Внедрение подсистем автоматизированных средств мониторинга и диагностики состояния оборудования подстанций

Размещено на http://www.allbest.ru/

1

Длительный период времени поддержание необходимой степени надежности энергетического оборудования в процессе эксплуатации обеспечивалось, во-первых, за счет значительных коэффициентов запаса, заложенных при его создании, а, во-вторых, системой технического обслуживания и периодических ремонтов, которая базировалась на проведении плановых профилактических работ после наработки определенного времени (система планово-предупредительных ремонтов).

Постепенное старение парка оборудования, происходящее во всех промышленно развитых странах, повышение уровней напряжения и снижение запасов прочности в оборудовании последних поколений остро поставили вопрос оценки его состояния и степени риска эксплуатации за пределами нормированного срока службы.

За последние 20 лет во многих странах произошла приватизация большого числа электротехнических компаний, производящих, передающих и распределяющих электроэнергию. Развитие свободного рынка электроэнергии в различных странах и усиливающийся финансовый прессинг стали дополнительными факторами, которые, с одной стороны, усилили возникшую тенденцию максимально возможного продления сроков службы оборудования, а с другой стороны, потребовали снижения эксплуатационных затрат на его техническое обслуживание и ремонты. Стремление собственников компаний максимально использовать ресурс имеющегося оборудования, что позволяет минимизировать и отложить инвестиционные вложения, вступило в противоречие с необходимостью обеспечения его надежной работы и сведения к минимуму числа аварийных отключений.

Необходимость разрешения возникшего противоречия привела к формированию нового подхода к оценке состояния оборудования. В основе новых, формирующихся в настоящее время методов управления и принятия решений лежит анализ рисков эксплуатации старого оборудования или оборудования с определенными дефектами.

В результате, подсистемы непрерывного автоматизированного контроля (мониторинга) и диагностики состояния оборудования в мировой практике стали обязательным компонентом при реконструкции и в новом строительстве энергообъектов.

Другим, не менее важным обстоятельством, влияющим на широкое внедрение подсистем управления, мониторинга и диагностики, является присущая всей мировой энергетике тенденция перехода на управление процессом преобразования и передачи электроэнергии из удаленных центров, поэтапное сокращение обслуживающего персонала подстанций и дальнейший перевод их в необслуживаемый режим работы. Эта тенденция в полной мере прослеживается и в отечественной энергетике. Для удаленного оперативного управления режимом подстанций наличие подсистем управления, мониторинга и диагностики является жизненно необходимым условием.

Таким образом, подсистемы управления, мониторинга и диагностики должны обеспечить решение следующих задач:

- создание предпосылок для существенного снижения числа технологических нарушений и предотвращения крупных аварий;

- обеспечение всей вертикали управления ОАО I "ФСК ЕЭС" достоверной информацией о техническом состоянии оборудования подстанций и линии электропередачи в масштабе реального времени;

- получение и обработка массива диагностической информации о состоянии электрооборудования подстанций и линий электропередачи, необходимого и достаточного для организации ремонтно-эксплуатационного обслуживания оборудования по техническому состоянию и управления ресурсом электрооборудования;

- получение экономического эффекта, основными составляющими которого будут:

- сокращение инвестиционных затрат на необоснованное обновление оборудования и его комплексное обследование;

- сокращение численности персонала в результате внедрения автоматизированных методов диагностики;

- снижение расходов на проведение ремонтов;

- уменьшение затрат на страхование оборудования, так как страховые компании устанавливают различные страховые проценты в зависимости от наличия или отсутствия систем диагностики электрооборудования;

- сокращение случаев недоотпуска электроэнергии по вине отказавшего оборудования;

- сокращение случаев штрафных санкций со стороны потребителей за причиненный ущерб, в том числе экологический, из-за выхода из строя электрооборудования.

Для реального получения декларируемого эффекта от внедрения подсистем автоматизированных средств мониторинга и диагностики состояния оборудования подстанций предстоит пройти достаточно протяженный и многоэтапный путь.

Создание новых и перевод действующих полностью автоматизированных и необслуживаемых подстанций существенно изменяют и ужесточают технические требования к основному и вспомогательному оборудованию. В наибольшей степени это относится к параметрам надежности, устойчивости к внешним воздействиям, наличию способов и средств автоматического и дистанционного управления, а также способности передачи на большие расстояния информации о состоянии оборудования, его технических параметрах и режимах, неисправностях, отказах и результатах выполнения команд.

Вновь строящиеся и реконструируемые подстанции должны оснащаться оборудованием с современными первичными датчиками, микропроцессорными средствами автоматического регулирования и управления. В то же время подавляющее большинство из эксплуатируемого в настоящее время оборудования подстанций не подготовлено к решению таких задач и требует или полной замены, или модернизации в части оснащения современными микропроцессорными исполнительными механизмами, регуляторами и первичными датчиками технологических параметров.

Подстанция и установленное на ней оборудование как объект автоматизации характеризуются рядом признаков:

- высокими требованиями по надежности (вероятности безотказной работы, срока службы, коэффициента готовности, потока ложных срабатываний, времени восстановления);

- территориальной и функциональной распределенностью;

- очень широким диапазоном изменения температуры окружающей среды, достигающим 95°С;

- крайне высоким уровнем электромагнитных помех;

- широкой номенклатурой контролируемых параметров, в том числе электрических (токов, напряжений, мощностей), механических перемещений и виброскоростей, температур, давлений и расходов жидкостей и газов, химического состава газов и др.;

- наличием разных подсистем АСУ ТП, оптимальное взаимодействие между которыми до настоящего времени не выстроено.

Очевидно, что по причинам экономического характера процесс замены устаревшего оборудования на современное, соответствующее требованиям работы подстанций в полностью автоматизированном режиме с возможностью дистанционного управления с удаленных центров, займет продолжительное время. Паллиативным решением является частичная модернизация и замена установленного оборудования, без проведения которых создание автоматизированных, а тем более необслуживаемых подстанций становится просто невозможным.

В процессе разработки технических требований к подсистемам управления, мониторинга и диагностики основного и вспомогательного оборудования подстанций целесообразно еще раз вернуться к структурному разбиению на подсистемы средств автоматизации энергообъектов. В частности, для управляемого оборудования подстанций (трансформаторы и автотрансформаторы, статические и вращающиеся источники реактивной мощности, коммутационные аппараты, компрессорные станции, электролизные установки и др.) подсистемы мониторинга и автоматического управления должны выполняться как единый программно-технический комплекс (ПТК). Для электротехнического оборудования, поставляемого на вновь строящиеся и реконструируемые подстанции, это требование является безусловным. Действительно, совмещение функций управления и контроля состояния оборудования позволяет:

- исключить дублирование первичных датчиков и вторичных преобразователей для приема входной информации, необходимой как для управления, так и для контроля состояния аппаратов. Примером могут служить датчики давления и температуры элегаза в элегазовых КРУЭ и отдельно стоящих выключателях, датчики токов электродвигателей маслонасосов и вентиляторов систем охлаждения, температуры масла РПН и трансформаторов, состояния вентилей, температуры охлаждающей жидкости, исправности системы управления для статических источников реактивной мощности (типа СТК) и др., одинаково необходимые для успешного функционирования систем мониторинга и автоматического управления. Внедрение ПТК, объединяющих функции управления технологическими процессами, мониторинга и диагностики состояния оборудования, обеспечит существенную экономию инвестиционных затрат за счет уменьшения номенклатуры и числа устройств вторичной коммутации;

- существенно повысить надежность и качество управления оборудованием за счет организации on-line контроля исполнения каждой команды. Качество автоматического регулирования и управления повышается за счет возможности формировать или блокировать недопустимые воздействия на исполнительные органы аппарата с учетом результатов непрерывного контроля его состояния.

Совмещение функций непрерывного контроля и автоматического управления уже давно и широко используется при автоматизации технических объектов с повышенными требованиями по надежности.

В условиях удаленного управления режимом и оборудованием подстанции контроль исполнения команд и доведения полученной информации до пункта управления является обязательным требованием.

Значительно сложнее реализовать это требование при проведении автоматизации энергообъекта без замены или с частичной заменой устройств управления и автоматического регулирования. В то же время следует учитывать, что есть мероприятия, без реализации которых автоматизация действующих подстанций не обеспечит ожидаемого эффекта, более того может оказаться просто бессмысленной. Такими мероприятиями являются:

- повышение надежности датчиков дискретных сигналов, характеризующих состояние выключателей (особенно воздушных);

- замена термосигнализаторов температуры верхних слоев масла трансформаторов на современные аналоговые датчики температуры.

При оснащении оборудования подсистемами управления, мониторинга и диагностики экономически целесообразно рассматривать в качестве объекта автоматизации подстанцию в целом. При этом удельные затраты на один информационный сигнал будут минимальны. Вместе с тем, с учетом ограниченных технических и финансовых возможностей на ряде подстанций вполне оправданным будет подход, при котором подсистемы управления и мониторинга будут вначале устанавливаться на наиболее дорогостоящем и ответственном оборудовании.

Критерии диагностики состояния основного и вспомогательного

оборудования

оборудование диагностика трансформатор подстанция

Общепринятыми методами технической диагностики, осуществляемой периодическими обследованиями оборудования, являются:

- определение информативных параметров, наиболее достоверно характеризующих состояние оборудования;

- сравнение значений измеряемых величин с заводскими исходными данными и нормированными (предельно допустимыми) значениями;

- исследование тенденций и скорости изменения измеряемых параметров;

- анализ групп взаимосвязанных параметров с целью выявления аномалий, свойственных определенным видам дефектов;

- учет особенностей конкретных конструкций и условий их эксплуатации.

В процессе создания полностью автоматизированных подстанций с целью совершенствования гностических алгоритмов должны быть разработаны критерии, представляющие собой формализованные физико-математические описания основного, дефектного, но способного работать, аварийного и других состояний всех видов оборудования как функции результатов мониторинга его параметров.

Для наиболее сложных видов оборудования (трансформаторов, реакторов, СК, СТК и др.) такие формализованные описания ("образы дефектов") в настоящее время отсутствуют. Разработка алгоритмов определения наличия и видов дефектов на основе анализа результатов мониторинга параметров, характерных особенностей конкретных типов конструкций, а также алгоритмов расчетной оценки скорости развития выявленных дефектов, является актуальной задачей.

В этих условиях на первом этапе создания комплексных подсистем автоматического управления, мониторинга и диагностики в качестве критериев состояния основного и вспомогательного оборудования подстанций должны быть использованы существующие нормированные либо предельно допустимые значения отдельных измеряемых параметров, либо групп взаимосвязанных параметров.

Состав подсистемы управления, мониторинга и диагностики основного и вспомогательного оборудования. При оснащении оборудования подсистемами управления, мониторинга и диагностики (ПСУМД) по целому ряду причин целесообразно рассматривать в качестве объекта автоматизации подстанцию в целом. При этом следует учитывать, что для каждого вида оборудования созданы или создаются специализированные ПТК управления, мониторинга и диагностики. Такое положение диктуется объективными факторами технического, юридического и экономического характера, основными из которых являются:

- скорости изменения контролируемых параметров (электрических, тепловых, механических, химических и др.) отличаются в различных контролируемых объектах на несколько порядков, что требует выбора адекватных программных и аппаратных средств;

- число контролируемого и управляемого оборудования разных типов (например, трансформаторов и выключателей) весьма значительно, что существенно влияет на структуру и принципы построения подсистем управления, мониторинга и диагностики;

- наличие управляемых и неуправляемых видов оборудования определяет разные требования по количественным показателям надежности, а следовательно, и разные способы технической реализации.

Специализированные ПТК управления, мониторинга и диагностики поставляются комплектно с оборудованием (элегазовые КРУ и отдельно стоящие аппараты, статические управляемые источники реактивной мощности типа СТК или СТАТ-КОМ) или отдельно в составе средств АСУ ТП энергообъекта. Однако всегда эти средства выполняются в виде законченной иерархической структуры, включающей первичные датчики, устройства первичной обработки контролируемых сигналов и формирования управляющих воздействий, реализации диагностических моделей и, наконец, средства визуализации, архивирования, параметризации и конфигурирования.

Поставщиками подсистем мониторинга, как правило, выступают фирмы, специализирующиеся на каком-то одном виде оборудования. В этих условиях комплексную подсистему управления, мониторинга и диагностики подстанции целесообразно представлять в виде суммы законченных субсистем управления, мониторинга и диагностики отдельных видов оборудования.

В соответствии с типовым перечнем основного оборудования подстанций подсистема включает в себя в общем случае субсистему управления, мониторинга и диагностики трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов.

Номенклатура и объем первичной информации. Выбор оптимального по числу и номенклатуре набора информационных каналов является многокритериальной задачей.

В таблице 1 приведен перечень используемых в мировой практике каналов информации по каждому из видов основного и вспомогательного оборудования подстанций.

Таблица 1. - Используемые каналы информации

В таблице не приведены широко известные специалистам каналы измерения частичных разрядов и уровня вибраций. Контроль и диагностика состояния изоляции электрических машин и аппаратов по уровню частичных разрядов показали высокую эффективность при проведении испытаний с участием экспертов. Отсутствие у отечественных и зарубежных производителей апробированных автоматизированных средств контроля уровня частичных разрядов в изоляции трансформатора делает преждевременным включение соответствующих измерительных каналов в технические требования к подсистемам управления, мониторинга и диагностики. Все вновь поставляемое силовое оборудование должно обеспечить возможность контроля всех из перечисленных технических параметров основного и вспомогательного оборудования.

При автоматизации подстанций, подсистемы управления, мониторинга и диагностики находящегося в эксплуатации оборудования должны оснащаться первичными датчиками, управляющими устройствами и новыми информационными каналами исходя из реальной возможности их установки на устаревшем оборудовании и с учетом стоимости средств контроля и информационной значимости. В табл. 2 приводятся рекомендации по минимально необходимым информационным каналам для оборудования, находящегося в эксплуатации 10 лет и более. Эти данные получены в результате разработки, внедрения и многолетнего опыта эксплуатации субсистем мониторинга и диагностики (ССМД) синхронных компенсаторов, трансформаторов, высоковольтных тиристорных блоков, систем водяного охлаждения, электролизных установок на подстанции "Выборгская", из литературных источников, материалов СИГРЭ и ОАО "ФСК ЕЭС". Перечень контролируемых параметров при реализации конкретных проектов должен быть уточнен с учетом класса напряжения подстанции, состояния и срока службы контролируемого оборудования.

Таблица 2. - Минимально необходимые информационные каналы

Для решения проблем информационного взаимодействия с другими подсистемами АСУ ТП подстанции весьма важной является количественная оценка массивов информации, формируемых подсистемой управления и мониторинга.

Необходимый объем и содержание информации о состоянии каждой единицы основного и вспомогательного оборудования есть функция многих факторов: мощности, срока службы, предшествующих аномальных воздействий и др. Поэтому точная количественная оценка объема формируемой диагностической информации может быть получена только на стадии рабочего проектирования АСУ ТП конкретной подстанции.

Тем не менее целесообразно для всего множества подстанций и видов оборудования разработать унифицированные субсистемы управления, мониторинга и диагностики (ССУМД), включая перечень контролируемых параметров, первичные датчики, технические средства сбора и первичной обработки информации и формирования управляющих воздействий, перечень необходимых алгоритмов диагностики и реализующих их математических моделей, программно-технические средства интеграции в АСУ ТП.

На основании предшествующего опыта создания подсистем управления, мониторинга и диагностики можно определить возможный диапазон объемов информационных массивов таких подсистем.

В табл. 3 приведены результаты такой оценки.

Таблица 3. - Результаты количественной оценки

Снижение эксплуатационных затрат неразрывно связано с объективным выявлением наиболее (наименее) надежного оборудования и устройств (объектов) энергосистемы путем сопоставления соответствующих показателей надежности (ПН). Оценки ПН объектов из-за ограниченного объема статистических данных об отказах (имеются в виду показатели безотказности, ремонтопригодности и сохраняемости) и данных измерения диагностических параметров при испытаниях оборудования (показатели долговечности) имеют случайный характер, а их сравнение может быть связано со значительным риском ошибочного решения. Наукоемкость проблемы, громоздкость и трудоемкость ручного счета, неизбежные ошибки практически исключают возможность неавтоматизированного применения современных методов статистического анализа на предприятиях энергосистемы. Стандартные программы статистического анализа для решения классических задач, сравнение параметров распределений оказываются малоэффективными, поскольку основаны на допущениях, нередко далеких от реальности.

Более того, персоналу энергосистемы необходима прежде всего информационная поддержка в виде рекомендаций при решении конкретных задач.

Проблема учета надежности объектов ЭЭС при решении эксплуатационных задач заключается прежде всего в умении оценить показатели индивидуальной надежности конкретных объектов, разработать методы их сравнения с минимальным риском ошибочною решения. Далее необходимо создать автоматизированную систему, позволяющую для заданного перечня эксплуатационных задач рекомендовать персоналу решение, а при необходимости обеспечить соответствующей табличной и графической информацией.

Рассмотрим метод, алгоритм и практические результаты сопоставления ПН объектов ЭЭС для дискретных случайных величин. Наглядными примерами могут служить вероятность отказов при пусках ЭБ, отказов при работе релейной защиты и автоматики, при динамических воздействиях сквозных токов короткого замыкания на обмотки силовых трансформаторов, изменение числа отказов по месяцам и времени суток и пр. Эти исследования тесно связаны с методологией и алгоритмом сравнения оценок показателей надежности, вычисляемых как среднее арифметическое непрерывных случайных величин (например, средняя длительность простоя в аварийном ремонте, резерве, плановом ремонте и т.д.).

Предполагается, что имеется база данных, представляющая собой эмпирическую таблицу, строки которой соответствуют состоянию объекта (аварийный или плановый ремонт, резерв, простой и пр.), а столбцы - разновидностям признаков. Например, эмпирическая таблица данных об изменениях состояния силовых трансформаторов содержит сведения о номинальной мощности, конструктивном исполнении (двухобмоточные, трехобмоточные, автотрансформаторы), месте установки (сетевые подстанции, распределительные устройства электростанций), наличии РПН, сроке службы, заводе-изготовителе и о ряде других признаков. Число признаков определяется возможностями получения информации об объекте. Однако о значимости признаков и их разновидностей имеются лишь интуитивные предположении.

По всем этим данным (без классификации по признакам) могут быть вычислены соответствующие показатели надежности. Очевидно, что эти показатели будут «усредненными». Естественно стремление получить показатели надежности для объекта с заданным сочетанием разновидностей признаков. Для этого из эмпирической таблицы выбираются соответствующие строки и для этой выборки вычисляются показатели надежности. Чем число признаков и их разновидностей больше, тем объем информации (число соответствующих состояний в эмпирической таблице) меньше и разброс оценок ПН больше. Отсюда возникает вопрос о характере расхождения вычисленных (по выборке данных) оценок и усредненных ПН. С точки зрения теории выборочного метода этот вопрос может быть сформулирован с использованием понятия представительности. Выборка заданного типа состояний объекта считается непредставительной, если оценки ПН, вычисленные по этой выборке и по конечной совокупности данных эмпирической таблицы, различаются неслучайно.

Диагностирование электрооборудования возможно на основе результатов его испытаний (режим off-line) или на основании информации, получаемой непрерывно в процессе эксплуатации оборудования (режим on-line).

Большинство современных подходов предполагает реализацию или только первого, или второго режимов. Однако, очевидны преимущества компьютерной системы, в которой возможно принятие решений о состоянии оборудования на основе интегрированной информации.

Известны два подхода к оценке состояния электрооборудования, которые условно можно обозначить как «отложенный» (off-line) и «оперативный» (on-line). Первый - позволяет привлекать к постановке диагноза полный спектр информации, которая собирается за определенный период времени, второй - основан на анализе текущей информации, получаемой в режиме реального времени.

Первый - сравнительно дешев с точки зрения аппаратных затрат, второй - значительно дороже. Однако если режим off-line позволяет выявлять только вялотекущие дефекты, то on-line, в принципе, позволяет предотвратить развитие любого дефекта, посредством выдачи сигналов на немедленное отключение или разгрузку оборудования.

Исторически для оценки состояния отечественного электрооборудования начал применяться off-line, а затем on-line режимы. Сегодня многими эти два режима противопоставляются, причем большинство специалистов предпочтение отдают оперативному мониторингу.

Существует также комплексный подход к диагностике и прогнозированию состояния электрооборудования. Такой подход оправдан, поскольку позволяет реализовать два вида управления: off-line персоналом; on-line оборудованием, что необходимо для оптимальной организации их функционирования.

Комплексный подход изначально был предназначен для автоматизированного ведения паспортных данных и данных испытаний электрооборудования, а также проведения диагностических экспертиз по результатам испытаний с выдачей оценки состояния этого оборудования и рекомендаций по его дальнейшей эксплуатации.

Система, как правило, работает с базой данных (БД) в локальной сети предприятия в режиме клиент-сервер.

В настоящее время обеспечивается проведение диагностики технического состояния силовых трансформаторов, масляных, вакуумных, воздушных, элегазовых выключателей, измерительных трансформаторов и др. оборудования.

Система обеспечивает:

- ведение паспортных данных и данных испытаний;

- ведение данных о ремонтах;

- фиксацию в БД внешних воздействий на оборудование;

- проведение диагностических экспертиз с выдачей по их результатам протоколов;

- планирование и контроль за проведением регламентных работ.

В протоколах в заключении о состоянии электротехнического оборудования (ЭТО) указывается: «Пригодно», «Пригодно с учащенным контролем отдельных параметров», «Планировать вывод в ремонт», «Непригодно». При отступлении значений измеренных параметров от норм выдаются рекомендации по доведению оборудования до норм или о необходимости его замены.

Все диагностические правила соответствуют стандартам и нормативам, принятым в отрасли. Данные замеров и испытаний заносятся пользователем в компьютерные таблицы или в специальные компьютерные формы. По этим данным испытаний проводятся экспертизы, а по их результатам генерируются протоколы испытаний.

Каждому виду испытаний соответствует своя экспертиза и еще по одной для каждого вида комплексных испытаний. Комплексное испытание охватывает ряд отдельных испытаний, и поэтому во время оценки состояния ЭТО учитываются результаты всех проведенных измерений.

Подсистема мониторинга будет функционировать как единая иерархическая (состоящая из верхнего, среднего и нижнего уровней), распределенная система, работающая в темпе протекания технологического процесса, оснащенная средствами сбора, обработки, отображения, регистрации, анализа, хранения и передачи информации.

На рисунке 1 показаны основные компоненты технического обеспечения системы.

Информационный обмен в системе построен на технологии OPC (OLE for Process Control) предназначенной для обеспечения универсального механизма обмена данными между датчиками, исполнительными механизмами, контроллерами и системами представления технологической информации, оперативного диспетчерского управления, а также системами управления базами данных. Система состоит из трех звеньев: сервер БД - сервер приложений - клиенты. Такая схема позволяет выполнять всю прикладную логику на сервере и значительно разгрузить сеть.

В качестве сервера БД обе системы используют СУБД FireBird (клон известной СУБД Interbase). Это позволяет системам беспрепятственно использовать данные друг друга.

На рисунке 2 показаны основные компоненты программного и информационного обеспечения и потоки данных интегрированной системы.

Рисунок 1. - Структура технического обеспечения

Рисунок 2. - Основные компоненты программного и информационного

обеспечения и потоки данных

OPC Сервер - коммуникационное программное обеспечение, предназначенное для сбора аналоговых и дискретных данных и управления оборудованием, подключенным к последовательным асинхронным портам ввода/вывода (COM портам) через преобразователи полевой шины и взаимодействия с OPC клиентами.

Сервер обеспечивает опрос контроллеров, и передачу пакетов данных серверу мониторинга, по отношению к которому она является клиентом.

Клиент обрабатывает полученные данные из OPC сервера, сохраняет их в БД в архиве значений и посылает их всем подключенным АРМам. Кроме того, для каждого параметра имеется процедура, которая анализирует его значение, устанавливает статус значения и генерирует события.

Статус значения:

- нет сигнала - устанавливается, если не было получено очередное значение;

- норма - не выходит за предельные значения;

- предупреждение - выходит за граничные значения;

- тревога - выходит за предельные значения.

События также могут быть:

- простыми;

- предупредительными;

- аварийными.

Если значение параметра получает статус предупреждение или тревога, то генерируется соответственно предупредительное или аварийное событие. События сохраняются в БД в журнале событий и посылаются всем подключенным к серверу клиентам.

При использовании спецификации ОРС появляется возможность доступа к данным и передачи этих данных приложениям - клиентам различного назначения.

На рисунке 3 показана схема реализации клиент-серверной модели подсистемы мониторинга.

Рисунок 3. - Клиент-серверная модель подсистемы мониторинга.

На рисунке 4 приведена модель информационного взаимодействия компонентов подсистемы.

Рисунок 4. - Модель информационного взаимодействия компонентов

подсистемы

Программа АРМ мониторинга на компьютере диспетчера запускается автоматически при включении компьютера и большей частью находится в свернутом состоянии. Если главное окно АРМ распахнуто, то по мере поступления пакетов, значения параметров для текущего объекта выводятся в окне. Статус значения определяет цвет фона. Изменяются параметры и на мнемосхеме.

Получение нового сообщения выводит окно журнала событий.

Если сообщение о событии уровня 1 (тревога) или 2 (предупреждение), то выводится его текст на экран в специальном окне. Диспетчер квитирует сообщение. Время квитирования фиксируется только от одного АРМ мониторинга (установленного на компьютере диспетчера). Окно с сообщением закрывается. Если главное окно программы свернуто, то оно распахивается, и автоматически выбирается объект, для которого пришло сообщение. Внизу главного окна АРМ мониторинга имеется окно журнала событий. Возможен поиск по событию и по указанному времени.

Предусматривается просмотр трендов параметров, сохраняемых в архиве, причем в одном наборе могут присутствовать графики параметров одного или разных объектов.

События генерируются только при переходе из области допустимых значений в область недопустимых и, наоборот, при переходе из области недопустимых значений в область допустимых. То есть, если новое и предыдущее значения превышают предельно-допустимые значения, то событие не генерируется, но фон значения в АРМ мониторинга остается неизменным.

На тех же принципах строятся модели, контролирующие температуру верхних слоев масла и уровень масла в расширителе в зависимости от нагрузки, температуры воздуха и количества работающих охладителей.

Подсистема мониторинга оперативно реагирует на недопустимые изменения значений контролируемых параметров, но получая дополнительные сведения сервер мониторинга может более точно вычислять граничные и предельно-допустимые значения, а также, при необходимости, оперативно проводить углубленный анализ состояния объекта и квалифицированно выдавать рекомендации по действиям оперативного персонала.

Размещено на Allbest.ru