnej wiedzy o obiekcie. Informacje o nim są dostępne w czasie rzeczywistymzapewniając tym samym szybsze podejmowanie decyzji, co jest szczególnie ważne w sytuacjach awaryjnych.dysponując dokładnymi parametrami eksploatacyjnymi oraz danymi diagnostycznymi możliwe jest optymalne planowanie remontów i eliminowanie awarii. II Konferencja Wytwórców Energii Elektrycznej Skawina II Ko n f e r e n c j a Wy t w ó r c ó w En e r g i i El e k t r y c z n e j Sk a w i n a