Анализ существующих систем управления в энергетике.

Оглавление
Аннотация	3
Введение	4
1.	Цель и назначение работы	5
2.	Анализ существующих систем управления в энергетике	6
2.1Развитие систем автоматизации и диспетчеризации	6
2.2 Структура АСКУЭ, построенная с применением ПЭВМ	10
2.3Комплексная АСУ ТП	12
2.4 Структура АСУ ТП	13
2.4Тенденции развития	14
3	Программное и аппаратное обеспечение систем диспетчерского управления	16
3.1 Микропроцессорные средства автоматизации	19
3.2 Обзор отечественных и зарубежных микропроцессорных средств автоматизации	21
3.3Контроллеры производства компании Микроника.	25
3.4 Программное обеспечение автоматизированных систем управления	27
3.5 Промышленные протоколы передачи данных	31
4	Разработка системы АСДУ для тяговых подстанций	36
4.1 Описание системы и требований к ней	36
4.2 Структура проектируемого ПТК	37
4.3 Функциональный состав ПТК ТМ	43
4.4 Выбор оборудования полевого уровня	44
4.5 Выбор оборудования среднего уровня	46
5 Разработка системы визуализации	47
5.1 Описание графической части программы	49
5.2 Описание журнала событий	51
5.3 Графики	53
6. Расчет линий связи	56
6.1 Первичные электрические параметры витой пары	56
6.2 Проверка устойчивости связи	64
Заключение	68
Список литературы	69




Аннотация
В данной магистерской диссертации рассмотрены вопросы автоматизации и диспетчеризации систем электроснабжения в энергетике и в части электроснабжения тяговых подстанций. 
Работа носит учебно-исследовательский характер, и основана на реальных проектах по созданию автоматизированных систем управления и телемеханики в области управления электроснабжением.
Был проведен анализ аппаратного и программного обеспечения современных систем управления, на основании которого были выбрана платформа для разработки диспетчерского пункта управления тяговыми подстанциями городского электрического транспорта.
В работе приведена структурная схема разработанного решения, включающая в себя оборудование всех уровней программно-технического комплекса автоматизированной системы диспетчерского управления.
Разработаны экранные формы системы визуализации. Приведены примеры схем на основании диспетчерского пункта отдельного района Москвы, дано описание функций разработанного ПТК.
Проведен расчет устойчивости линий связи в рамках отдельной ТП, который показал, что проектируемые линии являются надежными.
Работа включает в себя 69 страниц, в том числе иллюстраций – 21 шт., таблиц – 1 шт., приложений – 33 страницы, список литературы – 7 наименований.








Введение
Городской электрический транспорт в России на современном этапе приобретает все большую актуальность в связи с удорожанием топлива и повышенным вниманием к проблемам экологичности и удобства перемещения в мегаполисе. Повышение количества и плотности населения городов влечет за собой ухудшение транспортной ситуации, что способствует появлению новых и развитию старых маршрутов общественного транспорта. Развитие же сети городского электрического транспорта ведет к усложнению сети электроснабжения и росту потребления электроэнергии.
Основной целью создания автоматизированной системы управления электроснабжением (АСУЭ) является совершенствование управления устройствами электроснабжения и их эксплуатацией на основе автоматизации производственных процессов поддержания оптимальных режимов в системе тягового электроснабжения. Наряду с задачами оптимального управления технологическими процессами в АСУЭ решаются также задачи, связанные со сбором, обработкой информации, планированием и прогнозированием технологического процесса и состояния оборудования.
Современная цивилизованная организация электроснабжения основана на использовании автоматизированного приборного учёта, сводящего к минимуму участие человека на этапе измерения, сбора и обработки данных и обеспечивающего адаптируемый к различным тарифным системам и графикам работы предприятия учёт. Учёт всесторонний с предоставлением оперативной и достоверной информации для всех заинтересованных сторон: поставщиков энергоресурсов и их потребителей, работников самого предприятия и служб инженерного контроля и безопасности.


 Цель и назначение работы
Целью данной научно-исследовательской работы является анализ существующих автоматизированных и диспетчерских систем управления подстанциями, а также моделирование новых решений АСДУ для нужд подстанций ГЭТ.
Во время прохождения научно-исследовательской практики мною были изучены современные системы автоматизации управления оборудованием подстанций. В результате анализа было определено, что для повышения удобства и оперативности управления тяговыми подстанциями целесообразно применять современные системы управления. Данные системы, как правило, имеет трехуровневую структуру, включающую в себя нижний (полевой), средний и верхний уровни. Результатом магистерской диссертации будет являться комплексное решение автоматизированной системы управления для диспетчерского пункта тяговых подстанций. Данное решение должно быть надежным, отвечать современным стандартам качества в сфере электроэнергетики, а так же масштабируемым, что позволит использовать его от уровня районного диспетчерского до уровня центрального диспетчерского пункта.









 Анализ существующих систем управления в энергетике

 Развитие систем автоматизации и диспетчеризации

Автоматизированная система управления (АСУ) – это система "человек-машина", обеспечивающая эффективное функционирование объекта, в которой сбор, передача и обработка информации, необходимой для реализации функций управления, осуществляются с применением средств автоматизации и вычислительной техники.
В системах управления подстанциями ГЭТ полная автоматизация управления обычно трудно реализуема из-за отсутствия аналитического аппарата управляющих процессов, а также непредсказуемости всех возможных режимов работы. Поэтому наряду с устройствами автоматизации и телемеханики определённые функции выполняет исключительно человек (оператор), при этом система управления превращаются в автоматизированную систему диспетчерского управления (АСДУ).
Эти диспетчерские системы управления отличаются от соответствующих систем автоматизации в первую очередь превалирующей ролью человека (диспетчера) в контуре управления. Приёмо-передача сигналов управления осуществляется диспетчером с помощью специально организованных каналов и линий связи. С помощью средств телемеханики диспетчер получает информацию о параметрах режима электропотребления и положения коммутационных аппаратов на подстанции. С помощью этих устройств осуществляется передача управляющих команд с диспетчерского пункта на объекты.
Режимы работы отдельных элементов в системе электроснабжения (СЭС) подстанций взаимосвязаны. Согласованное действие всех этих элементов будет обеспечено лишь в случае, если важнейшие из них обладают устойчивыми операциями контроля и управления, сосредоточенные в одном месте (диспетчерском пункте).
В простейшем случае диспетчеризация управления может осуществляться с помощью телефонной связи диспетчера с обслуживающим персоналом удалённых объектов. При телефонной связи диспетчера с контрольными пунктами получается значительный промежуток времени с момента, требующего оперативного вмешательства до момента исполнения. Кроме того, при диспетчеризации только посредством телефонной связи велика вероятность неполучения или недостоверности информации.
Работа диспетчера оказывается болеё эффективной, если информация о режимах работы элементов системы автоматически приходит от приборов, установленных на диспетчерских пунктах. Кроме того, сам диспетчер имеёт возможность изменить режим работы управляемой системы, непосредственно посылая сигналы на контролируемые объекты.
Если контрольных пунктов мало, а расстояние между диспетчерскими пунктами значительно, то можно использовать дистанционное управление. Для этого необходимо перенести аппаратуру управления и сигнализации со щитов местного управления на центральный диспетчерский пункт (ЦДП) (Рис 2.1). В случаях большого расстояния между диспетчерскими и контрольными пунктами необходимо использовать устройства телемеханики. Они не требуют постоянного дежурного персонала и позволяют использовать управляющую вычислительную машину.
Отдельной задачей АСУЭ является операция, выполненная с помощью технических средств и программного обеспечения, в результате решения которой формируются либо отчетный документ, либо одно или серия однотипных сообщений обслуживающему персоналу.
Отдельная функция АСУЭ – это совокупность задач, направленных на достижение общей цели управления и объединённых единым критерием управления.


Рис 2.1.Диспетчерская система управления СЭС

Телеуправление – управление положением или состоянием объектов методами и средствами телемеханики. Телеуправление предприятиями применяется тогда, когда это дает возможность улучшить ведение режима и позволяет ускорить локализацию и ликвидацию аварии, нарушение и отклонение от нормальных режимов работы, если это невозможно сделать с помощью местной автоматики.
Телесигнализация (ТС) – это получение информации о состоянии контролируемых и управляемых объектов, имеющих ряд возможных дискретных состояний. ТС должна обеспечивать передачу на пульт управления предупреждающих и аварийных сигналов, а также обеспечивать отображение состояние основных элементов СЭС на диспетчерском пульте (и на щите), при этом должны предусматриваться следующие показатели:
- положение всех телеуправляемых объектов;
- положение крупных телеприёмников;
- положение нетелеуправляемых выключателей ВН на вводах;
- положение секционных шинно-соединительных и обходных выключателей;
- положение силовых трансформаторов.
Телеизмерения (ТИ) – должны обеспечивать возможность измерения основных параметров, отображающих работу системы и позволяющих правильно управлять ситуацией. Для телеизмерений рекомендуют выбирать:
- напряжение на головных шинах;
- напряжение на шинах пункта приёма электроэнергии;
- ток на одном из концов линии подстанции;
- суммарную мощность, полученную от отдельных источников и т.д.
Телеизмерения тока и напряжения организуются по вызову, а мощности – по циклическому типу в течение суток. Телеизмерения интегральных параметров (ТИИ) обеспечивают возможность составления энергетических балансов. Кроме того, они используются постоянно для ввода результатов измерений в вычислительную информационную сеть.
Телеизмерения текущих параметров (ТИТ) – должны обеспечивать диспетчеру возможность измерения основных электрических параметров, необходимых для управления системой и восстановления её после аварии.
Телемеханизация (ТМ) должна обеспечивать:
- отображение на диспетчерском пульте состояний и основных элементов;
- передача на диспетчерский пульт предупреждающих и аварийных сигналов;
- управление основными элементами системы и т.п.
В качестве технических средств ТМ используются проводные многоканальные телемеханические устройства заводского изготовления. В качестве первичной измерительной аппаратуры в СЭС используются стандартные измерительные трансформаторы тока, имеющие на выходе ток 1 А или 5 А, и измерительные трансформаторы напряжения с напряжением измерительных обмоток 100 В, а также датчики для сбора различной технической информации.
В связи с постоянным удорожанием потреблённой электроэнергии и необходимости модернизации производственных мощностей (и их систем автоматизации) у промышленных предприятий возникла необходимость в построении интегрированных решений, в разработке автоматизированных систем контроля и управления электропотребления (АСКУЭ), построенных с применением персональных ЭВМ.
2.2Структура АСКУЭ, построенная с применением ПЭВМ
В числе главных проблем, возникающих при создании АСКУЭ подстанции - оптимальное разделение функций между универсальными и специализированными средствами. Это в конечном итоге определяет конкретный выбор технических средств, суммарные затраты на создание АСКУЭ, её эксплуатацию и достигаемую эффективность.
Одна крайность при решении указанной проблемы заключается в перенесении почти всех функций АСКУЭ на ЭВМ. Полная централизация сбора и обработки измерительных данных на ЭВМ - приводит к уменьшению затрат на специализированное оборудование, но одновременно и к увеличению затрат на кабели связи, снижению надёжности и живучести системы в целом, а также делает проблематичной её метрологическую аттестацию. Другая крайность - построение АСКУЭ исключительно на базе специализированных средств. В данном случае достигается экономия кабельной продукции, успешно решаются вопросы метрологической аттестации, обеспечивается децентрализованный доступ к информации, но снижается эффективность АСКУЭ в целом за счет ограничения функций систем в плане полноты накопления данных, их обработки, отображения, документирования и анализа информации.
Оптимальный подход при создании АСКУЭ подстанции состоит в согласованном выборе специализированных и универсальных средств с Учётом их функций. При этом типовая структура централизованной АСКУЭ подстанции включает, как специализированные системы, так и ПЭВМ (Рис. 2.2.). Устройства сбора и передачи данных (УСПД) выполнены в виде микропроцессорных средств и предназначены для экономии кабельной продукции, а также для контроля каналов связи. Структура АСКУЭ конкретных предприятий отличаются количеством и типом систем, средствами связи, но для всех АСКУЭ характерны взаимозависимость функций ПЭВМ и систем.


Рис. 2.2. Типовая структура централизованной АСКУЭ

Современные специализированные информационно-измерительные системы автоматизированного электроснабжения характеризуются определенным числом измерительных каналов и групп учёта, а также списком штатных энергетических (мощность, расход) и сервисных (неработающие каналы, сбои питания и т.п.) параметров.Перечень интервалов накопления информации о расходах определяется:
1. Требованиями коммерческого учёта в соответствии с действующими и перспективными тарифами;
2. Требованиями технического учёта, то есть задачами оперативного прогнозирования и управления нагрузкой;
3. Требованиями контроля за показателями электроэнергии и т.п.
Поэтому диапазон интервалов содержит, как правило, интервал краткосрочного накопления (1 - 3 мин), интервалы среднесрочного (30 мин, зоны и смены суток, сутки) и долгосрочного (неделя, декада, месяц, квартал, год) накоплений. Данные о расходах электроэнергии и энергоресурсов в указанных интервалах используются помимо своего прямого назначения и для расчётов мощностей или удельных расходов, а также могут быть использованы в контуре экономического энергопотребления (в задачах АСКУЭ).
Основным видом энергетических параметров для АСКУЭ являются не графики нагрузок, а текущие итоговые суммы расходов и мощностей. Поэтому сбор информации для вышеперечисленных графиков и её накопление (архивирование) являются задачами программного комплекса АСКУЭ верхнего уровня.
Периодичность процесса сбора данных в ПЭВМ с систем нижнего уровня определяется, с одной стороны, срочностью решаемой задачи верхнего уровня, а с другой - списком параметров систем. Для согласования времени принятия решения на разных уровнях управления применяются промежуточные системы человеко-машинного интерфейса (SCADA-системы).

 Комплексная АСУ ТП
Под комплексной АСУ ТП подстанции понимается распределенная иерархическая система, работающая в темпе протекания технологического процесса. Система интегрирует в себя информацию со всех смежных подстанционных систем, таких, как РЗА (релейная защита  и автоматика), ПА (противоаварийная автоматика), АИИС КУЭ (Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии), система контроля, мониторинга и управления основным оборудованием, ОМП (определения места повреждения), РАС (регистрации аварийных событий) и передает данную информацию на верхние уровни иерархии управления режимами и эксплуатацией электрических сетей. АСУ ТП обеспечивает возможность управления объектами без постоянного присутствия оперативного персонала. Коммуникации внутри системы осуществляются с использованием стандартных промышленных протоколов, таких как МЭК 60870-5-10x, DNP 3.0, Modbus, Profibus.  Предпочтительней использование протокола МЭК 61850, который является наиболее актуальной разработкой в области коммуникационных технологий для систем управления в энергетике. Он значительно упрощает интеграцию в единую систему устройств различных производителей и поколений, позволяя интегрировать их с наименьшими трудовыми и финансовыми затратами.  При этом вся получаемая информация поступает в единую базу данных.

2.4 Структура АСУ ТП
Комплекс технических средств АСУ ТП подстанции, как правило, имеет трехуровневую структуру, включающую в себя нижний (полевой), средний и верхний уровни.
К нижнему (полевому) уровню относятся устройства, непосредственно связанные с объектом управления. С их помощью обеспечивается сбор информации и выдача команд управления, необходимых для функционирования системы. К программно-техническим средствам нижнего уровня относится набор локальных микропроцессорных устройств (контроллеров), в том числе устройства измерения, сигнализации и управления, подключаемые к промышленным сетям передачи данных. К полевому уровню относятся также микропроцессорные устройства смежных подсистем, в том числе РЗА, ПА, системы мониторинга и диагностики основного электротехнического оборудования, АИИС КУЭ, системы регистрации аварийных событий.  
Средний уровень образуют устройства, выполняющие функции сбора, обработки и концентрации информации для передачи ее на верхний уровень и в удаленные центры управления. На данном уровне осуществляется интеграция смежных подстанционных систем.
К верхнему уровню относятся серверы, автоматизированные рабочие места персонала и средства локальной вычислительной сети, осуществляющие хранение, представление и передачу информации. 


 Тенденции развития
Современные тенденции развития электроэнергетики диктуют новые принципы построения подстанций. Одно из наиболее динамично развивающихся направлений – это Цифровая подстанция. Цифровая подстанция – это подстанция (ПС), вторичные цепи которой выполнены в виде цифровых каналов передачи данных. Эти каналы данных образуют единую информационную сеть, выполненную на базе коммутаторов ЛВС, соединяющую первичное оборудование ПС и подстанционные автоматизированные системы (ПАС). Подобную информационную сеть принято называть шиной процесса. По шине процесса непрерывно передаётся информация о положениях коммутационного оборудования, управляющие команды, информация о состоянии подстанционного оборудования и его параметрах, а также информация, описывающая, в реальном времени, формы кривых тока и напряжения различных присоединений. Стандартом, описывающим информационный обмен по шине процесса, является IEC 61850-9-2.
Суть предлагаемых решений в том, чтобы провести преобразование данных о протекании контролируемого процесса в цифровой вид как можно ближе к источнику информации и затем по оптическим цифровым связям передать эти данные всем подсистемам ПАС, которые их используют. 
Измерительные устройства при этом являются источниками информации, поставляющими ее в единую сеть передачи данных, а IED (интеллектуальное электронное устройство, например терминал РЗА или счётчик электроэнергии) становятся ее потребителями, подписываясь на информацию от тех измерительных устройств, которые им нужны.
Применение рассматриваемой технологии имеет следующие преимущества:
 значительно уменьшаются кабельные связи с первичным оборудованием;
 упрощаются устройства автоматизации за счет исключения модулей аналого-цифрового и цифро-аналогового преобразований сигнала (АЦП и ЦАП);
 диагностируется состояние каналов связи с первичным оборудованием;
 повышается точность измерений за счет исключения дополнительных погрешностей при передаче измерений по аналоговым медным связям.
 появляется единая точка измерения – все устройства получают данные из одного источника;
 упрощается размножение информации – отпадает необходимость прокладки пары медных проводов от источника информации к каждому устройству.
Принцип цифровой подстанции является наиболее актуальной и динамично развивающейся тенденцией в электроэнергетике и активно исследуется на пробных проектах. Модернизация систем телемеханики подстанций городского электрического транспорта рано или поздно дойдет да аналогичных принципов, однако на данный момент технология еще недостаточно изучена и надежна, так что предпочтительней более традиционные системы АСДУ.






 Программное и аппаратное обеспечение систем диспетчерского управления
Построение систем диспетчерского управления как открытых систем, аппаратные средства и программное обеспечение которых согласуется с международными стандартами, обеспечивает принятие наилучшего решения, удовлетворяющего как потребителей, так и производителей АСУ. Их отличительной особенностью является жесткая функционально-временная связь с технологическим циклом (оборудованием) производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии, которая и определяет подход к созданию открытых АСКУЭ и АСДУ.
Основу архитектуры (платформы) рассматриваемых систем должны составлять базовое изделие – система диспетчерского управления и сбора данных (СДУСД), а также модули прикладного программного обеспечения. Данный подход обеспечивает многообразие (масштабируемость) и гибкость (наращивание) при построении АСУ на единой платформе – от систем на базе однопользовательского персонального компьютера (РС) и диспетчерского щита с мнемосхемой (на небольших и средних подстанциях) до многопользовательских систем на основе специализированных серверов и рабочих станций. В первом случае говорят об одноуровневой АСУ, во втором – двух- и многоуровневой архитектуре АСУ.
Архитектура открытых АСУ должна предусматривать чёткое разделение функций, реализуемых отдельными серверами. При этом критичные ко времени функции можно реализовать на двойном комплекте серверов (основном и резервном), в то время как менеё критичные – на одинарных. Эта гибкая и эффективная схема резервирования в полной мере обеспечивает высокую надёжность функционирования АСУ.
Информация в СДУСД должна поступать через серверы сбора данных и серверы связи. Серверы сбора данных сообщаются с локальными блоками управления (ЛБУ), устанавливаемыми на подстанциях, а серверы связи – с другими центрами управления.
Для облегчения создания и изменения (расширения) СДУСД в соответствии с уникальными требованиями заказчика программное обеспечение должно быть выполнено в виде отдельных модулей со стандартными интерфейсами. Современный уровень программирования предусматривает ориентацию на рабочие станции и серверы фирм "Sun" и "IBM" и такие производственные стандарты, как POSIX (для операционной системы UNIX), Х.25 и ТСР/IР (для сетевых коммуникаций), Ethernet (для локальных вычислительных сетей), X WindowSystem и OSF/Motif (для человеко-машинных интерфейсов ), ORACLE RDBMS C SQL2 (для работы с базами данных ), ISO/OSI (для протоколов обмена), С++ и РАSCAL (для языков программирования).
Использование в открытых СДУСД высокопроизводительных рабочих станций и серверов, распределённых компьютерных баз данных, а также разработка человеко-машинных интерфейсов обеспечивают наибольшее удобство работы операторов и наилучшее исполнение ими функциональных обязанностей, касающихся управления технологическим оборудованием. Схема СДУСД показана на рис.3.1.


Рис. 3.1 Масштабируемая архитектура СДУСД
Масштабируемая (расширяемая) архитектура открытых СДУСД предоставляет им возможности не только собственного неограниченного роста (посредством добавления большого количества рабочих станций и серверов для поддержки сотен ЛБУ, сотен тысяч передающих цифровых и аналоговых точек и миллионов распределенных цифровых и аналоговых точек), но и создания (развития) на их основе систем управления генерацией энергии, управления энергией, управления распределением энергии и управления нагрузкой (посредством добавления серверов и модулей программного обеспечения, реализующих соответствующие функции) (Рис. 1).
Чтобы добиться поставленных задач, необходимо использовать для автоматизации систем управления современные технологии и микропроцессорные средства автоматизации.







3.1 Микропроцессорные средства автоматизации
Программно-аппаратная реализация системы автоматизации контроля и управления электроснабжения имеет ряд особенностей, в первую очередь с позиции требуемой распределенности, быстродействия и параметров устройств связи с объектом.
Сложилось так, что сигналы выводились ото всех датчиков на щиты управления – блочные, групповые, местные. Там же размещались контрольно-измерительные приборы, устройства защиты, регуляторы, ключи управления. Соответственно и формировалась структура АСУТП, когда на щитах управления располагались программируемые контроллеры (Рис. 3.2), включая модули ввода – вывода устройств связи с объектом, и велось централизованное управление основным и вспомогательным технологическим оборудованием. В последнеё время ситуация несколько меняется. Все чаще применяется установка контроллеров, объединённых в локальную вычислительную сеть (ЛВС).


Рис. 3.2 Контроллеры для систем автоматизации
В структуре любой микропроцессорной системы контроля и управления присутствуют следующие основные составляющие: программируемые контроллеры; операционные системы реального времени; средства программирования контроллеров; локальные вычислительные сети; средства человеко-машинного интерфейса. Глобальная тенденция такова, что перечисленные элементы системы разрабатываются различными, независимыми, специализированными производителями. В этом случае каждый элемент полностью унифицируется.
Роль контроллеров в АСУТП в основном выполняют PLC (ProgrammableLogicController - программируемые логические контроллеры) зарубежного и отечественного производства. Наиболеё популярны в энергетике нашей страны контроллеры таких производителей, как Alstom, Микроника, Siemens, Schneider-electric и другие.
Программируемый логический контроллер (PLC) - устройство, предназначенное для сбора, преобразования, обработки, хранения информации и выработки команд управления. Контроллер реализован на базе микропроцессорной техники и работает в локальных и распределённых системах управления в реальном времени в соответствии с набором программ. На сегодняшний день PLC, благодаря своей универсальности, решают широчайший круг задач и могут применяться в любых отраслях промышленности, в энергетике, металлургии, медицине, транспорте, сельском хозяйстве.
По функциональным признакам в PLC можно выделить следующие элементы:
- центральный процессор, предназначенный для выполнения команд (инструкций) управляющей программы и обработки данных, размещённых в памяти;
- память контроллера с жёстким распределением областей для размещения различных типов данных;
- модули ввода, обеспечивающие приём и первичное преобразование информации от датчиков объекта управления;
- модули вывода, предназначенные для выдачи управляющих сигналов на исполнительные устройства объекта управления.
По конструктивному исполнению PLC могут быть:
- блочного типа;
- модульного типа.
В отличие от множества существующих PLC, имеющих жесткую конфигурацию, модульная структура, позволяет гибко изменять конфигурацию, сокращать и наращивать число каналов В/В. Номенклатура модулей В/В перекрывает практически все потребности промышленной автоматизации. Это модули: дискретного ввода, дискретного вывода, релейного выхода, цифроаналоговые преобразователи по напряжению и по току, аналого-цифровые преобразователи по напряжению и по току, частотные входы, последовательные интерфейсы. В модулях предусмотрена оптическая изоляция системной части от объекта. В модулях аналогового ввода есть встроенные средства автокалибровки. Входы и выходы имеют защиту от перенапряжения и короткого замыкания. В модулях приняты меры по помехозащищённости.
В таких микропроцессорных системах используются специальные модули ввода-вывода, имеющие с одной стороны интерфейс с внутренней шиной контроллера, а с другой стороны — несколько (обычно кратно восьми) каналов для подключёния внешних сигналов. Несмотря на широкое распространение такого решения, у него есть недостатки. Главный из них заключается в том, что центральный процессор вынужден заниматься не только задачами управления и сетевого взаимодействия, но и ввода-вывода. Причём алгоритмы работы с различными модулями ввода-вывода могут существенно отличаться друг от друга. Например, ряд модулей может использовать линии прерывания, другие требуют дополнительной настройки контроллера прямого доступа к памяти. В любом случае в такой системе должны присутствовать дополнительные программные компоненты — драйверы модулей ввода вывода, специфичные для каждого типа примененных модулей.

3.2 Обзор отечественных и зарубежных микропроцессорных средств автоматизации
На рынке микропроцессорных средств автоматизации представлено множество контроллеров для систем промышленной автоматизации.
PC-совместимый промышленный контроллер производства компания "Ниеншанц-Автоматика"(Россия) – "NZ-6000" (Рис. 3.3). Контроллер предназначен для применения в отраслях, выдвигающих жесткие требования к эксплуатации оборудования. Наиболеё удачно контроллер применяется в энергетике. В настоящеё время изделие нашло применение на объектах "Ленэнерго".

Рис. 3.3 PC-совместимый промышленный контроллер NZ-6000
Рассмотрим основные технические параметры базовой модели. NZ-6000 имеёт ударопрочный влагонепроницаемый корпус со степенью защиты IP65, PC-совместимый встроенный компьютер, флеш-диск от 8 Мбайт, Ethernet, RS-485, слот для платы расширения PC-104, 4 слота для плат цифрового В/В и носителей субмодулей, позволяющих измерять до 32 каналов термопар, термосопротивлений, токовых или вольтовых сигналов.
Питание контроллера осуществляется от постоянного напряжения 9-36 В. Возможно питание NZ-6000 от источника бесперебойного питания, что позволяет применять его в необслуживаемых удалённых помещениях.
С точки зрения программиста, NZ-6000 представляет собой не что иное, как обычный PC, поэтому программировать его можно как с помощью традиционных языков программирования (C ,Pascal, Basic и т.д.), так и с помощью языков логического программирования, например в ISaGRAF и ISaGRAF PRO.
Программируемые контроллеры фирмы Siemens - SIMATIC S7-300 (Рис. 3.4) — это модульные процессоры для решения задач автоматизации низкой и средней степени сложности. Модульная конструкция, работа с естественным охлаждением, возможность построения распределенных структур управления, удобство обслуживания обеспечивают экономичность применения SIMATIC S7-300 при решении широкого круга задач автоматизации.

Рис.3.4 Программируемый контроллер SIMATIC S7-300
Основными областями применения контроллеров SIMATIC S7-300 являются: системы управления общего назначения; автоматизированные измерительные установки; системы управления электротехническим производством и другие.
Контроллер имеёт модульную конструкцию. Он включает в свой состав широкий спектр модулей самого разнообразного назначения:
       - модули центрального процессора. Для решения задач различного уровня сложности может использоваться несколько типов центральных процессоров различной производительности, включая модели со встроенными входами-выходами и соответствующими функциями, а также модели со встроенным интерфейсом PROFIBUS-DP;
       - сигнальные модули, используемые для ввода и вывода дискретных и аналоговых сигналов;
       - коммуникационные процессоры для подключёния к сетям и PPI-соединений;
       - функциональные модули для решения задач счета, позиционирования и автоматического регулирования.
К контроллеру может быть централизованно подключёно максимум 1024 цифровых и 256 аналоговых каналов. Используются новые SimaticMicroMemoryCards (MMC) ёмкостью до 8 MB, в качестве энергонезависимой памяти.
Контроллеры SIMATIC S7-300 обладают широкими коммуникационными возможностями: наличие коммуникационных процессоров для подключёния к сетям PROFIBUS, IndustrialEthernet и AS-интерфейсу; наличие коммуникационных процессоров для подключёния к PPI-интерфейсу; наличие в каждом центральном процессоре встроенного интерфейса MPI (multipointinterface), позволяющего создавать простые и дешевые сетевые решения для связи с программаторами, персональными ЭВМ, устройствами человеко-машинного интерфейса и т.д.
Контроллеры ModiconQuantum (Рис. 5) являются специализированными компьютерными системами с возможностями цифровой обработки сигналов. Quantum - разработан на базе модульной, расширяемой архитектуры для задач управления в реальном времени в индустрии и промышленности. При этом используются центральные процессоры (CPU), модули В/В (I/O) (и удалённый ВВОД/ВЫВОД серии 800), источники питания (PS), и монтажные платы.

Рис. 3.5 Контроллер ModiconTSXQuantum 311 10

При разработке контроллеров серии Quantum сохранена полная преемственность с семейством контроллеров Modicon 984. Кроме этого, для повышения эффективности прикладных систем предусмотрен ряд усовершенствований, позволяющих улучшить функциональные возможности и снизить их общую стоимость. Все модули могут вставляться в любой слот монтажной панели. Ограничения по расположению модулей на монтажной панели из-за каких-либо условий конфигурации, за исключением модуля питания, отсутствуют. Для отображения состояния модулей при работе, на них имеются светодиодные индикаторы.
Можно применять "горячую" замену модулей (удаление/установка модулей без отключения контроллера). Разъёмы внешних подключёний при этом должны быть предварительно отсоединены от модуля.

 Контроллеры производства компании Микроника.
Объектный контроллер SO-52v11 предназначен для выполнения функций измерения и управления в системах телемеханики и АСУ ТП.
Контроллер SO-52v11 может быть применен на других промышленных объектах, например, в автоматике котельных и насосных станций, очистных сооружений и т.п. Объектный контроллер SO-52v11 применим в распределенной телемеханике и производстве измерений в присоединениях, в рамках систем автоматики для электростанций. Контроллер может входить в состав интегрированной системы станционных блокировок и выполнять встроенные функции синхронного включения, а также функции регистратора аварийных событий. Использование стандартизированных протоколов связи обеспечивает полную совместимость с ведущими системами различных производителей. Объектный контроллер SO-52v11 может эксплуатироваться в сложных условиях окружающей среды, при значительной запыленности, влажности и электромагнитных помехах.

Коммуникационный контроллер SO-55 представляет собой модульное устройство производства НПП Микроника. Модули коммуникационного контроллера под управлением центрального процессора PJC осуществляют конверсию и коммутацию интерфейсов устройств, составляющих оборудование подстанции, с требуемыми системами или устройствами. Концепция построения контроллера SO-55 (концентратора) основана на считывании данных с внешних устройств с помощью протокола, .......................