производители оборудования

технология коммутации
-
[Интент]

Современные технологии коммутации
[ http://www.xnets.ru/plugins/content/content.php?content.84]

Статья подготовлена на основании материалов опубликованных в журналах "LAN", "Сети и системы связи", в книге В.Олифер и Н.Олифер "Новые технологии и оборудование IP-сетей", на сайтах www.citforum.ru и опубликована в журнале "Компьютерные решения" NN4-6 за 2000 год.

• Введение
• Коммутация первого уровня.
• Коммутация второго уровня.
• Коммутация третьего уровня.
• Коммутация четвертого уровня.
• Критерии выбора оборудования, физическая и логическая структура сети
• Качество обслуживания (QoS) и принципы задания приоритетов
• Заключение

Введение

На сегодня практически все организации, имеющие локальные сети, остановили свой выбор на сетях типа Ethernet. Данный выбор оправдан тем, что начало внедрения такой сети сопряжено с низкой стоимостью и простотой реализации, а развитие - с хорошей масштабируемостью и экономичностью.

Бросив взгляд назад - увидим, что развитие активного оборудования сетей шло в соответствии с требованиями к полосе пропускания и надежности. Требования, предъявляемые к большей надежности, привели к отказу от применения в качестве среды передачи коаксиального кабеля и перевода сетей на витую пару. В результате такого перехода отказ работы соединения между одной из рабочих станций и концентратором перестал сказываться на работе других рабочих станций сети. Но увеличения производительности данный переход не принес, так как концентраторы используют разделяемую (на всех пользователей в сегменте) полосу пропускания. По сути, изменилась только физическая топология сети - с общей шины на звезду, а логическая топология по-прежнему осталась - общей шиной.

Дальнейшее развитие сетей шло по нескольким путям:

• увеличение скорости,
• внедрение сегментирования на основе коммутации,
• объединение сетей при помощи маршрутизации.

Увеличение скорости при прежней логической топологии - общая шина, привело к незначительному росту производительности в случае большого числа портов.

Большую эффективность в работе сети принесло сегментирование сетей с использованием технология коммутации пакетов. Коммутация наиболее действенна в следующих вариантах:

Вариант 1, именуемый связью "многие со многими" – это одноранговые сети, когда одновременно существуют потоки данных между парами рабочих станций. При этом предпочтительнее иметь коммутатор, у которого все порты имеют одинаковую скорость, (см. Рисунок 1).

Вариант 2, именуемый связью "один со многими" – это сети клиент-сервер, когда все рабочие станции работают с файлами или базой данных сервера. В данном случае предпочтительнее иметь коммутатор, у которого порты для подключения рабочих станций имеют одинаковую небольшую скорость, а порт, к которому подключается сервер, имеет большую скорость,(см. Рисунок 2).

Когда компании начали связывать разрозненные системы друг с другом, маршрутизация обеспечивала максимально возможную целостность и надежность передачи трафика из одной сети в другую. Но с ростом размера и сложности сети, а также в связи со все более широким применением коммутаторов в локальных сетях, базовые маршрутизаторы (зачастую они получали все данные, посылаемые коммутаторами) стали с трудом справляться со своими задачами.

Проблемы с трафиком, связанные с маршрутизацией, проявляются наиболее остро в средних и крупных компаниях, а также в деятельности операторов Internet, так как они вынуждены иметь дело с большими объемами IP-трафика, причем этот трафик должен передаваться своевременно и эффективно.

С подключением настольных систем непосредственно к коммутаторам на 10/100 Мбит/с между ними и магистралью оказывается все меньше промежуточных устройств. Чем выше скорость подключения настольных систем, тем более скоростной должна быть магистраль. Кроме того, на каждом уровне устройства должны справляться с приходящим трафиком, иначе возникновения заторов не избежать.

Рассмотрению технологий коммутации и посвящена данная статья.

Коммутация первого уровня

Термин "коммутация первого уровня" в современной технической литературе практически не описывается. Для начала дадим определение, с какими характеристиками имеет дело физический или первый уровень модели OSI:

физический уровень определяет электротехнические, механические, процедурные и функциональные характеристики активации, поддержания и дезактивации физического канала между конечными системами. Спецификации физического уровня определяют такие характеристики, как уровни напряжений, синхронизацию изменения напряжений, скорость передачи физической информации, максимальные расстояния передачи информации, физические соединители и другие аналогичные характеристики.

Смысл коммутации на первом уровне модели OSI означает физическое (по названию уровня) соединение. Из примеров коммутации первого уровня можно привести релейные коммутаторы некоторых старых телефонных и селекторных систем. В более новых телефонных системах коммутация первого уровня применяется совместно с различными способами сигнализации вызовов и усиления сигналов. В сетях передачи данных данная технология применяется в полностью оптических коммутаторах.

Коммутация второго уровня

Рассматривая свойства второго уровня модели OSI и его классическое определение, увидим, что данному уровню принадлежит основная доля коммутирующих свойств.

Определение. Канальный уровень (формально называемый информационно-канальным уровнем) обеспечивает надежный транзит данных через физический канал. Канальный уровень решает вопросы физической адресации (в противоположность сетевой или логической адресации), топологии сети, линейной дисциплины (каким образом конечной системе использовать сетевой канал), уведомления о неисправностях, упорядоченной доставки блоков данных и управления потоком информации.

На самом деле, определяемая канальным уровнем модели OSI функциональность служит платформой для некоторых из сегодняшних наиболее эффективных технологий. Большое значение функциональности второго уровня подчеркивает тот факт, что производители оборудования продолжают вкладывать значительные средства в разработку устройств с такими функциями.

С технологической точки зрения, коммутатор локальных сетей представляет собой устройство, основное назначение которого - максимальное ускорение передачи данных за счет параллельно существующих потоков между узлами сети. В этом - его главное отличие от других традиционных устройств локальных сетей – концентраторов (Hub), предоставляющих всем потокам данных сети всего один канал передачи данных.

Коммутатор позволяет передавать параллельно несколько потоков данных c максимально возможной для каждого потока скоростью. Эта скорость ограничена физической спецификацией протокола, которую также часто называют "скоростью провода". Это возможно благодаря наличию в коммутаторе большого числа центров обработки и продвижения кадров и шин передачи данных.

Коммутаторы локальных сетей в своем основном варианте, ставшем классическим уже с начала 90-х годов, работают на втором уровне модели OSI, применяя свою высокопроизводительную параллельную архитектуру для продвижения кадров канальных протоколов. Другими словами, ими выполняются алгоритмы работы моста, описанные в стандартах IEEE 802.1D и 802.1H. Также они имеют и много других дополнительных функций, часть которых вошла в новую редакцию стандарта 802.1D-1998, а часть остается пока не стандартизованной.

Коммутаторы ЛВС отличаются большим разнообразием возможностей и, следовательно, цен - стоимость 1 порта колеблется в диапазоне от 50 до 1000 долларов. Одной из причин столь больших различий является то, что они предназначены для решения различных классов задач. Коммутаторы высокого класса должны обеспечивать высокую производительность и плотность портов, а также поддерживать широкий спектр функций управления. Простые и дешевые коммутаторы имеют обычно небольшое число портов и не способны поддерживать функции управления. Одним из основных различий является используемая в коммутаторе архитектура. Поскольку большинство современных коммутаторов работают на основе патентованных контроллеров ASIC, устройство этих микросхем и их интеграция с остальными модулями коммутатора (включая буферы ввода-вывода) играет важнейшую роль. Контроллеры ASIC для коммутаторов ЛВС делятся на 2 класса - большие ASIC, способные обслуживать множество коммутируемых портов (один контроллер на устройство) и небольшие ASIC, обслуживающие по несколько портов и объединяемые в матрицы коммутации.

Существует 3 варианта архитектуры коммутаторов:
 

• переключение (cross-bar) с буферизацией на входе,
• самомаршрутизация (self-route) с разделяемой памятью
• высокоскоростная шина.

На рисунке 3 показана блок-схема коммутатора с архитектурой, используемой для поочередного соединения пар портов. В любой момент такой коммутатор может обеспечить организацию только одного соединения (пара портов). При невысоком уровне трафика не требуется хранение данных в памяти перед отправкой в порт назначения - такой вариант называется коммутацией на лету cut-through. Однако, коммутаторы cross-bar требуют буферизации на входе от каждого порта, поскольку в случае использования единственно возможного соединения коммутатор блокируется (рисунок 4). Несмотря на малую стоимость и высокую скорость продвижения на рынок, коммутаторы класса cross-bar слишком примитивны для эффективной трансляции между низкоскоростными интерфейсами Ethernet или token ring и высокоскоростными портами ATM и FDDI.

Коммутаторы с разделяемой памятью имеют общий входной буфер для всех портов, используемый как внутренняя магистраль устройства (backplane). Буферизагия данных перед их рассылкой (store-and-forward - сохранить и переслать) приводит к возникновению задержки. Однако, коммутаторы с разделяемой памятью, как показано на рисунке 5 не требуют организации специальной внутренней магистрали для передачи данных между портами, что обеспечивает им более низкую цену по сравнению с коммутаторами на базе высокоскоростной внутренней шины.

На рисунке 6 показана блок-схема коммутатора с высокоскоростной шиной, связывающей контроллеры ASIC. После того, как данные преобразуются в приемлемый для передачи по шине формат, они помещаются на шину и далее передаются в порт назначения. Поскольку шина может обеспечивать одновременную (паралельную) передачу потока данных от всех портов, такие коммутаторы часто называют "неблокируемыми" (non-blocking) - они не создают пробок на пути передачи данных.

Применение аналогичной параллельной архитектуры для продвижения пакетов сетевых протоколов привело к появлению коммутаторов третьего уровня модели OSI.

Коммутация третьего уровня

В продолжении темы о технологиях коммутации рассмотренных в предыдущем номера повторим, что применение параллельной архитектуры для продвижения пакетов сетевых протоколов привело к появлению коммутаторов третьего уровня. Это позволило существенно, в 10-100 раз повысить скорость маршрутизации по сравнению с традиционными маршрутизаторами, в которых один центральный универсальный процессор выполняет программное обеспечение маршрутизации.

По определению Сетевой уровень (третий) - это комплексный уровень, который обеспечивает возможность соединения и выбор маршрута между двумя конечными системами, подключенными к разным "подсетям", которые могут находиться в разных географических пунктах. В данном случае "подсеть" это, по сути, независимый сетевой кабель (иногда называемый сегментом).

Коммутация на третьем уровне - это аппаратная маршрутизация. Традиционные маршрутизаторы реализуют свои функции с помощью программно-управляемых процессоров, что будем называть программной маршрутизацией. Традиционные маршрутизаторы обычно продвигают пакеты со скоростью около 500000 пакетов в секунду. Коммутаторы третьего уровня сегодня работают со скоростью до 50 миллионов пакетов в секунду. Возможно и дальнейшее ее повышение, так как каждый интерфейсный модуль, как и в коммутаторе второго уровня, оснащен собственным процессором продвижения пакетов на основе ASIC. Так что наращивание количества модулей ведет к наращиванию производительности маршрутизации. Использование высокоскоростной технологии больших заказных интегральных схем (ASIC) является главной характеристикой, отличающей коммутаторы третьего уровня от традиционных маршрутизаторов. Коммутаторы 3-го уровня делятся на две категории: пакетные (Packet-by-Packet Layer 3 Switches, PPL3) и сквозные (Cut-Through Layer 3 Switches, CTL3). PPL3 - означает просто быструю маршрутизацию (Рисунок_7). CTL3 – маршрутизацию первого пакета и коммутацию всех остальных (Рисунок 8).

У коммутатора третьего уровня, кроме реализации функций маршрутизации в специализированных интегральных схемах, имеется несколько особенностей, отличающих их от традиционных маршрутизаторов. Эти особенности отражают ориентацию коммутаторов 3-го уровня на работу, в основном, в локальных сетях, а также последствия совмещения в одном устройстве коммутации на 2-м и 3-м уровнях:
 

• поддержка интерфейсов и протоколов, применяемых в локальных сетях,
• усеченные функции маршрутизации,
• обязательная поддержка механизма виртуальных сетей,
• тесная интеграция функций коммутации и маршрутизации, наличие удобных для администратора операций по заданию маршрутизации между виртуальными сетями.

Наиболее "коммутаторная" версия высокоскоростной маршрутизации выглядит следующим образом (рисунок 9). Пусть коммутатор третьего уровня построен так, что в нем имеется информация о соответствии сетевых адресов (например, IP-адресов) адресам физического уровня (например, MAC-адресам) Все эти МАС-адреса обычным образом отображены в коммутационной таблице, независимо от того, принадлежат ли они данной сети или другим сетям.

Первый коммутатор, на который поступает пакет, частично выполняет функции маршрутизатора, а именно, функции фильтрации, обеспечивающие безопасность. Он решает, пропускать или нет данный пакет в другую сеть Если пакет пропускать нужно, то коммутатор по IP-адресу назначения определяет МАС-адрес узла назначения и формирует новый заголовок второго уровня с найденным МАС-адресом. Затем выполняется обычная процедура коммутации по данному МАС-адресу с просмотром адресной таблицы коммутатора. Все последующие коммутаторы, построенные по этому же принципу, обрабатывают данный кадр как обычные коммутаторы второго уровня, не привлекая функций маршрутизации, что значительно ускоряет его обработку. Однако функции маршрутизации не являются для них избыточными, поскольку и на эти коммутаторы могут поступать первичные пакеты (непосредственно от рабочих станций), для которых необходимо выполнять фильтрацию и подстановку МАС-адресов.

Это описание носит схематический характер и не раскрывает способов решения возникающих при этом многочисленных проблем, например, проблемы построения таблицы соответствия IP-адресов и МАС-адресов

Примерами коммутаторов третьего уровня, работающих по этой схеме, являются коммутаторы SmartSwitch компании Cabletron. Компания Cabletron реализовала в них свой протокол ускоренной маршрутизации SecureFast Virtual Network, SFVN.

Для организации непосредственного взаимодействия рабочих станций без промежуточного маршрутизатора необходимо сконфигурировать каждую из них так, чтобы она считала собственный интерфейс маршрутизатором по умолчанию. При такой конфигурации станция пытается самостоятельно отправить любой пакет конечному узлу, даже если этот узел находится в другой сети. Так как в общем случае (см. рисунок 10) станции неизвестен МАС-адрес узла назначения, то она генерирует соответствующий ARP-запрос, который перехватывает коммутатор, поддерживающий протокол SFVN. В сети предполагается наличие сервера SFVN Server, являющегося полноценным маршрутизатором и поддерживающего общую ARP-таблицу всех узлов SFVN-сети. Сервер возвращает коммутатору МАС-адрес узла назначения, а коммутатор, в свою очередь, передает его исходной станции. Одновременно сервер SFVN передает коммутаторам сети инструкции о разрешении прохождения пакета с МАС-адресом узла назначения через границы виртуальных сетей. Затем исходная станция передает пакет в кадре, содержащем МАС-адрес узла назначения. Этот кадр проходит через коммутаторы, не вызывая обращения к их блокам маршрутизации. Отличие протокола SFVN компании Cabletron от - описанной выше общей схемы в том, что для нахождения МАС-адреса по IP-адресу в сети используется выделенный сервер.

Протокол Fast IP компании 3Com является еще одним примером реализации подхода с отображением IP-адреса на МАС-адрес. В этом протоколе основными действующими лицами являются сетевые адаптеры (что не удивительно, так как компания 3Com является признанным лидером в производстве сетевых адаптеров Ethernet) С одной стороны, такой подход требует изменения программного обеспечения драйверов сетевых адаптеров, и это минус Но зато не требуется изменять все остальное сетевое оборудование.

При необходимости передать пакет узлу назначения другой сети, исходный узел в соответствии с технологией Fast IP должен передать запрос по протоколу NHRP (Next Hop Routing Protocol) маршрутизатору сети. Маршрутизатор переправляет этот запрос узлу назначения, как обычный пакет Узел назначения, который также поддерживает Fast IP и NHRP, получив запрос, отвечает кадром, отсылаемым уже не маршрутизатору, а непосредственно узлу-источнику (по его МАС-адресу, содержащемуся в NHRP-запросе). После этого обмен идет на канальном уровне на основе известных МАС-адресов. Таким образом, снова маршрутизировался только первый пакет потока (как на рисунке 9 кратковременный поток), а все остальные коммутировались (как на рисунке 9 долговременный поток).

Еще один тип коммутаторов третьего уровня — это коммутаторы, работающие с протоколами локальных сетей типа Ethernet и FDDI. Эти коммутаторы выполняют функции маршрутизации не так, как классические маршрутизаторы. Они маршрутизируют не отдельные пакеты, а потоки пакетов.

Поток — это последовательность пакетов, имеющих некоторые общие свойства. По меньшей мере, у них должны совпадать адрес отправителя и адрес получателя, и тогда их можно отправлять по одному и тому же маршруту. Если классический способ маршрутизации использовать только для первого пакета потока, а все остальные обрабатывать на основании опыта первого (или нескольких первых) пакетов, то можно значительно ускорить маршрутизацию всего потока.

Рассмотрим этот подход на примере технологии NetFlow компании Cisco, реализованной в ее маршрутизаторах и коммутаторах. Для каждого пакета, поступающего на порт маршрутизатора, вычисляется хэш-функция от IP-адресов источника, назначения, портов UDP или TCP и поля TOS, характеризующего требуемое качество обслуживания. Во всех маршрутизаторах, поддерживающих данную технологию, через которые проходит данный пакет, в кэш-памяти портов запоминается соответствие значения хэш-функции и адресной информации, необходимой для быстрой передачи пакета следующему маршрутизатору. Таким образом, образуется квазивиртуальный канал (см. Рисунок 11), который позволяет быстро передавать по сети маршрутизаторов все последующие пакеты этого потока. При этом ускорение достигается за счет упрощения процедуры обработки пакета маршрутизатором - не просматриваются таблицы маршрутизации, не выполняются ARP-запросы.

Этот прием может использоваться в маршрутизаторах, вообще не поддерживающих коммутацию, а может быть перенесен в коммутаторы. В этом случае такие коммутаторы тоже называют коммутаторами третьего уровня. Примеров маршрутизаторов, использующих данный подход, являются маршрутизаторы Cisco 7500, а коммутаторов третьего уровня — коммутаторы Catalyst 5000 и 5500. Коммутаторы Catalyst выполняют усеченные функции описанной схемы, они не могут обрабатывать первые пакеты потоков и создавать новые записи о хэш-функциях и адресной информации потоков. Они просто получают данную информацию от маршрутизаторов 7500 и обрабатывают пакеты уже распознанных маршрутизаторами потоков.

Выше был рассмотрен способ ускоренной маршрутизации, основанный на концепции потока. Его сущность заключается в создании квазивиртуальных каналов в сетях, которые не поддерживают виртуальные каналы в обычном понимании этого термина, то есть сетях Ethernet, FDDI, Token Ring и т п. Следует отличать этот способ от способа ускоренной работы маршрутизаторов в сетях, поддерживающих технологию виртуальных каналов — АТМ, frame relay, X 25. В таких сетях создание виртуального канала является штатным режимом работы сетевых устройств. Виртуальные каналы создаются между двумя конечными точками, причем для потоков данных, требующих разного качества обслуживания (например, для данных разных приложений) может создаваться отдельный виртуальный канал. Хотя время создания виртуального канала существенно превышает время маршрутизации одного пакета, выигрыш достигается за счет последующей быстрой передачи потока данных по виртуальному каналу. Но в таких сетях возникает другая проблема — неэффективная передача коротких потоков, то есть потоков, состоящих из небольшого количества пакетов (классический пример — пакеты протокола DNS).

Накладные расходы, связанные с созданием виртуального канала, приходящиеся на один пакет, снижаются при передаче объемных потоков данных. Однако они становятся неприемлемо высокими при передаче коротких потоков. Для того чтобы эффективно передавать короткие потоки, предлагается следующий вариант, при передаче нескольких первых пакетов выполняется обычная маршрутизация. Затем, после того как распознается устойчивый поток, для него строится виртуальный канал, и дальнейшая передача данных происходит с высокой скоростью по этому виртуальному каналу. Таким образом, для коротких потоков виртуальный канал вообще не создается, что и повышает эффективность передачи.

По такой схеме работает ставшая уже классической технология IP Switching компании Ipsilon. Для того чтобы сети коммутаторов АТМ передавали бы пакеты коротких потоков без установления виртуального канала, компания Ipsilon предложила встроить во все коммутаторы АТМ блоки IP-маршрутизации (рисунок 12), строящие обычные таблицы маршрутизации по обычным протоколам RIP и OSPF.

Компания Cisco Systems выдвинула в качестве альтернативы технологии IP Switching свою собственную технологию Tag Switching, но она не стала стандартной. В настоящее время IETF работает над стандартным протоколом обмена метками MPLS (Multi-Protocol Label Switching), который обобщает предложение компаний Ipsilon и Cisco, а также вносит некоторые новые детали и механизмы. Этот протокол ориентирован на поддержку качества обслуживания для виртуальных каналов, образованных метками.

Коммутация четвертого уровня

Свойства четвертого или транспортного уровня модели OSI следующие: транспортный уровень обеспечивает услуги по транспортировке данных. В частности, заботой транспортного уровня является решение таких вопросов, как выполнение надежной транспортировки данных через объединенную сеть. Предоставляя надежные услуги, транспортный уровень обеспечивает механизмы для установки, поддержания и упорядоченного завершения действия виртуальных каналов, систем обнаружения и устранения неисправностей транспортировки и управления информационным потоком (с целью предотвращения переполнения данными из другой системы).

Некоторые производители заявляют, что их системы могут работать на втором, третьем и даже четвертом уровнях. Однако рассмотрение описания стека TCP/IP (рисунок 1), а также структуры пакетов IP и TCP (рисунки 2, 3), показывает, что коммутация четвертого уровня является фикцией, так как все относящиеся к коммутации функции осуществляются на уровне не выше третьего. А именно, термин коммутация четвертого уровня с точки зрения описания стека TCP/IP противоречий не имеет, за исключением того, что при коммутации должны указываться адреса компьютера (маршрутизатора) источника и компьютера (маршрутизатора) получателя. Пакеты TCP имеют поля локальный порт отправителя и локальный порт получателя (рисунок 3), несущие смысл точек входа в приложение (в программу), например Telnet с одной стороны, и точки входа (в данном контексте инкапсуляции) в уровень IP. Кроме того, в стеке TCP/IP именно уровень TCP занимается формированием пакетов из потока данных идущих от приложения. Пакеты IP (рисунок 2) имеют поля адреса компьютера (маршрутизатора) источника и компьютера (маршрутизатора) получателя и следовательно могут наряду с MAC адресами использоваться для коммутации. Тем не менее, название прижилось, к тому же практика показывает, что способность системы анализировать информацию прикладного уровня может оказаться полезной — в частности для управления трафиком. Таким образом, термин "зависимый от приложения" более точно отражает функции так называемых коммутаторов четвертого уровня.

Тематики

• сети вычислительные

EN

• switching technology

- комплекс электрических энергоиспользующих компонентов, необходимых для выполнения функций по преобразованию энергетических систем. Сюда можно отнести горелки, работающие под давлением, создаваемым в системе или специальным нагнетателем, систему зажигания (но не отопительные элементы на основе электрического сопротивления, которые производители оборудования поставляют как часть (элемент) водонагревателей).

- комплекс электрических энергоиспользующих компонентов, необходимых для выполнения функций по преобразованию энергетических систем. Сюда можно отнести горелки, работающие под давлением, создаваемым в системе или специальным нагнетателем, систему зажигания (но не отопительные элементы на основе электрического сопротивления, которые производители оборудования поставляют как часть (элемент) водонагревателей).

контроль потребления электроэнергии
контроль энергопотребления
—
[Интент]

Тематики

• ЦОДы (центры обработки данных)

Синонимы

• контроль энергопотребления

EN

• power management

управление электропитанием
-
[Интент]

Управление электропитанием ЦОД

Автор: Жилкина Наталья
Опубликовано 23 апреля 2009 года

Источники бесперебойного питания, функционирующие в ЦОД, составляют важный элемент общей системы его энергообеспечения. Вписываясь в контур управления ЦОД, система мониторинга и управления ИБП становится ядром для реализации эксплуатационных функций.

Три задачи

Системы мониторинга, диагностики и управления питанием нагрузки решают три основные задачи: позволяют ИБП выполнять свои функции, оповещать персонал о происходящих с ними событиях и посылать команды для автоматического завершения работы защищаемого устройства.

Мониторинг параметров ИБП предполагает отображение и протоколирование состояния устройства и всех событий, связанных с его изменением. Диагностика реализуется функциями самотестирования системы. Управляющие же функции предполагают активное вмешательство в логику работы устройства.

Многие специалисты этого рынка, отмечая важность процедуры мониторинга, считают, что управление должно быть сведено к минимуму. «Функция управления ИБП тоже нужна, но скорее факультативно, — говорит Сергей Ермаков, технический директор компании Inelt и эксперт в области систем Chloride. — Я глубоко убежден, что решения об активном управляющем вмешательстве в работу систем защиты электропитания ответственной нагрузки должен принимать человек, а не автоматизированная система. Завершение работы современных мощных серверов, на которых функционируют ответственные приложения, — это, как правило, весьма длительный процесс. ИБП зачастую не способны обеспечивать необходимое для него время, не говоря уж о времени запуска какого-то сервиса». Функция же мониторинга позволяет предотвратить наступление нежелательного события — либо, если таковое произошло, проанализировать его причины, опираясь не на слова, а на запротоколированные данные, хранящиеся в памяти адаптера или файлах на рабочей станции мониторинга.

Эту точку зрения поддерживает и Алексей Сарыгин, технический директор компании Radius Group: «Дистанционное управление мощных ИБП — это вопрос, к которому надо подходить чрезвычайно аккуратно. Если функции дистанционного мониторинга и диспетчеризации необходимы, то практика предоставления доступа персоналу к функциям дистанционного управления представляется радикально неверной. Доступность модулей управления извне потенциально несет в себе риск нарушения безопасности и категорически снижает надежность системы. Если существует физическая возможность дистанционно воздействовать на ИБП, на его параметры, отключение, снятие нагрузки, закрытие выходных тиристорных ключей или блокирование цепи байпаса, то это чревато потерей питания всего ЦОД».

Практически на всех трехфазных ИБП предусмотрена кнопка E.P.O. (Emergency Power Off), дублер которой может быть выведен на пульт управления диспетчерской. Она обеспечивает аварийное дистанционное отключение блоков ИБП при наступлении аварийных событий. Это, пожалуй, единственная возможность обесточить нагрузку, питаемую от трехфазного аппарата, но реализуется она в исключительных случаях.

Что же касается диагностики электропитания, то, как отмечает Юрий Копылов, технический директор московского офиса корпорации Eaton, в последнее время характерной тенденцией в управляющем программном обеспечении стал отказ от предоставления функций удаленного тестирования батарей даже системному администратору.

— Адекватно сравнивать состояние батарей необходимо под нагрузкой, — говорит он, — сам тест запускать не чаще чем раз в два дня, а разряжать батареи надо при одном и том же токе и уровне нагрузки. К тому же процесс заряда — довольно долгий. Все это не идет батареям на пользу.

Средства мониторинга

Производители ИБП предоставляют, как правило, сразу несколько средств мониторинга и в некоторых случаях даже управления ИБП — все они основаны на трех основных методах.

В первом случае устройство подключается напрямую через интерфейс RS-232 (Com-порт) к консоли администратора. Дальность такого подключения не превышает 15 метров, но может быть увеличена с помощью конверторов RS-232/485 и RS-485/232 на концах провода, связывающего ИБП с консолью администратора. Такой способ обеспечивает низкую скорость обмена информацией и пригоден лишь для топологии «точка — точка».

Второй способ предполагает использование SNMP-адаптера — встроенной или внешней интерфейсной карты, позволяющей из любой точки локальной сети получить информацию об основных параметрах ИБП. В принципе, для доступа к ИБП через SNMP достаточно веб-браузера. Однако для большего комфорта производители оснащают свои системы более развитым графическим интерфейсом, обеспечивающим функции мониторинга и корректного завершения работы. На базе SNMP-протокола функционируют все основные системы мониторинга и управления ИБП, поставляемые штатно или опционально вместе с ИБП.

Стандартные SNMP-адаптеры поддерживают подключение нескольких аналоговых или пороговых устройств — датчик температуры, движения, открытия двери и проч. Интеграция таких устройств в общую систему мониторинга крупного объекта (например, дата-центра) позволяет охватить огромное количество точек наблюдения и отразить эту информацию на экране диспетчера.

Большое удобство предоставляет метод эксплуатационного удаленного контроля T.SERVICE, позволяющий отследить работу оборудования посредством телефонной линии (через модем GSM) или через Интернет (с помощью интерфейса Net Vision путем рассылки e-mail на электронный адрес потребителя). T.SERVICE обеспечивает диагностирование оборудования в режиме реального времени в течение 24 часов в сутки 365 дней в году. ИБП автоматически отправляет в центр технического обслуживания регулярные отчеты или отчеты при обнаружении неисправности. В зависимости от контролируемых параметров могут отправляться уведомления о неправильной эксплуатации (с пользователем связывается опытный специалист и рекомендует выполнить простые операции для предотвращения ухудшения рабочих характеристик оборудования) или о наличии отказа (пользователь информируется о состоянии устройства, а на место установки немедленно отправляется технический специалист).

Профессиональное мнение

Наталья Маркина, коммерческий директор представительства компании SOCOMEC

Управляющее ПО фирмы SOCOMEC легко интегрируется в общий контур управления инженерной инфраструктурой ЦОД посредством разнообразных интерфейсов передачи данных ИБП. Установленное в аппаратной или ЦОД оборудование SOCOMEC может дистанционно обмениваться информацией о своих рабочих параметрах с системами централизованного управления и компьютерными сетями посредством сухих контактов, последовательных портов RS232, RS422, RS485, а также через интерфейс MODBUS TCP и GSS.

Интерфейс GSS предназначен для коммуникации с генераторными установками и включает в себя 4 входа (внешние контакты) и 1 выход (60 В). Это позволяет программировать особые процедуры управления, Global Supply System, которые обеспечивают полную совместимость ИБП с генераторными установками.

У компании Socomec имеется широкий выбор интерфейсов и коммуникационного программного обеспечения для установки диалога между ИБП и удаленными системами мониторинга промышленного и компьютерного оборудования. Такие опции связи, как панель дистанционного управления, интерфейс ADC (реконфигурируемые сухие контакты), обеспечивающий ввод и вывод данных при помощи сигналов сухих контактов, интерфейсы последовательной передачи данных RS232, RS422, RS485 по протоколам JBUS/MODBUS, PROFIBUS или DEVICENET, MODBUS TCP (JBUS/MODBUS-туннелирование), интерфейс NET VISION для локальной сети Ethernet, программное обеспечение TOP VISION для выполнения мониторинга с помощью рабочей станции Windows XP PRO — все это позволяет контролировать работу ИБП удобным для пользователя способом.

Весь контроль управления ИБП, ДГУ, контроль окружающей среды сводится в единый диспетчерский пункт посредством протоколов JBUS/MODBUS.
 

Индустриальный подход

Третий метод основан на использовании высокоскоростной индустриальной интерфейсной шины: CANBus, JBus, MODBus, PROFIBus и проч. Некоторые модели ИБП поддерживают разновидность универсального smart-слота для установки как карточек SNMP, так и интерфейсной шины. Система мониторинга на базе индустриальной шины может быть интегрирована в уже существующую промышленную SCADA-систему контроля и получения данных либо создана как заказное решение на базе многофункциональных стандартных контроллеров с выходом на шину. Промышленная шина через шлюзы передает информацию на удаленный диспетчерский пункт или в систему управления зданием (Building Management System, BMS). В эту систему могут быть интегрированы и контроллеры, управляющие ИБП.

Универсальные SCADA-системы поддерживают датчики и контроллеры широкого перечня производителей, но они недешевы и к тому же неудобны для внесения изменений. Но если подобная система уже функционирует на объекте, то интеграция в нее дополнительных ИБП не представляет труда.

Сергей Ермаков, технический директор компании Inelt, считает, что применение универсальных систем управления на базе промышленных контроллеров нецелесообразно, если используется для мониторинга только ИБП и ДГУ. Один из практичных подходов — создание заказной системы, с удобной для заказчика графической оболочкой и необходимым уровнем детализации — от карты местности до поэтажного плана и погружения в мнемосхему компонентов ИБП.

— ИБП может передавать одинаковое количество информации о своем состоянии и по прямому соединению, и по SNMP, и по Bus-шине, — говорит Сергей Ермаков. — Применение того или иного метода зависит от конкретной задачи и бюджета. Создав первоначально систему UPS Look для мониторинга ИБП, мы интегрировали в нее систему мониторинга ДГУ на основе SNMP-протокола, после чего по желанию одного из заказчиков конвертировали эту систему на промышленную шину Jbus. Новое ПО JSLook для мониторинга неограниченного количества ИБП и ДГУ по протоколу JBus является полнофункциональным средством мониторинга всей системы электроснабжения объекта.

Профессиональное мение

Денис Андреев, руководитель департамента ИБП компании Landata

Практически все ИБП Eaton позволяют использовать коммуникационную Web-SNMP плату Connect UPS и датчик EMP (Environmental Monitoring Probe). Такой комплект позволяет в числе прочего осуществлять мониторинг температуры, влажности и состояния пары «сухих» контактов, к которым можно подключить внешние датчики.

Решение Eaton Environmental Rack Monitor представляет собой аналог такой связки, но с существенно более широким функционалом. Внешне эта система мониторинга температуры, влажности и состояния «сухих» контактов выполнена в виде компактного устройства, которое занимает минимум места в шкафу или в помещении.

Благодаря наличию у Eaton Environmental Rack Monitor (ERM) двух выходов датчики температуры или влажности можно разместить в разных точках стойки или помещения. Поскольку каждый из двух датчиков имеет еще по два сухих контакта, с них дополнительно можно принимать сигналы от датчиков задымления, утечки и проч. В центре обработки данных такая недорогая система ERM, состоящая из неограниченного количества датчиков, может транслировать информацию по протоколу SNMP в HTML-страницу и позволяет, не приобретая специального ПО, получить сводную таблицу измеряемых величин через веб-браузер.

Проблему дефицита пространства и высокой плотности размещения оборудования в серверных и ЦОД решают системы распределения питания линейки Eaton eDPU, которые можно установить как внутри стойки, так и на группу стоек.

Все модели этой линейки представляют четыре семейства: системы базового исполнения, системы с индикацией потребляемого тока, с мониторингом (локальным и удаленным, по сети) и управляемые, с возможностью мониторинга и управления электропитанием вплоть до каждой розетки. С помощью этих устройств можно компактным способом увеличить количество розеток в одной стойке, обеспечить контроль уровня тока и напряжения критичной нагрузки.

Контроль уровня потребляемой мощности может осуществляться с высокой степенью детализации, вплоть до сервера, подключенного к конкретной розетке. Это позволяет выяснить, какой сервер перегревается, где вышел из строя вентилятор, блок питания и т. д. Программным образом можно запустить сервер, подключенный к розетке ePDU. Интеграция системы контроля ePDU в платформу управления Eaton находится в процессе реализации.

Требование объекта

Как поясняет Олег Письменский, в критичных объектах, таких как ЦОД, можно условно выделить две области контроля и управления. Первая, Grey Space, — это собственно здание и соответствующая система его энергообеспечения и энергораспределения. Вторая, White Space, — непосредственно машинный зал с его системами.

Выбор системы управления энергообеспечением ЦОД определяется типом объекта, требуемым функционалом системы управления и отведенным на эти цели бюджетом. В большинстве случаев кратковременная задержка между наступлением события и получением информации о нем системой мониторинга по SNMP-протоколу допустима. Тем не менее в целом ряде случаев, если характеристики объекта подразумевают непрерывность его функционирования, объект является комплексным и содержит большое количество элементов, требующих контроля и управления в реальном времени, ни одна стандартная система SNMP-мониторинга не обеспечит требуемого функционала. Для таких объектов применяют системы управления real-time, построенные на базе программно-аппаратных комплексов сбора данных, в том числе c функциями Softlogic.

Системы диспетчеризации и управления крупными объектами реализуются SCADA-системами, широкий перечень которых сегодня присутствует на рынке; представлены они и в портфеле решений Schneider Electric. Тип SCADA-системы зависит от класса и размера объекта, от количества его элементов, требующих контроля и управления, от уровня надежности. Частный вид реализации SCADA — это BMS-система(Building Management System).

«Дата-центры с объемом потребляемой мощности до 1,5 МВт и уровнем надежности Tier I, II и, с оговорками, даже Tier III, могут обслуживаться без дополнительной SCADA-системы, — говорит Олег Письменский. — На таких объектах целесообразно применять ISX Central — программно-аппаратный комплекс, использующий SNMP. Если же категория и мощность однозначно предполагают непрерывность управления, в таких случаях оправданна комбинация SNMP- и SCADA-системы. Например, для машинного зала (White Space) применяется ISX Central с возможными расширениями как Change & Capacity Manager, в комбинации со SCADA-системой, управляющей непосредственно объектом (Grey Space)».

Профессиональное мнение

Олег Письменский, директор департамента консалтинга APC by Schneider Electric в России и СНГ

Подход APC by Schneider Electric к реализации полномасштабного полноуправляемого и надежного ЦОД изначально был основан на базисных принципах управления ИТ-инфраструктурой в рамках концепции ITIL/ITSM. И история развития системы управления инфраструктурой ЦОД ISX Manager, которая затем интегрировалась с программно-аппаратным комплексом NetBotz и трансформировалась в портал диспетчеризации ISX Central, — лучшее тому доказательство.

Первым итогом поэтапного приближения к намеченной цели стало наращивание функций контроля параметров энергообеспечения. Затем в этот контур подключилась система управления кондиционированием, система контроля параметров окружающей среды. Очередным шагом стало измерение скорости воздуха, влажности, пыли, радиации, интеграция сигналов от камер аудио- и видеонаблюдения, системы управления блоками розеток, завершения работы сервера и т. д.

Эта система не может и не должна отвечать абсолютно всем принципам ITSM, потому что не все они касаются существа поставленной задачи. Но как только в отношении политик и некоторых тактик управления емкостью и изменениями в ЦОД потребовался соответствующий инструментарий — это нашло отражение в расширении функционала ISX Central, который в настоящее время реализуют ПО APC by Schneider Electric Capacity Manager и APC by Schneider Electric Change Manager. С появлением этих двух решений, интегрированных в систему управления реальным объектом, АРС предоставляет возможность службе эксплуатации оптимально планировать изменения количественного и качественного состава оборудования машинного зала — как на ежедневном оперативном уровне, так и на уровне стратегических задач массовых будущих изменений.

Решение APC by Schneider Electric Capacity обеспечивает автоматизированную обработку информации о свободных ресурсах инженерной инфраструктуры, реальном потреблении мощности и пространстве в стойках. Обращаясь к серверу ISX Central, системы APC by Schneider Electric Capacity Manager и APC by Schneider Electric Change Manager оценивают степень загрузки ИБП и систем охлаждения InRow, прогнозируют воздействие предполагаемых изменений и предлагают оптимальное место для установки нового или перестановки имеющегося оборудования. Новые решения позволяют, выявив последствия от предполагаемых изменений, правильно спланировать замену оборудования в ЦОД.

Переход от частного к общему может потребовать интеграции ISX Central в такие, например, порталы управления, как Tivoli или Open View. Возможны и другие сценарии, когда ISX Central вписывается и в SCADA–систему. В этом случае ISX Central выполняет роль диспетчерской настройки, функционал которой распространяется на серверную комнату, но не охватывает целиком периметр объекта.

Случай из практики

Решение задачи управления энергообеспечением ЦОД иногда вступает в противоречие с правилами устройств электроустановок (ПУЭ). Может оказаться, что в соответствии с ПУЭ в ряде случаев (например, при компоновке щитов ВРУ) необходимо обеспечить механические блокировки. Однако далеко не всегда это удается сделать. Поэтому такая задача часто требует нетривиального решения.

— В одном из проектов, — вспоминает Алексей Сарыгин, — где система управления включала большое количество точек со взаимными пересечениями блокировок, требовалось не допустить снижения общей надежности системы. В этом случае мы пришли к осознанному компромиссу, сделали систему полуавтоматической. Там, где это было возможно, присутствовали механические блокировки, за пультом дежурной смены были оставлены функции мониторинга и анализа, куда сводились все данные о положении всех автоматов. Но исполнительную часть вывели на отдельную панель управления уже внутри ВРУ, где были расположены подробные пользовательские инструкции по оперативному переключению. Таким образом мы избавились от излишней автоматизации, но постарались минимизировать потери в надежности и защититься от ошибок персонала.

[ http://www.computerra.ru/cio/old/products/infrastructure/421312/]

Тематики

• ЦОДы (центры обработки данных)

EN

• power management

энергоменеджмент
-
[Интент]

Тематики

• электроагрегаты генераторные

EN

• power management

ИБП для централизованных систем питания
ИБП для централизованного питания нагрузок
-
[Интент]

ИБП для централизованных систем питания

А. П. Майоров

Для многих предприятий всесторонняя защита данных имеет жизненно важное значение. Кроме того, есть виды деятельности, в которых прерывания подачи электроэнергии не допускаются даже на доли секунды. Так работают расчетные центры банков, больницы, аэропорты, центры обмена трафиком между различными сетями. В такой же степени критичны к электропитанию телекоммуникационное оборудование, крупные узлы Интернет, число ежедневных обращений к которым исчисляется десятками и сотнями тысяч. Третья часть обзора по ИБП посвящена оборудованию, предназначенному для обеспечения питания особо важных объектов.

Централизованные системы бесперебойного питания применяют в тех случаях, когда прерывание подачи электроэнергии недопустимо для работы большинства единиц оборудования, составляющих одну информационную или технологическую систему. Как правило, проблемы питания рассматривают в рамках единого проекта наряду со многими другими подсистемами здания, поскольку они требуют вложения значительных средств и увязки с силовой электропроводкой, коммутационным электрооборудованием и аппаратурой кондиционирования. Изначально системы бесперебойного питания рассчитаны на долгие годы эксплуатации, их срок службы можно сравнить со сроком службы кабельных подсистем здания и основного компьютерного оборудования. За 15—20 лет функционирования предприятия оснащение его рабочих станций обновляется три-четыре раза, несколько раз изменяется планировка помещений и производится их ремонт, но все эти годы система бесперебойного питания должна работать безотказно. Для ИБП такого класса долговечность превыше всего, поэтому в их технических спецификациях часто приводят значение важнейшего технического показателя надежности — среднего времени наработки на отказ (Mean Time Before Failure — MTBF). Во многих моделях с ИБП оно превышает 100 тыс. ч, в некоторых из них достигает 250 тыс. ч (т. е. 27 лет непрерывной работы). Правда, сравнивая различные системы, нужно учитывать условия, для которых этот показатель задан, и к предоставленным цифрам относиться осторожно, поскольку условия работы оборудования разных производителей неодинаковы.

Батареи аккумуляторов

К сожалению, наиболее дорогостоящий компонент ИБП — батарея аккумуляторов так долго работать не может. Существует несколько градаций качества батарей, которые различаются сроком службы и, естественно, ценой. В соответствии с принятой два года назад конвенцией EUROBAT по среднему сроку службы батареи разделены на четыре группы:

10+ — высоконадежные,
10 — высокоэффективные,
5—8 — общего назначения,
3—5 — стандартные коммерческие.

Учитывая исключительно жесткую конкуренцию на рынке ИБП малой мощности, производители стремятся снизить до минимума начальную стоимость своих моделей, поэтому часто комплектуют их самыми простыми батареями. Применительно к этой группе продуктов такой подход оправдан, поскольку упрощенные ИБП изымают из обращения вместе с защищаемыми ими персональными компьютерами. Впервые вступающие на этот рынок производители, пытаясь оттеснить конкурентов, часто используют в своих интересах неосведомленность покупателей о проблеме качества батарей и предлагают им сравнимые по остальным показателям модели за более низкую цену. Имеются случаи, когда партнеры крупной фирмы комплектуют ее проверенные временем и признанные рынком модели ИБП батареями, произведенными в развивающихся странах, где контроль за технологическим процессом ослаблен, а, значит, срок службы батарей меньше по сравнению с "кондиционными" изделиями. Поэтому, подбирая для себя ИБП, обязательно поинтересуйтесь качеством батареи и ее производителем, избегайте продукции неизвестных фирм. Следование этим рекомендациям сэкономит вам значительные средства при эксплуатации ИБП.

Все сказанное еще в большей степени относится к ИБП высокой мощности. Как уже отмечалось, срок службы таких систем исчисляется многими годами. И все же за это время приходится несколько раз заменять батареи. Как это ни покажется странным, но расчеты, основанные на ценовых и качественных параметрах батарей, показывают, что в долгосрочной перспективе наиболее выгодны именно батареи высшего качества, несмотря на их первоначальную стоимость. Поэтому, имея возможность выбора, устанавливайте батареи только "высшей пробы". Гарантированный срок службы таких батарей приближается к 15 годам.

Не менее важный аспект долговечности мощных систем бесперебойного питания — условия эксплуатации аккумуляторных батарей. Чтобы исключить непредсказуемые, а следовательно, часто приводящие к аварии перерывы в подаче электропитания, абсолютно все включенные в приведенную в статье таблицу модели оснащены самыми совершенными схемами контроля за состоянием батарей. Не мешая выполнению основной функции ИБП, схемы мониторинга, как правило, контролируют следующие параметры батареи: зарядный и разрядный токи, возможность избыточного заряда, рабочую температуру, емкость.

Кроме того, с их помощью рассчитываются такие переменные, как реальное время автономной работы, конечное напряжение зарядки в зависимости от реальной температуры внутри батареи и др.

Подзарядка батареи происходит по мере необходимости и в наиболее оптимальном режиме для ее текущего состояния. Когда емкость батареи снижается ниже допустимого предела, система контроля автоматически посылает предупреждающий сигнал о необходимости ее скорой замены.

Топологические изыски

Долгое время специалисты по системам электропитания руководствовались аксиомой, что мощные системы бесперебойного питания должны иметь топологию on-line. Считается, что именно такая топология гарантирует защиту от всех нарушений на линиях силового питания, позволяет фильтровать помехи во всем частотном диапазоне, обеспечивает на выходе чистое синусоидальное напряжение с номинальными параметрами. Однако за качество электропитания приходится платить повышенным выделением тепловой энергии, сложностью электронных схем, а следовательно, потенциальным снижением надежности. Но, несмотря на это, за многолетнюю историю выпуска мощных ИБП были разработаны исключительно надежные аппараты, способные работать в самых невероятных условиях, когда возможен отказ одного или даже нескольких узлов одновременно. Наиболее важным и полезным элементом мощных ИБП является так называемый байпас. Это обходной путь подачи энергии на выход в случае ремонтных и профилактических работ, вызванных отказом некоторых компонентов систем или возникновением перегрузки на выходе. Байпасы бывают ручными и автоматическими. Они формируются несколькими переключателями, поэтому для их активизации требуется некоторое время, которое инженеры постарались снизить до минимума. И раз уж такой переключатель был создан, то почему бы не использовать его для снижения тепловыделения в то время, когда питающая сеть пребывает в нормальном рабочем состоянии. Так появились первые признаки отступления от "истинного" режима on-line.

Новая топология отдаленно напоминает линейно-интерактивную. Устанавливаемый пользователем системы порог срабатывания определяет момент перехода системы в так называемый экономный режим. При этом напряжение из первичной сети поступает на выход системы через байпас, однако электронная схема постоянно следит за состоянием первичной сети и в случае недопустимых отклонений мгновенно переключается на работу в основном режиме on-line.

Подобная схема применена в ИБП серии Synthesis фирмы Chloride (Сети и системы связи, 1996. № 10. С. 131), механизм переключения в этих устройствах назван "интеллектуальным" ключом. Если качество входной линии укладывается в пределы, определяемые самим пользователем системы, аппарат работает в линейно-интерактивном режиме. При достижении одним из контролируемых параметров граничного значения система начинает работать в нормальном режиме on-line. Конечно, в этом режиме система может работать и постоянно.

За время эксплуатации системы отход от исходной аксиомы позволяет экономить весьма значительные средства за счет сокращения тепловыделения. Сумма экономии оказывается сопоставимой со стоимостью оборудования.

Надо отметить, что от своих исходных принципов отошла еще одна фирма, ранее выпускавшая только линейно-интерактивные ИБП и ИБП типа off-line сравнительно небольшой мощности. Теперь она превысила прежний верхний предел мощности своих ИБП (5 кВА) и построила новую систему по топологии on-line. Я имею в виду фирму АРС и ее массив электропитания Simmetra (Сети и системы связи. 1997. № 4. С. 132). Создатели попытались заложить в систему питания те же принципы повышения надежности, которые применяют при построении особо надежной компьютерной техники. В модульную конструкцию введена избыточность по отношению к управляющим модулям и батареям. В любом из трех выпускаемых шасси из отдельных модулей можно сформировать нужную на текущий момент систему и в будущем наращивать ее по мере надобности. Суммарная мощность самого большого шасси достигает 16 кВА. Еще рано сравнивать эту только что появившуюся систему с другими включенными в таблицу. Однако факт появления нового продукта в этом исключительно устоявшемся секторе рынка сам по себе интересен.

Архитектура

Суммарная выходная мощность централизованных систем бесперебойного питания может составлять от 10—20 кВА до 200—300 МВА и более. Соответственно видоизменяется и структура систем. Как правило, она включают в себя несколько источников, соединенных параллельно тем или иным способом. Аппаратные шкафы устанавливают в специально оборудованных помещениях, где уже находятся распределительные шкафы выходного напряжения и куда подводят мощные входные силовые линии электропитания. В аппаратных помещениях поддерживается определенная температура, а за функционированием оборудования наблюдают специалисты.

Многие реализации системы питания для достижения необходимой надежности требуют совместной работы нескольких ИБП. Существует ряд конфигураций, где работают сразу несколько блоков. В одних случаях блоки можно добавлять постепенно, по мере необходимости, а в других — системы приходится комплектовать в самом начале проекта.

Для повышения суммарной выходной мощности используют два варианта объединения систем: распределенный и централизованный. Последний обеспечивает более высокую надежность, но первый более универсален. Блоки серии EDP-90 фирмы Chloride допускают объединение двумя способами: и просто параллельно (распределенный вариант), и с помощью общего распределительного блока (централизованный вариант). При выборе способа объединения отдельных ИБП необходим тщательный анализ структуры нагрузки, и в этом случае лучше всего обратиться за помощью к специалистам.

Применяют параллельное соединение блоков с централизованным байпасом, которое используют для повышения общей надежности или увеличения общей выходной мощности. Число объединяемых блоков не должно превышать шести. Существуют и более сложные схемы с избыточностью. Так, например, чтобы исключить прерывание подачи питания во время профилактических и ремонтных работ, соединяют параллельно несколько блоков с подключенными к отдельному ИБП входными линиями байпасов.

Особо следует отметить сверхмощные ИБП серии 3000 фирмы Exide. Суммарная мощность системы питания, построенная на модульных элементах этой серии, может достигать нескольких миллионов вольт-ампер, что сравнимо с номинальной мощностью генераторов некоторых электростанций. Все компоненты серии 3000 без исключения построены на модульном принципе. На их основе можно создать особо мощные системы питания, в точности соответствующие исходным требованиям. В процессе эксплуатации суммарную мощность систем можно наращивать по мере увеличения нагрузки. Однако следует признать, что систем бесперебойного питания такой мощности в мире не так уж много, их строят по специальным контрактам. Поэтому серия 3000 не включена в общую таблицу. Более подробные данные о ней можно получить на Web-узле фирмы Exide по адресу http://www.exide.com или в ее московском представительстве.

Важнейшие параметры

Для систем с высокой выходной мощностью очень важны показатели, которые для менее мощных систем не имеют первостепенного значения. Это, например, КПД — коэффициент полезного действия (выражается либо действительным числом меньше единицы, либо в процентах), показывающий, какая часть активной входной мощности поступает к нагрузке. Разница значений входной и выходной мощности рассеивается в виде тепла. Чем выше КПД, тем меньше тепловой энергии выделяется в аппаратной комнате и, значит, для поддержания нормальных рабочих условий требуется менее мощная система кондиционирования.

Чтобы представить себе, о каких величинах идет речь, рассчитаем мощность, "распыляемую" ИБП с номинальным значением на выходе 8 МВт и с КПД, равным 95%. Такая система будет потреблять от первичной силовой сети 8,421 МВт — следовательно, превращать в тепло 0,421 МВт или 421 кВт. При повышении КПД до 98% при той же выходной мощности рассеиванию подлежат "всего" 163 кВт. Напомним, что в данном случае нужно оперировать активными мощностями, измеряемыми в ваттах.

Задача поставщиков электроэнергии — подавать требуемую мощность ее потребителям наиболее экономным способом. Как правило, в цепях переменного тока максимальные значения напряжения и силы тока из-за особенностей нагрузки не совпадают. Из-за этого смещения по фазе снижается эффективность доставки электроэнергии, поскольку при передаче заданной мощности по линиям электропередач, через трансформаторы и прочие элементы систем протекают токи большей силы, чем в случае отсутствия такого смещения. Это приводит к огромным дополнительным потерям энергии, возникающим по пути ее следования. Степень сдвига по фазе измеряется не менее важным, чем КПД, параметром систем питания — коэффициентом мощности.

Во многих странах мира существуют нормы на допустимое значение коэффициента мощности систем питания и тарифы за электроэнергию нередко зависят от коэффициента мощности потребителя. Суммы штрафов за нарушение нормы оказываются настольно внушительными, что приходится заботиться о повышении коэффициента мощности. С этой целью в ИБП встраивают схемы, которые компенсируют сдвиг по фазе и приближают значение коэффициента мощности к единице.

На распределительную силовую сеть отрицательно влияют и нелинейные искажения, возникающие на входе блоков ИБП. Почти всегда их подавляют с помощью фильтров. Однако стандартные фильтры, как правило, уменьшают искажения только до уровня 20—30%. Для более значительного подавления искажений на входе систем ставят дополнительные фильтры, которые, помимо снижения величины искажений до нескольких процентов, повышают коэффициент мощности до 0,9—0,95. С 1998 г. встраивание средств компенсации сдвига по фазе во все источники электропитания компьютерной техники в Европе становится обязательным.

Еще один важный параметр мощных систем питания — уровень шума, создаваемый такими компонентами ИБП, как, например, трансформаторы и вентиляторы, поскольку их часто размещают вместе в одном помещении с другим оборудованием — там где работает и персонал.

Чтобы представить себе, о каких значениях интенсивности шума идет речь, приведем для сравнения такие примеры: уровень шума, производимый шелестом листвы и щебетанием птиц, равен 40 дБ, уровень шума на центральной улице большого города может достигать 80 дБ, а взлетающий реактивный самолет создает шум около 100 дБ.

Достижения в электронике

Мощные системы бесперебойного электропитания выпускаются уже более 30 лет. За это время бесполезное тепловыделение, объем и масса их сократились в несколько раз. Во всех подсистемах произошли и значительные технологические изменения. Если раньше в инверторах использовались ртутные выпрямители, а затем кремниевые тиристоры и биполярные транзисторы, то теперь в них применяются высокоскоростные мощные биполярные транзисторы с изолированным затвором (IGBT). В управляющих блоках аналоговые схемы на дискретных компонентах сначала были заменены на цифровые микросхемы малой степени интеграции, затем — микропроцессорами, а теперь в них установлены цифровые сигнальные процессоры (Digital Signal Processor — DSP).

В системах питания 60-х годов для индикации их состояния использовались многочисленные аналоговые измерительные приборы. Позднее их заменили более надежными и информативными цифровыми панелями из светоизлучающих диодов и жидкокристаллических индикаторов. В наше время повсеместно используют программное управление системами питания.

Еще большее сокращение тепловых потерь и общей массы ИБП дает замена массивных трансформаторов, работающих на частоте промышленной сети (50 или 60 Гц), высокочастотными трансформаторами, работающими на ультразвуковых частотах. Между прочим, высокочастотные трансформаторы давно применяются во внутренних источниках питания компьютеров, а вот в ИБП их стали устанавливать сравнительно недавно. Применение IGBT-приборов позволяет строить и бестрансформаторные инверторы, при этом внутреннее построение ИБП существенно меняется. Два последних усовершенствования применены в ИБП серии Synthesis фирмы Chloride, отличающихся уменьшенным объемом и массой.

Поскольку электронная начинка ИБП становится все сложнее, значительную долю их внутреннего объема теперь занимают процессорные платы. Для радикального уменьшения суммарной площади плат и изоляции их от вредных воздействий электромагнитных полей и теплового излучения используют электронные компоненты для так называемой технологии поверхностного монтажа (Surface Mounted Devices — SMD) — той самой, которую давно применяют в производстве компьютеров. Для защиты электронных и электротехнических компонентов имеются специальные внутренние экраны.

***

Со временем серьезный системный подход к проектированию материальной базы предприятия дает значительную экономию не только благодаря увеличению срока службы всех компонентов "интегрированного интеллектуального" здания, но и за счет сокращения расходов на электроэнергию и текущее обслуживание. Использование централизованных систем бесперебойного питания в пересчете на стоимость одного рабочего места дешевле, чем использование маломощных ИБП для рабочих станций и даже ИБП для серверных комнат. Однако, чтобы оценить это, нужно учесть все факторы установки таких систем.

Предположим, что предприятие свое помещение арендует. Тогда нет никакого смысла разворачивать дорогостоящую систему централизованного питания. Если через пять лет руководство предприятия не намерено заниматься тем же, чем занимается сегодня, то даже ИБП для серверных комнат обзаводиться нецелесообразно. Но если оно рассчитывает на то, что производство будет держаться на плаву долгие годы и решило оснастить принадлежащее им здание системой бесперебойного питания, то для выбора такой системы нужно воспользоваться услугами специализированных фирм. Сейчас их немало и в России. От этих же фирм можно получить информацию о так называемых системах гарантированного электропитания, в которые включены дизельные электрогенераторы и прочие, более экзотические источники энергии.

Нам же осталось рассмотреть лишь методы управления ИБП, что мы и сделаем в одном из следующих номеров нашего журнала

[ http://www.ccc.ru/magazine/depot/97_07/read.html?0502.htm]

Тематики

• источники и системы электропитания

Синонимы

• ИБП для централизованного питания нагрузок

EN

• centralized UPS

GOOSE-сообщение
-
[Интент]

широковещательное объектно-ориентированное сообщение о событии на подстанции
Широковещательный высокоскоростной внеочередной отчет, содержащий статус каждого из входов, устройств пуска, элементов выхода и реле, реальных и виртуальных.
Примечание. Этот отчет выдается многократно последовательно, как правило, сразу после первого отчета с интервалами 2, 4, 8,…, 60000 мс. Значение задержки первого повторения является конфигурируемым. Такой отчет обеспечивает выдачу высокоскоростных сигналов отключения с высокой вероятностью доставки.
[ ГОСТ Р 54325-2011 (IEC/TS 61850-2:2003)]

общие объектно-ориентированные события на подстанции
-
[ ГОСТ Р МЭК 61850-7-2-2009]

GOOSE
Generic Object Oriented Substation Event (стандарт МЭК 61850-8-1)
Протокол передачи данных о событиях на подстанции.
Один из трех протоколов передачи данных, предлагаемых к использованию в МЭК 61850.
Фактически данный протокол служит для замены медных кабельных связей, предназначенных для передачи дискретных сигналов между устройствами.
[ Цифровые подстанции. Проблемы внедрения устройств РЗА]

EN

generic object oriented substation event
on the occurrence of any change of state, an IED will multicast a high speed, binary object, Generic Object Oriented Substation Event (GOOSE) report by exception, typically containing the double command state of each of its status inputs, starters, output elements and relays, actual and virtual.

This report is re-issued sequentially, typically after the first report, again at intervals of 2, 4, 8…60000 ms. (The first repetition delay value is an open value it may be either shorter or longer).

A GOOSE report enables high speed trip signals to be issued with a high probability of delivery
[IEC 61850-2, ed. 1.0 (2003-08)]

До недавнего времени для передачи дискретных сигналов между терминалами релейной защиты и автоматики (РЗА) использовались дискретные входы и выходные реле. Передача сигнала при этом осуществляется подачей оперативного напряжения посредством замыкания выходного реле одного терминала на дискретный вход другого терминала (далее такой способ передачи будем называть традиционным).
Такой способ передачи информации имеет следующие недостатки:

• необходимо большое количество контрольных кабелей, проложенных между шкафами РЗА,
• терминалы РЗА должны иметь большое количество дискретных входов и выходных реле,
• количество передаваемых сигналов ограничивается определенным количеством дискретных входов и выходных реле,
• отсутствие контроля связи между терминалами РЗА,
• возможность ложного срабатывания дискретного входа при замыкании на землю в цепи передачи сигнала.

Информационные технологии уже давно предоставляли возможность для передачи информации между микропроцессорными терминалами по цифровой сети. Разработанный недавно стандарт МЭК 61850 предоставил такую возможность для передачи сигналов между терминалами РЗА.
Стандарт МЭК 61850 использует для передачи данных сеть Ethernet. Внутри стандарта МЭК 61850 предусмотрен такой механизм, как GOOSE-сообщения, которые и используются для передачи сообщений между терминалами РЗА.
Принцип передачи GOOSE-сообщений показан на рис. 1.

Устройство-отправитель передает по сети Ethernet информацию в широковещательном диапазоне.
В сообщении присутствует адрес отправителя и адреса, по которым осуществляется его передача, а также значение сигнала (например «0» или «1»).
Устройство-получатель получит сообщение, а все остальные устройства его проигнорируют.
Поскольку передача GOOSE-сообщений осуществляется в широковещательном диапазоне, т.е. нескольким адресатам, подтверждение факта получения адресатами сообщения отсутствует. По этой причине передача GOOSE-сообщений в установившемся режиме производится с определенной периодичностью.
При наступлении нового события в системе (например, КЗ и, как следствие, пуска измерительных органов защиты) начинается спонтанная передача сообщения через увеличивающиеся интервалы времени (например, 1 мс, 2 мс, 4 мс и т.д.). Интервалы времени между передаваемыми сообщениями увеличиваются, пока не будет достигнуто предельное значение, определяемое пользователем (например, 50 мс). Далее, до момента наступления нового события в системе, передача будет осуществляется именно с таким периодом. Указанное проиллюстрировано на рис. 2.

Технология повторной передачи не только гарантирует получение адресатом сообщения, но также обеспечивает контроль исправности линии связи и устройств – любые неисправности будут обнаружены по истечении максимального периода передачи GOOSE-сообщений (с точки зрения эксплуатации практически мгновенно). В случае передачи сигналов традиционным образом неисправность выявляется либо в процессе плановой проверки устройств, либо в случае неправильной работы системы РЗА.

Еще одной особенностью передачи GOOSE-сообщений является использование функций установки приоритетности передачи телеграмм (priority tagging) стандарта Ethernet IEEE 802.3u, которые не используются в других протоколах, в том числе уровня TCP/IP. То есть GOOSE-сообщения идут в обход «нормальных» телеграмм с более высоким приоритетом (см. рис. 3).

Однако стандарт МЭК 61850 декларирует передачу не только дискретной информации между терминалами РЗА, но и аналоговой. Это означает, что в будущем будет иметься возможность передачи аналоговой информации от ТТ и ТН по цифровым каналам связи. На данный момент готовых решений по передаче аналоговой информации для целей РЗА (в рамках стандарта МЭК 61850) ни один из производителей не предоставляет.
Для того чтобы использовать GOOSE-сообщения для передачи дискретных сигналов между терминалами РЗА необходима достаточная надежность и быстродействие передачи GOOSE-сообщений. Надежность передачи GOOSE-сообщений обеспечивается следующим:

• Протокол МЭК 61850 использует Ethernet-сеть, за счет этого выход из строя верхнего уровня АСУ ТП и любого из устройств РЗА не отражается на передаче GOOSE-сообщений оставшихся в работе устройств,
• Терминалы РЗА имеют два независимых Ethernet-порта, при выходе одного из них из строя второй его полностью заменяет,
• Сетевые коммутаторы, к которым подключаются устройства РЗА, соединяются в два независимых «кольца»,
• Разные порты одного терминала РЗА подключаются к разным сетевым коммутаторам, подключенным к разным «кольцам»,
• Каждый сетевой коммутатор имеет дублированное питание от разных источников,
• Во всех устройствах РЗА осуществляется постоянный контроль возможности прохождения каждого сигнала. Это позволяет автоматически определить не только отказы цифровой связи, но и ошибки параметрирования терминалов.

На рис. 4 изображен пример структурной схемы сети Ethernet (100 Мбит/c) подстанции. Отказ в передаче GOOSE-сообщения от одного устройства защиты другому возможен в результате совпадения как минимум двух событий. Например, одновременный отказ двух коммутаторов, к которым подключено одно устройство или одновременный отказ обоих портов одного устройства. Могут быть и более сложные отказы, связанные с одновременным наложением большего количества событий. Таким образом, единичные отказы оборудования не могут привести к отказу передачи GOOSEсообщений. Дополнительно увеличивает надежность то обстоятельство, что даже в случае отказа в передаче GOOSE-сообщения, устройство, принимающее сигнал, выдаст сигнал неисправности, и персонал примет необходимые меры для ее устранения.

Быстродействие.
В соответствии с требованиями стандарта МЭК 61850 передача GOOSE-сообщений должна осуществляться со временем не более 4 мс (для сообщений, требующих быстрой передачи, например, для передачи сигналов срабатывания защит, пусков АПВ и УРОВ и т.п.). Вообще говоря, время передачи зависит от топологии сети, количества устройств в ней, загрузки сети и загрузки вычислительных ресурсов терминалов РЗА, версии операционной системы терминала, коммуникационного модуля, типа центрального процессора терминала, количества коммутаторов и некоторых других аспектов. Поэтому время передачи GOOSE-сообщений должно быть подтверждено опытом эксплуатации.
Используя для передачи дискретных сигналов GOOSE-сообщения необходимо обращать внимание на то обстоятельство, что при использовании аппаратуры некоторых производителей, в случае отказа линии связи, значение передаваемого сигнала может оставаться таким, каким оно было получено в момент приема последнего сообщения.
Однако при отказе связи бывают случаи, когда сигнал должен принимать определенное значение. Например, значение сигнала блокировки МТЗ ввода 6–10 кВ в логике ЛЗШ при отказе связи целесообразно установить в значение «1», чтобы при КЗ на отходящем присоединении не произошло ложного отключения ввода. Так, к примеру, при проектировании терминалов фирмы Siemens изменить значение сигнала при отказе связи возможно с помощью свободно-программируемой CFCлогики (см. рис. 5).

К CFC-блоку SI_GET_STATUS подводится принимаемый сигнал, на выходе блока мы можем получить значение сигнала «Value» и его статус «NV». Если в течение определенного времени не поступит сообщение со значением сигнала, статус сигнала «NV» примет значение «1». Далее статус сигнала и значение сигнала подводятся к элементу «ИЛИ», на выходе которого будет получено значение сигнала при исправности линии связи или «1» при нарушении исправности линии связи. Изменив логику, можно установить значение сигнала равным «0» при обрыве связи.
Использование GOOSE-сообщений предъявляет специальные требования к наладке и эксплуатации устройств РЗА. Во многом процесс наладки становится проще, однако при выводе устройства из работы необходимо следить не только за выводом традиционных цепей, но и не забывать отключать передачу GOOSE-сообщений.
При изменении параметрирования одного устройства РЗА необходимо производить загрузку файла параметров во все устройства, с которыми оно было связано.
В нашей стране имеется опыт внедрения и эксплуатации систем РЗА с передачей дискретных сигналов с использованием GOOSE-сообщений. На первых объектах GOOSE-сообщения использовались ограниченно (ПС 500 кВ «Алюминиевая»).
На ПС 500 кВ «Воронежская» GOOSEсообщения использовались для передачи сигналов пуска УРОВ, пуска АПВ, запрета АПВ, действия УРОВ на отключение смежного элемента, положения коммутационных аппаратов, наличия/отсутствия напряжения, сигналы ЛЗШ, АВР и т.п. Кроме того, на ОРУ 500 кВ и 110 кВ ПС «Воронежская» были установлены полевые терминалы, в которые собиралась информация с коммутационного оборудования и другая дискретная информация с ОРУ (рис. 6). Далее информация с помощью GOOSE-сообщений передавалась в терминалы РЗА, установленные в ОПУ подстанции (рис. 7, 8).
GOOSE-сообщения также были использованы при проектировании уже введенных в эксплуатацию ПС 500 кВ «Бескудниково», ПС 750 кВ «Белый Раст», ПС 330кВ «Княжегубская», ПС 220 кВ «Образцово», ПС 330 кВ «Ржевская». Эта технология применяется и при проектировании строящихся и модернизируемых подстанций ПС 500 кВ «Чагино», ПС 330кВ «Восточная», ПС 330 кВ «Южная», ПС 330 кВ «Центральная», ПС
330 кВ «Завод Ильич» и многих других.
Основные преимущества использования GOOSE-сообщений:

• позволяет снизить количество кабелей вторичной коммутации на ПС;
• обеспечивает лучшую помехозащищенность канала связи;
• позволяет снизить время монтажных и пусконаладочных работ;
• исключает проблему излишнего срабатывания дискретных входов терминалов из-за замыканий на землю в цепях оперативного постоянного тока;
• убирает зависимость количества передаваемых сигналов от количества дискретных входов и выходных реле терминалов;
• обеспечивает возможность реконструкции и изменения связей между устройствами РЗА без прокладки дополнительных кабельных связей и повторного монтажа в шкафах;
• позволяет использовать МП терминалы РЗА с меньшим количеством входов и выходов (уменьшение габаритов и стоимости устройства);
• позволяет контролировать возможность прохождения сигнала (увеличивается надежность).

Безусловно, для окончательных выводов должен появиться достаточный опыт эксплуатации. В настоящее время большинство производителей устройств РЗА заявили о возможности использования GOOSEсообщений. Стандарт МЭК 61850 определяет передачу GOOSE-сообщений между терминалами разных производителей. Использование GOOSE-сообщений для передачи дискретных сигналов – это качественный скачок в развитии систем РЗА. С развитием стандарта МЭК 61850, переходом на Ethernet 1 Гбит/сек, с появлением новых цифровых ТТ и ТН, новых выключателей с возможностью подключения их блока управления к шине процесса МЭК 61850, эффективность использования GOOSE-сообщений намного увеличится. Облик будущих подстанций представляется с минимальным количеством контрольных кабелей, с передачей всех сообщений между устройствами РЗА, ТТ, ТН, коммутационными аппаратами через цифровую сеть. Устройства РЗА будут иметь минимальное количество выходных реле и дискретных входов

[ http://romvchvlcomm.pbworks.com/f/goosepaper1.pdf]

В стандарте определены два способа передачи данных напрямую между устройствами: GOOSE и GSSE. Это тоже пример наличия двух способов для реализации одной функции. GOOSE - более новый способ передачи сообщений, разработан специально для МЭК 61850. Способ передачи сообщений GSSE ранее присутствовал в стандарте UCA 2.0, являющимся одним из предшественников МЭК 61850. По сравнению с GSSE, GOOSE имеет более простой формат (Ethernet против стека OSI протоколов) и возможность передачи различных типов данных. Вероятно, способ GSSE включили в МЭК 61850 для того, чтобы производители, имеющие в своих устройствах протокол UCA 2.0, могли сразу декларировать соответствие МЭК 61850. В настоящее время все производители используют только GOOSE для передачи сообщений между устройствами.
Для выбора списка передаваемых данных в GOOSE, как и в отчѐтах, используются наборы данных. Однако тут требования уже другие. Время обработки GOOSE-сообщений должно быть минимальным, поэтому логично передавать наиболее простые типы данных. Обычно передаѐтся само значение сигнала и в некоторых случаях добавляется поле качества. Метка времени обычно включается в набор данных.
...
В устройствах серии БЭ2704 в передаваемых GOOSE-сообщениях содержатся данные типа boolean. Приниматься могут данные типа boolean, dbpos, integer.
Устоявшаяся тенденция существует только для передачи дискретной информации. Аналоговые данные пока передают немногие производители, и поэтому устоявшаяся тенденция в передаче аналоговой информации в данный момент отсутствует.
[ Источник]


 

Тематики

• релейная защита

Синонимы

• GOOSE-сообщение
• общие объектно-ориентированные события на подстанции

EN

• generic object oriented substation event
• GOOSE

GOOSE-сообщение
-
[Интент]

широковещательное объектно-ориентированное сообщение о событии на подстанции
Широковещательный высокоскоростной внеочередной отчет, содержащий статус каждого из входов, устройств пуска, элементов выхода и реле, реальных и виртуальных.
Примечание. Этот отчет выдается многократно последовательно, как правило, сразу после первого отчета с интервалами 2, 4, 8,…, 60000 мс. Значение задержки первого повторения является конфигурируемым. Такой отчет обеспечивает выдачу высокоскоростных сигналов отключения с высокой вероятностью доставки.
[ ГОСТ Р 54325-2011 (IEC/TS 61850-2:2003)]

общие объектно-ориентированные события на подстанции
-
[ ГОСТ Р МЭК 61850-7-2-2009]

GOOSE
Generic Object Oriented Substation Event (стандарт МЭК 61850-8-1)
Протокол передачи данных о событиях на подстанции.
Один из трех протоколов передачи данных, предлагаемых к использованию в МЭК 61850.
Фактически данный протокол служит для замены медных кабельных связей, предназначенных для передачи дискретных сигналов между устройствами.
[ Цифровые подстанции. Проблемы внедрения устройств РЗА]

EN

generic object oriented substation event
on the occurrence of any change of state, an IED will multicast a high speed, binary object, Generic Object Oriented Substation Event (GOOSE) report by exception, typically containing the double command state of each of its status inputs, starters, output elements and relays, actual and virtual.

This report is re-issued sequentially, typically after the first report, again at intervals of 2, 4, 8…60000 ms. (The first repetition delay value is an open value it may be either shorter or longer).

A GOOSE report enables high speed trip signals to be issued with a high probability of delivery
[IEC 61850-2, ed. 1.0 (2003-08)]

До недавнего времени для передачи дискретных сигналов между терминалами релейной защиты и автоматики (РЗА) использовались дискретные входы и выходные реле. Передача сигнала при этом осуществляется подачей оперативного напряжения посредством замыкания выходного реле одного терминала на дискретный вход другого терминала (далее такой способ передачи будем называть традиционным).
Такой способ передачи информации имеет следующие недостатки:

• необходимо большое количество контрольных кабелей, проложенных между шкафами РЗА,
• терминалы РЗА должны иметь большое количество дискретных входов и выходных реле,
• количество передаваемых сигналов ограничивается определенным количеством дискретных входов и выходных реле,
• отсутствие контроля связи между терминалами РЗА,
• возможность ложного срабатывания дискретного входа при замыкании на землю в цепи передачи сигнала.

Информационные технологии уже давно предоставляли возможность для передачи информации между микропроцессорными терминалами по цифровой сети. Разработанный недавно стандарт МЭК 61850 предоставил такую возможность для передачи сигналов между терминалами РЗА.
Стандарт МЭК 61850 использует для передачи данных сеть Ethernet. Внутри стандарта МЭК 61850 предусмотрен такой механизм, как GOOSE-сообщения, которые и используются для передачи сообщений между терминалами РЗА.
Принцип передачи GOOSE-сообщений показан на рис. 1.

Устройство-отправитель передает по сети Ethernet информацию в широковещательном диапазоне.
В сообщении присутствует адрес отправителя и адреса, по которым осуществляется его передача, а также значение сигнала (например «0» или «1»).
Устройство-получатель получит сообщение, а все остальные устройства его проигнорируют.
Поскольку передача GOOSE-сообщений осуществляется в широковещательном диапазоне, т.е. нескольким адресатам, подтверждение факта получения адресатами сообщения отсутствует. По этой причине передача GOOSE-сообщений в установившемся режиме производится с определенной периодичностью.
При наступлении нового события в системе (например, КЗ и, как следствие, пуска измерительных органов защиты) начинается спонтанная передача сообщения через увеличивающиеся интервалы времени (например, 1 мс, 2 мс, 4 мс и т.д.). Интервалы времени между передаваемыми сообщениями увеличиваются, пока не будет достигнуто предельное значение, определяемое пользователем (например, 50 мс). Далее, до момента наступления нового события в системе, передача будет осуществляется именно с таким периодом. Указанное проиллюстрировано на рис. 2.

Технология повторной передачи не только гарантирует получение адресатом сообщения, но также обеспечивает контроль исправности линии связи и устройств – любые неисправности будут обнаружены по истечении максимального периода передачи GOOSE-сообщений (с точки зрения эксплуатации практически мгновенно). В случае передачи сигналов традиционным образом неисправность выявляется либо в процессе плановой проверки устройств, либо в случае неправильной работы системы РЗА.

Еще одной особенностью передачи GOOSE-сообщений является использование функций установки приоритетности передачи телеграмм (priority tagging) стандарта Ethernet IEEE 802.3u, которые не используются в других протоколах, в том числе уровня TCP/IP. То есть GOOSE-сообщения идут в обход «нормальных» телеграмм с более высоким приоритетом (см. рис. 3).

Однако стандарт МЭК 61850 декларирует передачу не только дискретной информации между терминалами РЗА, но и аналоговой. Это означает, что в будущем будет иметься возможность передачи аналоговой информации от ТТ и ТН по цифровым каналам связи. На данный момент готовых решений по передаче аналоговой информации для целей РЗА (в рамках стандарта МЭК 61850) ни один из производителей не предоставляет.
Для того чтобы использовать GOOSE-сообщения для передачи дискретных сигналов между терминалами РЗА необходима достаточная надежность и быстродействие передачи GOOSE-сообщений. Надежность передачи GOOSE-сообщений обеспечивается следующим:

• Протокол МЭК 61850 использует Ethernet-сеть, за счет этого выход из строя верхнего уровня АСУ ТП и любого из устройств РЗА не отражается на передаче GOOSE-сообщений оставшихся в работе устройств,
• Терминалы РЗА имеют два независимых Ethernet-порта, при выходе одного из них из строя второй его полностью заменяет,
• Сетевые коммутаторы, к которым подключаются устройства РЗА, соединяются в два независимых «кольца»,
• Разные порты одного терминала РЗА подключаются к разным сетевым коммутаторам, подключенным к разным «кольцам»,
• Каждый сетевой коммутатор имеет дублированное питание от разных источников,
• Во всех устройствах РЗА осуществляется постоянный контроль возможности прохождения каждого сигнала. Это позволяет автоматически определить не только отказы цифровой связи, но и ошибки параметрирования терминалов.

На рис. 4 изображен пример структурной схемы сети Ethernet (100 Мбит/c) подстанции. Отказ в передаче GOOSE-сообщения от одного устройства защиты другому возможен в результате совпадения как минимум двух событий. Например, одновременный отказ двух коммутаторов, к которым подключено одно устройство или одновременный отказ обоих портов одного устройства. Могут быть и более сложные отказы, связанные с одновременным наложением большего количества событий. Таким образом, единичные отказы оборудования не могут привести к отказу передачи GOOSEсообщений. Дополнительно увеличивает надежность то обстоятельство, что даже в случае отказа в передаче GOOSE-сообщения, устройство, принимающее сигнал, выдаст сигнал неисправности, и персонал примет необходимые меры для ее устранения.

Быстродействие.
В соответствии с требованиями стандарта МЭК 61850 передача GOOSE-сообщений должна осуществляться со временем не более 4 мс (для сообщений, требующих быстрой передачи, например, для передачи сигналов срабатывания защит, пусков АПВ и УРОВ и т.п.). Вообще говоря, время передачи зависит от топологии сети, количества устройств в ней, загрузки сети и загрузки вычислительных ресурсов терминалов РЗА, версии операционной системы терминала, коммуникационного модуля, типа центрального процессора терминала, количества коммутаторов и некоторых других аспектов. Поэтому время передачи GOOSE-сообщений должно быть подтверждено опытом эксплуатации.
Используя для передачи дискретных сигналов GOOSE-сообщения необходимо обращать внимание на то обстоятельство, что при использовании аппаратуры некоторых производителей, в случае отказа линии связи, значение передаваемого сигнала может оставаться таким, каким оно было получено в момент приема последнего сообщения.
Однако при отказе связи бывают случаи, когда сигнал должен принимать определенное значение. Например, значение сигнала блокировки МТЗ ввода 6–10 кВ в логике ЛЗШ при отказе связи целесообразно установить в значение «1», чтобы при КЗ на отходящем присоединении не произошло ложного отключения ввода. Так, к примеру, при проектировании терминалов фирмы Siemens изменить значение сигнала при отказе связи возможно с помощью свободно-программируемой CFCлогики (см. рис. 5).

К CFC-блоку SI_GET_STATUS подводится принимаемый сигнал, на выходе блока мы можем получить значение сигнала «Value» и его статус «NV». Если в течение определенного времени не поступит сообщение со значением сигнала, статус сигнала «NV» примет значение «1». Далее статус сигнала и значение сигнала подводятся к элементу «ИЛИ», на выходе которого будет получено значение сигнала при исправности линии связи или «1» при нарушении исправности линии связи. Изменив логику, можно установить значение сигнала равным «0» при обрыве связи.
Использование GOOSE-сообщений предъявляет специальные требования к наладке и эксплуатации устройств РЗА. Во многом процесс наладки становится проще, однако при выводе устройства из работы необходимо следить не только за выводом традиционных цепей, но и не забывать отключать передачу GOOSE-сообщений.
При изменении параметрирования одного устройства РЗА необходимо производить загрузку файла параметров во все устройства, с которыми оно было связано.
В нашей стране имеется опыт внедрения и эксплуатации систем РЗА с передачей дискретных сигналов с использованием GOOSE-сообщений. На первых объектах GOOSE-сообщения использовались ограниченно (ПС 500 кВ «Алюминиевая»).
На ПС 500 кВ «Воронежская» GOOSEсообщения использовались для передачи сигналов пуска УРОВ, пуска АПВ, запрета АПВ, действия УРОВ на отключение смежного элемента, положения коммутационных аппаратов, наличия/отсутствия напряжения, сигналы ЛЗШ, АВР и т.п. Кроме того, на ОРУ 500 кВ и 110 кВ ПС «Воронежская» были установлены полевые терминалы, в которые собиралась информация с коммутационного оборудования и другая дискретная информация с ОРУ (рис. 6). Далее информация с помощью GOOSE-сообщений передавалась в терминалы РЗА, установленные в ОПУ подстанции (рис. 7, 8).
GOOSE-сообщения также были использованы при проектировании уже введенных в эксплуатацию ПС 500 кВ «Бескудниково», ПС 750 кВ «Белый Раст», ПС 330кВ «Княжегубская», ПС 220 кВ «Образцово», ПС 330 кВ «Ржевская». Эта технология применяется и при проектировании строящихся и модернизируемых подстанций ПС 500 кВ «Чагино», ПС 330кВ «Восточная», ПС 330 кВ «Южная», ПС 330 кВ «Центральная», ПС
330 кВ «Завод Ильич» и многих других.
Основные преимущества использования GOOSE-сообщений:

• позволяет снизить количество кабелей вторичной коммутации на ПС;
• обеспечивает лучшую помехозащищенность канала связи;
• позволяет снизить время монтажных и пусконаладочных работ;
• исключает проблему излишнего срабатывания дискретных входов терминалов из-за замыканий на землю в цепях оперативного постоянного тока;
• убирает зависимость количества передаваемых сигналов от количества дискретных входов и выходных реле терминалов;
• обеспечивает возможность реконструкции и изменения связей между устройствами РЗА без прокладки дополнительных кабельных связей и повторного монтажа в шкафах;
• позволяет использовать МП терминалы РЗА с меньшим количеством входов и выходов (уменьшение габаритов и стоимости устройства);
• позволяет контролировать возможность прохождения сигнала (увеличивается надежность).

Безусловно, для окончательных выводов должен появиться достаточный опыт эксплуатации. В настоящее время большинство производителей устройств РЗА заявили о возможности использования GOOSEсообщений. Стандарт МЭК 61850 определяет передачу GOOSE-сообщений между терминалами разных производителей. Использование GOOSE-сообщений для передачи дискретных сигналов – это качественный скачок в развитии систем РЗА. С развитием стандарта МЭК 61850, переходом на Ethernet 1 Гбит/сек, с появлением новых цифровых ТТ и ТН, новых выключателей с возможностью подключения их блока управления к шине процесса МЭК 61850, эффективность использования GOOSE-сообщений намного увеличится. Облик будущих подстанций представляется с минимальным количеством контрольных кабелей, с передачей всех сообщений между устройствами РЗА, ТТ, ТН, коммутационными аппаратами через цифровую сеть. Устройства РЗА будут иметь минимальное количество выходных реле и дискретных входов

[ http://romvchvlcomm.pbworks.com/f/goosepaper1.pdf]

В стандарте определены два способа передачи данных напрямую между устройствами: GOOSE и GSSE. Это тоже пример наличия двух способов для реализации одной функции. GOOSE - более новый способ передачи сообщений, разработан специально для МЭК 61850. Способ передачи сообщений GSSE ранее присутствовал в стандарте UCA 2.0, являющимся одним из предшественников МЭК 61850. По сравнению с GSSE, GOOSE имеет более простой формат (Ethernet против стека OSI протоколов) и возможность передачи различных типов данных. Вероятно, способ GSSE включили в МЭК 61850 для того, чтобы производители, имеющие в своих устройствах протокол UCA 2.0, могли сразу декларировать соответствие МЭК 61850. В настоящее время все производители используют только GOOSE для передачи сообщений между устройствами.
Для выбора списка передаваемых данных в GOOSE, как и в отчѐтах, используются наборы данных. Однако тут требования уже другие. Время обработки GOOSE-сообщений должно быть минимальным, поэтому логично передавать наиболее простые типы данных. Обычно передаѐтся само значение сигнала и в некоторых случаях добавляется поле качества. Метка времени обычно включается в набор данных.
...
В устройствах серии БЭ2704 в передаваемых GOOSE-сообщениях содержатся данные типа boolean. Приниматься могут данные типа boolean, dbpos, integer.
Устоявшаяся тенденция существует только для передачи дискретной информации. Аналоговые данные пока передают немногие производители, и поэтому устоявшаяся тенденция в передаче аналоговой информации в данный момент отсутствует.
[ Источник]


 

Тематики

• релейная защита

Синонимы

• GOOSE-сообщение
• общие объектно-ориентированные события на подстанции

EN

• generic object oriented substation event
• GOOSE

устройство защиты от импульсных перенапряжений
УЗИП
Устройство, которое предназначено для ограничения переходных перенапряжений и отвода импульсных токов. Это устройство содержит по крайней мере один нелинейный элемент.
[ ГОСТ Р 51992-2011( МЭК 61643-1: 2005)]

устройство защиты от импульсных разрядов напряжения
Устройство, используемое для ослабления действия импульсных разрядов перенапряжений и сверхтоков ограниченной длительности. Оно может состоять из одного элемента или иметь более сложную конструкцию. Наиболее распространенный тип SPD - газонаполненные разрядники.
(МСЭ-Т K.44, МСЭ-Т K.46, МСЭ-Т K.57,, МСЭ-Т K.65, МСЭ-Т K.66)
[ http://www.iks-media.ru/glossary/index.html?glossid=2400324]

См. также:

• импульсное перенапряжение
• ГОСТ Р 51992-2011( МЭК 61643-1: 2005)
  Устройства защиты от импульсных перенапряжений низковольтные.
  Часть 1. Устройства защиты от импульсных перенапряжений в низковольтных силовых распределительных системах.
  Технические требования и методы испытаний

КЛАССИФИКАЦИЯ  (по ГОСТ Р 51992-2011( МЭК 61643-1: 2005)) 
 

• По числу вводов:
  
  • одновводные
  • двухвводные
• По способу выполнения защиты от перенапряжения:
  
  • коммутирующие напряжение
  • ограничивающие напряжение
  • комбинированного типа
• По испытаниям УЗИП
  
  • класс испытания I
  • класс испытания II
  • класс испытания III
• По местоположению:
  
  • внутренней установки
  • наружной установки.
    Примечание - Для УЗИП, изготовленных и классифицируемых исключительно для наружной установки и монтируемых недоступными, вообще не требуется соответствия требованиям относительно защиты от воздействующих факторов внешней среды
• По доступности:
  
  • доступное
  • недоступное
    Примечание - Недоступное означает невозможность доступа без помощи специального инструмента к частям, находящимся под напряжением

• По способу установки
  
  • стационарный
  • переносной
• По местоположению разъединителя УЗИП:
  
  • внутренней установки
  • наружной установки
  • комбинированной (одна часть внутренней установки, другая - наружной установки)
• По защитным функциям:
  
  • с тепловой защитой
  • с защитой от токов утечки
  • с защитой от сверхтока.
• По защите от сверхтока:
  
  • с защитой
  • без защиты
• По степени защиты, обеспечиваемой оболочками согласно кодам IP
• По диапазону температур
  
  • с нормальным диапазоном
  • с расширенным диапазоном
• По системе питания
  
  • переменного тока частотой от 48 до 62 Гц
  • постоянного тока
  • переменного и постоянного тока;

ВОПРОС: ЧТО ТАКОЕ ТИПЫ И КЛАССЫ УЗИП ?

Согласно классификации ГОСТ, МЭК а также немецкого стандарта DIN, Устройства Защиты от Импульсных Перенапряжений УЗИП делятся на разные категории по методу испытаний и месту установки.

Класс 1 испытаний соответствует Типу 1 и Классу Требований B
Класс 2 испытаний соответствует Типу 2 и Классу Требований C
Класс 3 испытаний соответствует Типу 3 и Классу Требований D

ВОПРОС: ЧЕМ УЗИП ТИП 1 ОТЛИЧАЕТСЯ ОТ УЗИП ТИП 2?

УЗИП тип 1 устанавливаются на вводе в здание при воздушном вводе питания или при наличии системы внешней молниезащиты. УЗИП в схеме включения предназначен для отвода части прямого тока молнии. В соответствии с ГОСТ Р 51992-2002, УЗИП 1-го класса испытаний ( тип 1) испытываются импульсом тока с формой волны 10/350 мкс.
УЗИП тип 2 служат для защиты от наведённых импульсов тока и устанавливаются либо после УЗИП тип 1, либо на вводе в здание при отсутствии вероятности попадания части тока молнии. УЗИП 2 класса испытаний (тип 2) испытываются импульсом тока с формой 8/20 мкс.
ВОПРОС: ГДЕ ПРИМЕНЯЕТСЯ УЗИП ТИПА 3 ?

Устройства для Защиты от Импульсных Перенапряжений Типа 3 предназначены для "тонкой" защиты наиболее ответственного и чувствительного электрооборудования, например медицинской аппаратуры, систем хранения данных и пр. УЗИП Типа 3 необходимо устанавливать не далее 5 метров по кабелю от защищаемого оборудования. Модификации УЗИП Типа 3 могут быть выполнены в виде адаптера сетевой розетки или смонтированы непосредственно в корпусе или на шасси защищаемого прибора. Для бытового применения доступна версия MSB06 скрытого монтажа, за обычной сетевой розеткой.

ВОПРОС: ЗАЧЕМ НУЖЕН СОГЛАСУЮЩИЙ ДРОССЕЛЬ?

Для правильного распределения мощности импульса между ступенями защиты ставят линию задержки в виде дросселя индуктивностью 15 мкГн или отрезок кабеля длиной не менее 15 м, имеющего аналогичную индуктивность. В этом случае сначала сработает УЗИП 1-го класса и возьмёт на себя основную энергию импульса, а затем устройство 2-го класса ограничит напряжение до безопасного уровня.

ВОПРОС: ЗАЧЕМ СТАВИТЬ УЗИП, ЕСЛИ НА ВВОДЕ УЖЕ СТОИТ АВТОМАТ ЗАЩИТЫ И УЗО?

Вводной автомат (например на 25, 40, 63 А) защищает систему электроснабжения от перегрузки и коротких замыканий со стороны потребителя. Устройство защитного отключения УЗО (например, с током отсечки 30 или 100 мА) защищает человека от случайного поражения электрическим током.
Но ни одно из этих устройств не может защитить электрическую сеть и оборудование от микросекундных импульсов большой мощности. Такую защиту обеспечивает только Устройство Защиты от Импульсных Перенапряжений УЗИП со временем срабатывания в наносекундном диапазоне.

ВОПРОС: КАКОЕ УСТРОЙСТВО ЛУЧШЕ ЗАЩИТИТ ОТ ГРОЗЫ: УЗИП ИЛИ ОПН ?

УЗИП - это официальное (ГОСТ) наименование всего класса устройств для защиты от последствий токов молний и импульсных перенапряжений в сетях до 1000 В. В литературе, в публикациях в интернете до сих пор встречаются названия - ОПН (Ограничитель перенапряжения), Разрядник, Молниеразрядник, Грозоразрядник - которые применительно к сетям до 1000 Вольт означают по сути одно устройство - это УЗИП. Для организации эффективной молниезащиты необходимо обращать внимание не на название устройства, а на его характеристики.

ВОПРОС: КАК СРАВНИТЬ УЗИП РАЗНЫХ ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ?

Все УЗИП, продаваемые на территории России, должны производиться и испытываться в соответствии с ГОСТ Р 51992-2002( аналог международного стандарта МЭК 61643-1-98). ГОСТ Р 51992-2002 предусматривает наличие у каждого устройства ряда характеристик, которые производитель обязан указать в паспорте и на самом изделии.

Класс испытаний (Тип) 1, 2 или 3
Импульсный ток Iimp (10/350 мкс) для УЗИП 1 класса
Номинальный импульсный ток In (8/20 мкс)
Максимальный импульсный ток Imax (8/20 мкс)
Уровень напряжения защиты Up, измеренный при In

По этим характеристикам и происходит сравнение. Замечание: некоторые производители указывают значения импульсных токов на фазу (модуль), а другие - на устройство в целом. Для сравнения их надо приводить к одному виду.

[ http://www.artterm-m.ru/index.php/zashitaseteji1/faquzip]

устройство защиты от импульсных перенапряжений
УЗИП
Устройство, которое предназначено для ограничения переходных перенапряжений и отвода импульсных токов. Это устройство содержит по крайней мере один нелинейный элемент.
[ ГОСТ Р 51992-2011( МЭК 61643-1: 2005)]

устройство защиты от импульсных разрядов напряжения
Устройство, используемое для ослабления действия импульсных разрядов перенапряжений и сверхтоков ограниченной длительности. Оно может состоять из одного элемента или иметь более сложную конструкцию. Наиболее распространенный тип SPD - газонаполненные разрядники.
(МСЭ-Т K.44, МСЭ-Т K.46, МСЭ-Т K.57,, МСЭ-Т K.65, МСЭ-Т K.66)
[ http://www.iks-media.ru/glossary/index.html?glossid=2400324]

См. также:

• импульсное перенапряжение
• ГОСТ Р 51992-2011( МЭК 61643-1: 2005)
  Устройства защиты от импульсных перенапряжений низковольтные.
  Часть 1. Устройства защиты от импульсных перенапряжений в низковольтных силовых распределительных системах.
  Технические требования и методы испытаний

КЛАССИФИКАЦИЯ  (по ГОСТ Р 51992-2011( МЭК 61643-1: 2005)) 
 

• По числу вводов:
  
  • одновводные
  • двухвводные
• По способу выполнения защиты от перенапряжения:
  
  • коммутирующие напряжение
  • ограничивающие напряжение
  • комбинированного типа
• По испытаниям УЗИП
  
  • класс испытания I
  • класс испытания II
  • класс испытания III
• По местоположению:
  
  • внутренней установки
  • наружной установки.
    Примечание - Для УЗИП, изготовленных и классифицируемых исключительно для наружной установки и монтируемых недоступными, вообще не требуется соответствия требованиям относительно защиты от воздействующих факторов внешней среды
• По доступности:
  
  • доступное
  • недоступное
    Примечание - Недоступное означает невозможность доступа без помощи специального инструмента к частям, находящимся под напряжением

• По способу установки
  
  • стационарный
  • переносной
• По местоположению разъединителя УЗИП:
  
  • внутренней установки
  • наружной установки
  • комбинированной (одна часть внутренней установки, другая - наружной установки)
• По защитным функциям:
  
  • с тепловой защитой
  • с защитой от токов утечки
  • с защитой от сверхтока.
• По защите от сверхтока:
  
  • с защитой
  • без защиты
• По степени защиты, обеспечиваемой оболочками согласно кодам IP
• По диапазону температур
  
  • с нормальным диапазоном
  • с расширенным диапазоном
• По системе питания
  
  • переменного тока частотой от 48 до 62 Гц
  • постоянного тока
  • переменного и постоянного тока;

ВОПРОС: ЧТО ТАКОЕ ТИПЫ И КЛАССЫ УЗИП ?

Согласно классификации ГОСТ, МЭК а также немецкого стандарта DIN, Устройства Защиты от Импульсных Перенапряжений УЗИП делятся на разные категории по методу испытаний и месту установки.

Класс 1 испытаний соответствует Типу 1 и Классу Требований B
Класс 2 испытаний соответствует Типу 2 и Классу Требований C
Класс 3 испытаний соответствует Типу 3 и Классу Требований D

ВОПРОС: ЧЕМ УЗИП ТИП 1 ОТЛИЧАЕТСЯ ОТ УЗИП ТИП 2?

УЗИП тип 1 устанавливаются на вводе в здание при воздушном вводе питания или при наличии системы внешней молниезащиты. УЗИП в схеме включения предназначен для отвода части прямого тока молнии. В соответствии с ГОСТ Р 51992-2002, УЗИП 1-го класса испытаний ( тип 1) испытываются импульсом тока с формой волны 10/350 мкс.
УЗИП тип 2 служат для защиты от наведённых импульсов тока и устанавливаются либо после УЗИП тип 1, либо на вводе в здание при отсутствии вероятности попадания части тока молнии. УЗИП 2 класса испытаний (тип 2) испытываются импульсом тока с формой 8/20 мкс.
ВОПРОС: ГДЕ ПРИМЕНЯЕТСЯ УЗИП ТИПА 3 ?

Устройства для Защиты от Импульсных Перенапряжений Типа 3 предназначены для "тонкой" защиты наиболее ответственного и чувствительного электрооборудования, например медицинской аппаратуры, систем хранения данных и пр. УЗИП Типа 3 необходимо устанавливать не далее 5 метров по кабелю от защищаемого оборудования. Модификации УЗИП Типа 3 могут быть выполнены в виде адаптера сетевой розетки или смонтированы непосредственно в корпусе или на шасси защищаемого прибора. Для бытового применения доступна версия MSB06 скрытого монтажа, за обычной сетевой розеткой.

ВОПРОС: ЗАЧЕМ НУЖЕН СОГЛАСУЮЩИЙ ДРОССЕЛЬ?

Для правильного распределения мощности импульса между ступенями защиты ставят линию задержки в виде дросселя индуктивностью 15 мкГн или отрезок кабеля длиной не менее 15 м, имеющего аналогичную индуктивность. В этом случае сначала сработает УЗИП 1-го класса и возьмёт на себя основную энергию импульса, а затем устройство 2-го класса ограничит напряжение до безопасного уровня.

ВОПРОС: ЗАЧЕМ СТАВИТЬ УЗИП, ЕСЛИ НА ВВОДЕ УЖЕ СТОИТ АВТОМАТ ЗАЩИТЫ И УЗО?

Вводной автомат (например на 25, 40, 63 А) защищает систему электроснабжения от перегрузки и коротких замыканий со стороны потребителя. Устройство защитного отключения УЗО (например, с током отсечки 30 или 100 мА) защищает человека от случайного поражения электрическим током.
Но ни одно из этих устройств не может защитить электрическую сеть и оборудование от микросекундных импульсов большой мощности. Такую защиту обеспечивает только Устройство Защиты от Импульсных Перенапряжений УЗИП со временем срабатывания в наносекундном диапазоне.

ВОПРОС: КАКОЕ УСТРОЙСТВО ЛУЧШЕ ЗАЩИТИТ ОТ ГРОЗЫ: УЗИП ИЛИ ОПН ?

УЗИП - это официальное (ГОСТ) наименование всего класса устройств для защиты от последствий токов молний и импульсных перенапряжений в сетях до 1000 В. В литературе, в публикациях в интернете до сих пор встречаются названия - ОПН (Ограничитель перенапряжения), Разрядник, Молниеразрядник, Грозоразрядник - которые применительно к сетям до 1000 Вольт означают по сути одно устройство - это УЗИП. Для организации эффективной молниезащиты необходимо обращать внимание не на название устройства, а на его характеристики.

ВОПРОС: КАК СРАВНИТЬ УЗИП РАЗНЫХ ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ?

Все УЗИП, продаваемые на территории России, должны производиться и испытываться в соответствии с ГОСТ Р 51992-2002( аналог международного стандарта МЭК 61643-1-98). ГОСТ Р 51992-2002 предусматривает наличие у каждого устройства ряда характеристик, которые производитель обязан указать в паспорте и на самом изделии.

Класс испытаний (Тип) 1, 2 или 3
Импульсный ток Iimp (10/350 мкс) для УЗИП 1 класса
Номинальный импульсный ток In (8/20 мкс)
Максимальный импульсный ток Imax (8/20 мкс)
Уровень напряжения защиты Up, измеренный при In

По этим характеристикам и происходит сравнение. Замечание: некоторые производители указывают значения импульсных токов на фазу (модуль), а другие - на устройство в целом. Для сравнения их надо приводить к одному виду.

[ http://www.artterm-m.ru/index.php/zashitaseteji1/faquzip]

устройство защиты от импульсных перенапряжений
УЗИП
Устройство, которое предназначено для ограничения переходных перенапряжений и отвода импульсных токов. Это устройство содержит по крайней мере один нелинейный элемент.
[ ГОСТ Р 51992-2011( МЭК 61643-1: 2005)]

устройство защиты от импульсных разрядов напряжения
Устройство, используемое для ослабления действия импульсных разрядов перенапряжений и сверхтоков ограниченной длительности. Оно может состоять из одного элемента или иметь более сложную конструкцию. Наиболее распространенный тип SPD - газонаполненные разрядники.
(МСЭ-Т K.44, МСЭ-Т K.46, МСЭ-Т K.57,, МСЭ-Т K.65, МСЭ-Т K.66)
[ http://www.iks-media.ru/glossary/index.html?glossid=2400324]

См. также:

• импульсное перенапряжение
• ГОСТ Р 51992-2011( МЭК 61643-1: 2005)
  Устройства защиты от импульсных перенапряжений низковольтные.
  Часть 1. Устройства защиты от импульсных перенапряжений в низковольтных силовых распределительных системах.
  Технические требования и методы испытаний

КЛАССИФИКАЦИЯ  (по ГОСТ Р 51992-2011( МЭК 61643-1: 2005)) 
 

• По числу вводов:
  
  • одновводные
  • двухвводные
• По способу выполнения защиты от перенапряжения:
  
  • коммутирующие напряжение
  • ограничивающие напряжение
  • комбинированного типа
• По испытаниям УЗИП
  
  • класс испытания I
  • класс испытания II
  • класс испытания III
• По местоположению:
  
  • внутренней установки
  • наружной установки.
    Примечание - Для УЗИП, изготовленных и классифицируемых исключительно для наружной установки и монтируемых недоступными, вообще не требуется соответствия требованиям относительно защиты от воздействующих факторов внешней среды
• По доступности:
  
  • доступное
  • недоступное
    Примечание - Недоступное означает невозможность доступа без помощи специального инструмента к частям, находящимся под напряжением

• По способу установки
  
  • стационарный
  • переносной
• По местоположению разъединителя УЗИП:
  
  • внутренней установки
  • наружной установки
  • комбинированной (одна часть внутренней установки, другая - наружной установки)
• По защитным функциям:
  
  • с тепловой защитой
  • с защитой от токов утечки
  • с защитой от сверхтока.
• По защите от сверхтока:
  
  • с защитой
  • без защиты
• По степени защиты, обеспечиваемой оболочками согласно кодам IP
• По диапазону температур
  
  • с нормальным диапазоном
  • с расширенным диапазоном
• По системе питания
  
  • переменного тока частотой от 48 до 62 Гц
  • постоянного тока
  • переменного и постоянного тока;

ВОПРОС: ЧТО ТАКОЕ ТИПЫ И КЛАССЫ УЗИП ?

Согласно классификации ГОСТ, МЭК а также немецкого стандарта DIN, Устройства Защиты от Импульсных Перенапряжений УЗИП делятся на разные категории по методу испытаний и месту установки.

Класс 1 испытаний соответствует Типу 1 и Классу Требований B
Класс 2 испытаний соответствует Типу 2 и Классу Требований C
Класс 3 испытаний соответствует Типу 3 и Классу Требований D

ВОПРОС: ЧЕМ УЗИП ТИП 1 ОТЛИЧАЕТСЯ ОТ УЗИП ТИП 2?

УЗИП тип 1 устанавливаются на вводе в здание при воздушном вводе питания или при наличии системы внешней молниезащиты. УЗИП в схеме включения предназначен для отвода части прямого тока молнии. В соответствии с ГОСТ Р 51992-2002, УЗИП 1-го класса испытаний ( тип 1) испытываются импульсом тока с формой волны 10/350 мкс.
УЗИП тип 2 служат для защиты от наведённых импульсов тока и устанавливаются либо после УЗИП тип 1, либо на вводе в здание при отсутствии вероятности попадания части тока молнии. УЗИП 2 класса испытаний (тип 2) испытываются импульсом тока с формой 8/20 мкс.
ВОПРОС: ГДЕ ПРИМЕНЯЕТСЯ УЗИП ТИПА 3 ?

Устройства для Защиты от Импульсных Перенапряжений Типа 3 предназначены для "тонкой" защиты наиболее ответственного и чувствительного электрооборудования, например медицинской аппаратуры, систем хранения данных и пр. УЗИП Типа 3 необходимо устанавливать не далее 5 метров по кабелю от защищаемого оборудования. Модификации УЗИП Типа 3 могут быть выполнены в виде адаптера сетевой розетки или смонтированы непосредственно в корпусе или на шасси защищаемого прибора. Для бытового применения доступна версия MSB06 скрытого монтажа, за обычной сетевой розеткой.

ВОПРОС: ЗАЧЕМ НУЖЕН СОГЛАСУЮЩИЙ ДРОССЕЛЬ?

Для правильного распределения мощности импульса между ступенями защиты ставят линию задержки в виде дросселя индуктивностью 15 мкГн или отрезок кабеля длиной не менее 15 м, имеющего аналогичную индуктивность. В этом случае сначала сработает УЗИП 1-го класса и возьмёт на себя основную энергию импульса, а затем устройство 2-го класса ограничит напряжение до безопасного уровня.

ВОПРОС: ЗАЧЕМ СТАВИТЬ УЗИП, ЕСЛИ НА ВВОДЕ УЖЕ СТОИТ АВТОМАТ ЗАЩИТЫ И УЗО?

Вводной автомат (например на 25, 40, 63 А) защищает систему электроснабжения от перегрузки и коротких замыканий со стороны потребителя. Устройство защитного отключения УЗО (например, с током отсечки 30 или 100 мА) защищает человека от случайного поражения электрическим током.
Но ни одно из этих устройств не может защитить электрическую сеть и оборудование от микросекундных импульсов большой мощности. Такую защиту обеспечивает только Устройство Защиты от Импульсных Перенапряжений УЗИП со временем срабатывания в наносекундном диапазоне.

ВОПРОС: КАКОЕ УСТРОЙСТВО ЛУЧШЕ ЗАЩИТИТ ОТ ГРОЗЫ: УЗИП ИЛИ ОПН ?

УЗИП - это официальное (ГОСТ) наименование всего класса устройств для защиты от последствий токов молний и импульсных перенапряжений в сетях до 1000 В. В литературе, в публикациях в интернете до сих пор встречаются названия - ОПН (Ограничитель перенапряжения), Разрядник, Молниеразрядник, Грозоразрядник - которые применительно к сетям до 1000 Вольт означают по сути одно устройство - это УЗИП. Для организации эффективной молниезащиты необходимо обращать внимание не на название устройства, а на его характеристики.

ВОПРОС: КАК СРАВНИТЬ УЗИП РАЗНЫХ ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ?

Все УЗИП, продаваемые на территории России, должны производиться и испытываться в соответствии с ГОСТ Р 51992-2002( аналог международного стандарта МЭК 61643-1-98). ГОСТ Р 51992-2002 предусматривает наличие у каждого устройства ряда характеристик, которые производитель обязан указать в паспорте и на самом изделии.

Класс испытаний (Тип) 1, 2 или 3
Импульсный ток Iimp (10/350 мкс) для УЗИП 1 класса
Номинальный импульсный ток In (8/20 мкс)
Максимальный импульсный ток Imax (8/20 мкс)
Уровень напряжения защиты Up, измеренный при In

По этим характеристикам и происходит сравнение. Замечание: некоторые производители указывают значения импульсных токов на фазу (модуль), а другие - на устройство в целом. Для сравнения их надо приводить к одному виду.

[ http://www.artterm-m.ru/index.php/zashitaseteji1/faquzip]

устройство защиты от импульсных перенапряжений
УЗИП
Устройство, которое предназначено для ограничения переходных перенапряжений и отвода импульсных токов. Это устройство содержит по крайней мере один нелинейный элемент.
[ ГОСТ Р 51992-2011( МЭК 61643-1: 2005)]

устройство защиты от импульсных разрядов напряжения
Устройство, используемое для ослабления действия импульсных разрядов перенапряжений и сверхтоков ограниченной длительности. Оно может состоять из одного элемента или иметь более сложную конструкцию. Наиболее распространенный тип SPD - газонаполненные разрядники.
(МСЭ-Т K.44, МСЭ-Т K.46, МСЭ-Т K.57,, МСЭ-Т K.65, МСЭ-Т K.66)
[ http://www.iks-media.ru/glossary/index.html?glossid=2400324]

См. также:

• импульсное перенапряжение
• ГОСТ Р 51992-2011( МЭК 61643-1: 2005)
  Устройства защиты от импульсных перенапряжений низковольтные.
  Часть 1. Устройства защиты от импульсных перенапряжений в низковольтных силовых распределительных системах.
  Технические требования и методы испытаний

КЛАССИФИКАЦИЯ  (по ГОСТ Р 51992-2011( МЭК 61643-1: 2005)) 
 

• По числу вводов:
  
  • одновводные
  • двухвводные
• По способу выполнения защиты от перенапряжения:
  
  • коммутирующие напряжение
  • ограничивающие напряжение
  • комбинированного типа
• По испытаниям УЗИП
  
  • класс испытания I
  • класс испытания II
  • класс испытания III
• По местоположению:
  
  • внутренней установки
  • наружной установки.
    Примечание - Для УЗИП, изготовленных и классифицируемых исключительно для наружной установки и монтируемых недоступными, вообще не требуется соответствия требованиям относительно защиты от воздействующих факторов внешней среды
• По доступности:
  
  • доступное
  • недоступное
    Примечание - Недоступное означает невозможность доступа без помощи специального инструмента к частям, находящимся под напряжением

• По способу установки
  
  • стационарный
  • переносной
• По местоположению разъединителя УЗИП:
  
  • внутренней установки
  • наружной установки
  • комбинированной (одна часть внутренней установки, другая - наружной установки)
• По защитным функциям:
  
  • с тепловой защитой
  • с защитой от токов утечки
  • с защитой от сверхтока.
• По защите от сверхтока:
  
  • с защитой
  • без защиты
• По степени защиты, обеспечиваемой оболочками согласно кодам IP
• По диапазону температур
  
  • с нормальным диапазоном
  • с расширенным диапазоном
• По системе питания
  
  • переменного тока частотой от 48 до 62 Гц
  • постоянного тока
  • переменного и постоянного тока;

ВОПРОС: ЧТО ТАКОЕ ТИПЫ И КЛАССЫ УЗИП ?

Согласно классификации ГОСТ, МЭК а также немецкого стандарта DIN, Устройства Защиты от Импульсных Перенапряжений УЗИП делятся на разные категории по методу испытаний и месту установки.

Класс 1 испытаний соответствует Типу 1 и Классу Требований B
Класс 2 испытаний соответствует Типу 2 и Классу Требований C
Класс 3 испытаний соответствует Типу 3 и Классу Требований D

ВОПРОС: ЧЕМ УЗИП ТИП 1 ОТЛИЧАЕТСЯ ОТ УЗИП ТИП 2?

УЗИП тип 1 устанавливаются на вводе в здание при воздушном вводе питания или при наличии системы внешней молниезащиты. УЗИП в схеме включения предназначен для отвода части прямого тока молнии. В соответствии с ГОСТ Р 51992-2002, УЗИП 1-го класса испытаний ( тип 1) испытываются импульсом тока с формой волны 10/350 мкс.
УЗИП тип 2 служат для защиты от наведённых импульсов тока и устанавливаются либо после УЗИП тип 1, либо на вводе в здание при отсутствии вероятности попадания части тока молнии. УЗИП 2 класса испытаний (тип 2) испытываются импульсом тока с формой 8/20 мкс.
ВОПРОС: ГДЕ ПРИМЕНЯЕТСЯ УЗИП ТИПА 3 ?

Устройства для Защиты от Импульсных Перенапряжений Типа 3 предназначены для "тонкой" защиты наиболее ответственного и чувствительного электрооборудования, например медицинской аппаратуры, систем хранения данных и пр. УЗИП Типа 3 необходимо устанавливать не далее 5 метров по кабелю от защищаемого оборудования. Модификации УЗИП Типа 3 могут быть выполнены в виде адаптера сетевой розетки или смонтированы непосредственно в корпусе или на шасси защищаемого прибора. Для бытового применения доступна версия MSB06 скрытого монтажа, за обычной сетевой розеткой.

ВОПРОС: ЗАЧЕМ НУЖЕН СОГЛАСУЮЩИЙ ДРОССЕЛЬ?

Для правильного распределения мощности импульса между ступенями защиты ставят линию задержки в виде дросселя индуктивностью 15 мкГн или отрезок кабеля длиной не менее 15 м, имеющего аналогичную индуктивность. В этом случае сначала сработает УЗИП 1-го класса и возьмёт на себя основную энергию импульса, а затем устройство 2-го класса ограничит напряжение до безопасного уровня.

ВОПРОС: ЗАЧЕМ СТАВИТЬ УЗИП, ЕСЛИ НА ВВОДЕ УЖЕ СТОИТ АВТОМАТ ЗАЩИТЫ И УЗО?

Вводной автомат (например на 25, 40, 63 А) защищает систему электроснабжения от перегрузки и коротких замыканий со стороны потребителя. Устройство защитного отключения УЗО (например, с током отсечки 30 или 100 мА) защищает человека от случайного поражения электрическим током.
Но ни одно из этих устройств не может защитить электрическую сеть и оборудование от микросекундных импульсов большой мощности. Такую защиту обеспечивает только Устройство Защиты от Импульсных Перенапряжений УЗИП со временем срабатывания в наносекундном диапазоне.

ВОПРОС: КАКОЕ УСТРОЙСТВО ЛУЧШЕ ЗАЩИТИТ ОТ ГРОЗЫ: УЗИП ИЛИ ОПН ?

УЗИП - это официальное (ГОСТ) наименование всего класса устройств для защиты от последствий токов молний и импульсных перенапряжений в сетях до 1000 В. В литературе, в публикациях в интернете до сих пор встречаются названия - ОПН (Ограничитель перенапряжения), Разрядник, Молниеразрядник, Грозоразрядник - которые применительно к сетям до 1000 Вольт означают по сути одно устройство - это УЗИП. Для организации эффективной молниезащиты необходимо обращать внимание не на название устройства, а на его характеристики.

ВОПРОС: КАК СРАВНИТЬ УЗИП РАЗНЫХ ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ?

Все УЗИП, продаваемые на территории России, должны производиться и испытываться в соответствии с ГОСТ Р 51992-2002( аналог международного стандарта МЭК 61643-1-98). ГОСТ Р 51992-2002 предусматривает наличие у каждого устройства ряда характеристик, которые производитель обязан указать в паспорте и на самом изделии.

Класс испытаний (Тип) 1, 2 или 3
Импульсный ток Iimp (10/350 мкс) для УЗИП 1 класса
Номинальный импульсный ток In (8/20 мкс)
Максимальный импульсный ток Imax (8/20 мкс)
Уровень напряжения защиты Up, измеренный при In

По этим характеристикам и происходит сравнение. Замечание: некоторые производители указывают значения импульсных токов на фазу (модуль), а другие - на устройство в целом. Для сравнения их надо приводить к одному виду.

[ http://www.artterm-m.ru/index.php/zashitaseteji1/faquzip]

устройство защиты от импульсных перенапряжений
УЗИП
Устройство, которое предназначено для ограничения переходных перенапряжений и отвода импульсных токов. Это устройство содержит по крайней мере один нелинейный элемент.
[ ГОСТ Р 51992-2011( МЭК 61643-1: 2005)]

устройство защиты от импульсных разрядов напряжения
Устройство, используемое для ослабления действия импульсных разрядов перенапряжений и сверхтоков ограниченной длительности. Оно может состоять из одного элемента или иметь более сложную конструкцию. Наиболее распространенный тип SPD - газонаполненные разрядники.
(МСЭ-Т K.44, МСЭ-Т K.46, МСЭ-Т K.57,, МСЭ-Т K.65, МСЭ-Т K.66)
[ http://www.iks-media.ru/glossary/index.html?glossid=2400324]

См. также:

• импульсное перенапряжение
• ГОСТ Р 51992-2011( МЭК 61643-1: 2005)
  Устройства защиты от импульсных перенапряжений низковольтные.
  Часть 1. Устройства защиты от импульсных перенапряжений в низковольтных силовых распределительных системах.
  Технические требования и методы испытаний

КЛАССИФИКАЦИЯ  (по ГОСТ Р 51992-2011( МЭК 61643-1: 2005)) 
 

• По числу вводов:
  
  • одновводные
  • двухвводные
• По способу выполнения защиты от перенапряжения:
  
  • коммутирующие напряжение
  • ограничивающие напряжение
  • комбинированного типа
• По испытаниям УЗИП
  
  • класс испытания I
  • класс испытания II
  • класс испытания III
• По местоположению:
  
  • внутренней установки
  • наружной установки.
    Примечание - Для УЗИП, изготовленных и классифицируемых исключительно для наружной установки и монтируемых недоступными, вообще не требуется соответствия требованиям относительно защиты от воздействующих факторов внешней среды
• По доступности:
  
  • доступное
  • недоступное
    Примечание - Недоступное означает невозможность доступа без помощи специального инструмента к частям, находящимся под напряжением

• По способу установки
  
  • стационарный
  • переносной
• По местоположению разъединителя УЗИП:
  
  • внутренней установки
  • наружной установки
  • комбинированной (одна часть внутренней установки, другая - наружной установки)
• По защитным функциям:
  
  • с тепловой защитой
  • с защитой от токов утечки
  • с защитой от сверхтока.
• По защите от сверхтока:
  
  • с защитой
  • без защиты
• По степени защиты, обеспечиваемой оболочками согласно кодам IP
• По диапазону температур
  
  • с нормальным диапазоном
  • с расширенным диапазоном
• По системе питания
  
  • переменного тока частотой от 48 до 62 Гц
  • постоянного тока
  • переменного и постоянного тока;

ВОПРОС: ЧТО ТАКОЕ ТИПЫ И КЛАССЫ УЗИП ?

Согласно классификации ГОСТ, МЭК а также немецкого стандарта DIN, Устройства Защиты от Импульсных Перенапряжений УЗИП делятся на разные категории по методу испытаний и месту установки.

Класс 1 испытаний соответствует Типу 1 и Классу Требований B
Класс 2 испытаний соответствует Типу 2 и Классу Требований C
Класс 3 испытаний соответствует Типу 3 и Классу Требований D

ВОПРОС: ЧЕМ УЗИП ТИП 1 ОТЛИЧАЕТСЯ ОТ УЗИП ТИП 2?

УЗИП тип 1 устанавливаются на вводе в здание при воздушном вводе питания или при наличии системы внешней молниезащиты. УЗИП в схеме включения предназначен для отвода части прямого тока молнии. В соответствии с ГОСТ Р 51992-2002, УЗИП 1-го класса испытаний ( тип 1) испытываются импульсом тока с формой волны 10/350 мкс.
УЗИП тип 2 служат для защиты от наведённых импульсов тока и устанавливаются либо после УЗИП тип 1, либо на вводе в здание при отсутствии вероятности попадания части тока молнии. УЗИП 2 класса испытаний (тип 2) испытываются импульсом тока с формой 8/20 мкс.
ВОПРОС: ГДЕ ПРИМЕНЯЕТСЯ УЗИП ТИПА 3 ?

Устройства для Защиты от Импульсных Перенапряжений Типа 3 предназначены для "тонкой" защиты наиболее ответственного и чувствительного электрооборудования, например медицинской аппаратуры, систем хранения данных и пр. УЗИП Типа 3 необходимо устанавливать не далее 5 метров по кабелю от защищаемого оборудования. Модификации УЗИП Типа 3 могут быть выполнены в виде адаптера сетевой розетки или смонтированы непосредственно в корпусе или на шасси защищаемого прибора. Для бытового применения доступна версия MSB06 скрытого монтажа, за обычной сетевой розеткой.

ВОПРОС: ЗАЧЕМ НУЖЕН СОГЛАСУЮЩИЙ ДРОССЕЛЬ?

Для правильного распределения мощности импульса между ступенями защиты ставят линию задержки в виде дросселя индуктивностью 15 мкГн или отрезок кабеля длиной не менее 15 м, имеющего аналогичную индуктивность. В этом случае сначала сработает УЗИП 1-го класса и возьмёт на себя основную энергию импульса, а затем устройство 2-го класса ограничит напряжение до безопасного уровня.

ВОПРОС: ЗАЧЕМ СТАВИТЬ УЗИП, ЕСЛИ НА ВВОДЕ УЖЕ СТОИТ АВТОМАТ ЗАЩИТЫ И УЗО?

Вводной автомат (например на 25, 40, 63 А) защищает систему электроснабжения от перегрузки и коротких замыканий со стороны потребителя. Устройство защитного отключения УЗО (например, с током отсечки 30 или 100 мА) защищает человека от случайного поражения электрическим током.
Но ни одно из этих устройств не может защитить электрическую сеть и оборудование от микросекундных импульсов большой мощности. Такую защиту обеспечивает только Устройство Защиты от Импульсных Перенапряжений УЗИП со временем срабатывания в наносекундном диапазоне.

ВОПРОС: КАКОЕ УСТРОЙСТВО ЛУЧШЕ ЗАЩИТИТ ОТ ГРОЗЫ: УЗИП ИЛИ ОПН ?

УЗИП - это официальное (ГОСТ) наименование всего класса устройств для защиты от последствий токов молний и импульсных перенапряжений в сетях до 1000 В. В литературе, в публикациях в интернете до сих пор встречаются названия - ОПН (Ограничитель перенапряжения), Разрядник, Молниеразрядник, Грозоразрядник - которые применительно к сетям до 1000 Вольт означают по сути одно устройство - это УЗИП. Для организации эффективной молниезащиты необходимо обращать внимание не на название устройства, а на его характеристики.

ВОПРОС: КАК СРАВНИТЬ УЗИП РАЗНЫХ ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ?

Все УЗИП, продаваемые на территории России, должны производиться и испытываться в соответствии с ГОСТ Р 51992-2002( аналог международного стандарта МЭК 61643-1-98). ГОСТ Р 51992-2002 предусматривает наличие у каждого устройства ряда характеристик, которые производитель обязан указать в паспорте и на самом изделии.

Класс испытаний (Тип) 1, 2 или 3
Импульсный ток Iimp (10/350 мкс) для УЗИП 1 класса
Номинальный импульсный ток In (8/20 мкс)
Максимальный импульсный ток Imax (8/20 мкс)
Уровень напряжения защиты Up, измеренный при In

По этим характеристикам и происходит сравнение. Замечание: некоторые производители указывают значения импульсных токов на фазу (модуль), а другие - на устройство в целом. Для сравнения их надо приводить к одному виду.

[ http://www.artterm-m.ru/index.php/zashitaseteji1/faquzip]

диалог человека с ЭВМ
—
[В.А.Семенов. Англо-русский словарь по релейной защите]

Тематики

• релейная защита

EN

• man-machine communication

связь человек-машина
—
[ http://www.iks-media.ru/glossary/index.html?glossid=2400324]

Тематики

• электросвязь, основные понятия

EN

• man-machine communication

человеко-машинный интерфейс (ЧМИ)
Технические средства, предназначенные для обеспечения непосредственного взаимодействия между оператором и оборудованием и дающие возможность оператору управлять оборудованием и контролировать его функционирование.
Примечание
Такие средства могут включать приводимые в действие вручную органы управления, контрольные устройства, дисплеи.
[ ГОСТ Р МЭК 60447-2000]

человекомашинный интерфейс (ЧМИ)
Технические средства контроля и управления, являющиеся частью оборудования, предназначенные для обеспечения непосредственного взаимодействия между оператором и оборудованием и дающие возможность оператору управлять оборудованием и контролировать его функционирование (ГОСТ Р МЭК 60447).
Примечание
Такие средства могут включать приводимые в действие вручную органы управления, контрольные устройства и дисплеи.
[ ГОСТ Р МЭК 60073-2000]

человеко-машинный интерфейс
Средства обеспечения двусторонней связи "оператор - технологическое оборудование" (АСУ ТП). Название класса средств, в который входят подклассы:
SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) - Операторское управление и сбор данных от технологического оборудования.
DCS (Distributed Control Systems) - Распределенная система управления технологическим оборудованием.
[ http://www.morepc.ru/dict/]

Параллельные тексты EN-RU

MotorSys™ iPMCC solutions can integrate a dedicated human-machine interface (HMI) or communicate via a personal computer directly on the motor starters.
[Schneider Electric]

Интеллектуальный центр распределения электроэнергии и управления электродвигателями MotorSys™ может иметь в своем составе специальный человеко-машинный интерфейс (ЧМИ). В качестве альтернативы используется обмен данным между персональным компьютером и пускателями.
[Перевод Интент]

HMI на базе операторских станций

Самое, пожалуй, главное в системе управления - это организация взаимодействия между человеком и программно-аппаратным комплексом. Обеспечение такого взаимодействия и есть задача человеко-машинного интерфейса (HMI, human machine interface).

На мой взгляд, в аббревиатуре “АСУ ТП” ключевым является слово “автоматизированная”, что подразумевает непосредственное участие человека в процессе реализации системой определенных задач. Очевидно, что чем лучше организован HMI, тем эффективнее человек сможет решать поставленные задачи.

Как же организован HMI в современных АСУ ТП?
Существует, как минимум, два подхода реализации функционала HMI:

1. На базе специализированных рабочих станций оператора, устанавливаемых в центральной диспетчерской;
2. На базе панелей локального управления, устанавливаемых непосредственно в цеху по близости с контролируемым технологическим объектам.

Иногда эти два варианта комбинируют, чтобы достичь наибольшей гибкости управления. В данной статье речь пойдет о первом варианте организации операторского уровня.

Аппаратно рабочая станция оператора (OS, operator station) представляет собой ни что иное как персональный компьютер. Как правило, станция снабжается несколькими широкоэкранными мониторами, функциональной клавиатурой и необходимыми сетевыми адаптерами для подключения к сетям верхнего уровня (например, на базе Industrial Ethernet). Станция оператора несколько отличается от привычных для нас офисных компьютеров, прежде всего, своим исполнением и эксплуатационными характеристиками (а также ценой 4000 - 10 000 долларов).
На рисунке 1 изображена рабочая станция оператора системы SIMATIC PCS7 производства Siemens, обладающая следующими техническими характеристиками:

Процессор: Intel Pentium 4, 3.4 ГГц;
Память: DDR2 SDRAM до 4 ГБ;
Материнская плата: ChipSet Intel 945G;
Жесткий диск: SATA-RAID 1/2 x 120 ГБ;
Слоты: 4 x PCI, 2 x PCI E x 1, 1 x PCI E x 16;
Степень защиты: IP 31;
Температура при эксплуатации: 5 – 45 C;
Влажность: 5 – 95 % (без образования конденсата);
Операционная система: Windows XP Professional/2003 Server.

Рис. 1. Пример промышленной рабочей станции оператора.

Системный блок может быть как настольного исполнения ( desktop), так и для монтажа в 19” стойку ( rack-mounted). Чаще применяется второй вариант: системный блок монтируется в запираемую стойку для лучшей защищенности и предотвращения несанкционированного доступа.

Какое программное обеспечение используется?
На станции оператора устанавливается программный пакет визуализации технологического процесса (часто называемый SCADA). Большинство пакетов визуализации работают под управлением операционных систем семейства Windows (Windows NT 4.0, Windows 2000/XP, Windows 2003 Server), что, на мой взгляд, является большим минусом.
Программное обеспечение визуализации призвано выполнять следующие задачи:

1. Отображение технологической информации в удобной для человека графической форме (как правило, в виде интерактивных мнемосхем) – Process Visualization;
2. Отображение аварийных сигнализаций технологического процесса – Alarm Visualization;
3. Архивирование технологических данных (сбор истории процесса) – Historical Archiving;
4. Предоставление оператору возможности манипулировать (управлять) объектами управления – Operator Control.
5. Контроль доступа и протоколирование действий оператора – Access Control and Operator’s Actions Archiving.
6. Автоматизированное составление отчетов за произвольный интервал времени (посменные отчеты, еженедельные, ежемесячные и т.д.) – Automated Reporting.

Как правило, SCADA состоит из двух частей:

1. Среды разработки, где инженер рисует и программирует технологические мнемосхемы;
2. Среды исполнения, необходимой для выполнения сконфигурированных мнемосхем в режиме runtime. Фактически это режим повседневной эксплуатации.

Существует две схемы подключения операторских станций к системе управления, а точнее уровню управления. В рамках первой схемы каждая операторская станция подключается к контроллерам уровня управления напрямую или с помощью промежуточного коммутатора (см. рисунок 2). Подключенная таким образом операторская станция работает независимо от других станций сети, и поэтому часто называется одиночной (пусть Вас не смущает такое название, на самом деле таких станций в сети может быть несколько).

Рис. 2. Схема подключения одиночных операторских станций к уровню управления.

Есть и другой вариант. Часто операторские станции подключают к серверу или резервированной паре серверов, а серверы в свою очередь подключаются к промышленным контроллерам. Таким образом, сервер, являясь неким буфером, постоянно считывает данные с контроллера и предоставляет их по запросу рабочим станциям. Станции, подключенные по такой схеме, часто называют клиентами (см. рисунок 3).

Рис. 3. Клиент-серверная архитектура операторского уровня.

Рис. 4. Схема взаимодействия программных модулей при использовании одиночных станций.

 

Рис. 5. Схема взаимодействия программных модулей при использовании клиент-серверной архитектуры.
Как выглядит SCADA?
Разберем простой пример. На рисунке 6 приведена абстрактная схема технологического процесса, хотя полноценным процессом это назвать трудно.

Рис. 6. Пример операторской мнемосхемы.
На рисунке 6 изображен очень упрощенный вариант операторской мнемосхемы для управления тех. процессом. Как видно, резервуар (емкость) наполняется водой. Задача системы - нагреть эту воду до определенной температуры. Для нагрева воды используется газовая горелка. Интенсивность горения регулируется клапаном подачи газа. Также должен быть насос для закачки воды в резервуар и клапан для спуска воды.

На мнемосхеме отображаются основные технологические параметры, такие как: температура воды; уровень воды в резервуаре; работа насосов; состояние клапанов и т.д. Эти данные обновляются на экране с заданной частотой. Если какой-либо параметр достигает аварийного значения, соответствующее поле начинает мигать, привлекая внимание оператора.

Сигналы ввода/вывода и исполнительные механизмы отображаются на мнемосхемах в виде интерактивных графических символов (иконок). Каждому типу сигналов и исполнительных механизмов присваивается свой символ: для дискретного сигнала это может быть переключатель, кнопка или лампочка; для аналогового – ползунок, диаграмма или текстовое поле; для двигателей и насосов – более сложные фейсплейты ( faceplates). Каждый символ, как правило, представляет собой отдельный ActiveX компонент. Вообще технология ActiveX широко используется в SCADA-пакетах, так как позволяет разработчику подгружать дополнительные символы, не входящие в стандартную библиотеку, а также разрабатывать свои собственные графические элементы, используя высокоуровневые языки программирования.

Допустим, оператор хочет включить насос. Для этого он щелкает по его иконке и вызывает панель управления ( faceplate). На этой панели он может выполнить определенные манипуляции: включить или выключить насос, подтвердить аварийную сигнализацию, перевести его в режим “техобслуживания” и т.д. (см. рисунок 7).  

Рис. 7. Пример фейсплейта для управления насосом.

  Оператор также может посмотреть график изменения интересующего его технологического параметра, например, за прошедшую неделю. Для этого ему надо вызвать тренд ( trend) и выбрать соответствующий параметр для отображения. Пример тренда реального времени показан на рисунке 8.
 

Рис. 8. Пример отображения двух параметров на тренде реального времени.
Для более детального обзора сообщений и аварийных сигнализаций оператор может воспользоваться специальной панелью ( alarm panel), пример которой изображен на рисунке 9. Это отсортированный список сигнализаций (alarms), представленный в удобной для восприятия форме. Оператор может подтвердить ту или иную аварийную сигнализацию, применить фильтр или просто ее скрыть.

Рис. 9. Панель сообщений и аварийных сигнализаций.
Говоря о SCADA, инженеры часто оперируют таким важным понятием как “тэг” ( tag). Тэг является по существу некой переменной программы визуализации и может быть использован как для локального хранения данных внутри программы, так и в качестве ссылки на внешний параметр процесса. Тэги могут быть разных типов, начиная от обычных числовых данных и кончая структурой с множеством полей. Например, один визуализируемый параметр ввода/вывода – это тэг, или функциональный блок PID-регулятора, выполняемый внутри контроллера, - это тоже тэг. Ниже представлена сильно упрощенная структура тэга, соответствующего простому PID-регулятору:

Tag Name = “MyPID”;
Tag Type = PID;

Fields (список параметров):

MyPID.OP
MyPID.SP
MyPID.PV
MyPID.PR
MyPID.TI
MyPID.DI
MyPID.Mode
MyPID.RemoteSP
MyPID.Alarms и т.д.

В комплексной прикладной программе может быть несколько тысяч тэгов. Производители SCADA-пакетов это знают и поэтому применяют политику лицензирования на основе количества используемых тэгов. Каждая купленная лицензия жестко ограничивает суммарное количество тэгов, которые можно использовать в программе. Очевидно, чем больше тегов поддерживает лицензия, тем дороже она стоит; так, например, лицензия на 60 000 тэгов может обойтись в 5000 тыс. долларов или даже дороже. В дополнение к этому многие производители SCADA формируют весьма существенную разницу в цене между “голой” средой исполнения и полноценной средой разработки; естественно, последняя с таким же количеством тэгов будет стоить заметно дороже.

Сегодня на рынке представлено большое количество различных SCADA-пакетов, наиболее популярные из которых представлены ниже:

1.    Wonderware Intouch;
2.    Simatic WinCC;
3.    Iconics Genesis32;
4.    Citect;
5.    Adastra Trace Mode

Лидирующие позиции занимают Wonderware Intouch (производства Invensys) и Simatic WinCC (разработки Siemens) с суммарным количеством инсталляций более 80 тыс. в мире. Пакет визуализации технологического процесса может поставляться как в составе комплексной системы управления, так и в виде отдельного программного продукта. В последнем случае SCADA комплектуется набором драйверов ввода/вывода для коммуникации с контроллерами различных производителей.   [ http://kazanets.narod.ru/HMI_PART1.htm]

Тематики

• автоматизация, основные понятия
• автоматизированные системы

Синонимы

• ЧМИ

EN

• CHI
• computer human interface
• HMI
• human interface
• human interface device
• human-computer interface
• human-machine interface
• man-machine communication
• man-machine interface
• MMI
• operator-machine communication

Англо-русский словарь нормативно-технической терминологии > man-machine communication

интерфейс "человек-машина"
аппаратно-программная система управления технологическими процессами
HMI - это набор всех средств, позволяющих человеку вмешаться в поведение вычислительной системы. Как правило, HMI представляет собой компьютер с графическим дисплеем, где в наглядной форме отображается поведение системы, и пользователь имеет возможность вмешаться в деятельность системы. Однако в качестве HMI может выступать самый простой пульт из набора тумблеров и светодиодных индикаторов.
[ http://www.morepc.ru/dict/]

Тематики

• информационные технологии в целом

Синонимы

• аппаратно-программная система управления технологическими процессами

EN

• HMI
• Human Machine Interface

интерфейс управления концентратором
—
[Л.Г.Суменко. Англо-русский словарь по информационным технологиям. М.: ГП ЦНИИС, 2003.]

Тематики

• информационные технологии в целом

EN

• hub management interface
• HMI

терминал
Устройство ввода-вывода, обеспечивающее взаимодействие пользователей в локальной вычислительной сети или с удаленной ЭВМ через средства телеобработки данных
[ ГОСТ 25868-91]
[ ГОСТ Р 50304-92 ]

Параллельные тексты EN-RU

HMI port warning
[Schneider Electric]

Предупредительное состояние об ошибке обмена данными через порт связи с терминалом оператора
[Перевод Интент]

HMI display max current phase enable
[Schneider Electric]

Разрешается отображение на терминале оператора максимального линейного тока
[Перевод Интент]

Config via HMI keypad enable
[Schneider Electric]

Конфигурирование (системы) с помощью клавиатуры терминала оператора
[Перевод Интент]

Тематики

• оборуд. перифер. систем обраб. информации
• системы для сопряж. радиоэлектр. средств интерфейсные

Обобщающие термины

• средства реализации взаимодействия

Синонимы

• терминал оператора

EN

• HMI
• HMI device
• terminal
• user terminal

человеко-машинное взаимодействие
—
[Е.С.Алексеев, А.А.Мячев. Англо-русский толковый словарь по системотехнике ЭВМ. Москва 1993]

Тематики

• информационные технологии в целом

EN

• human machine interaction
• HMI

человеко-машинный интерфейс (ЧМИ)
Технические средства, предназначенные для обеспечения непосредственного взаимодействия между оператором и оборудованием и дающие возможность оператору управлять оборудованием и контролировать его функционирование.
Примечание
Такие средства могут включать приводимые в действие вручную органы управления, контрольные устройства, дисплеи.
[ ГОСТ Р МЭК 60447-2000]

человекомашинный интерфейс (ЧМИ)
Технические средства контроля и управления, являющиеся частью оборудования, предназначенные для обеспечения непосредственного взаимодействия между оператором и оборудованием и дающие возможность оператору управлять оборудованием и контролировать его функционирование (ГОСТ Р МЭК 60447).
Примечание
Такие средства могут включать приводимые в действие вручную органы управления, контрольные устройства и дисплеи.
[ ГОСТ Р МЭК 60073-2000]

человеко-машинный интерфейс
Средства обеспечения двусторонней связи "оператор - технологическое оборудование" (АСУ ТП). Название класса средств, в который входят подклассы:
SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) - Операторское управление и сбор данных от технологического оборудования.
DCS (Distributed Control Systems) - Распределенная система управления технологическим оборудованием.
[ http://www.morepc.ru/dict/]

Параллельные тексты EN-RU

MotorSys™ iPMCC solutions can integrate a dedicated human-machine interface (HMI) or communicate via a personal computer directly on the motor starters.
[Schneider Electric]

Интеллектуальный центр распределения электроэнергии и управления электродвигателями MotorSys™ может иметь в своем составе специальный человеко-машинный интерфейс (ЧМИ). В качестве альтернативы используется обмен данным между персональным компьютером и пускателями.
[Перевод Интент]

HMI на базе операторских станций

Самое, пожалуй, главное в системе управления - это организация взаимодействия между человеком и программно-аппаратным комплексом. Обеспечение такого взаимодействия и есть задача человеко-машинного интерфейса (HMI, human machine interface).

На мой взгляд, в аббревиатуре “АСУ ТП” ключевым является слово “автоматизированная”, что подразумевает непосредственное участие человека в процессе реализации системой определенных задач. Очевидно, что чем лучше организован HMI, тем эффективнее человек сможет решать поставленные задачи.

Как же организован HMI в современных АСУ ТП?
Существует, как минимум, два подхода реализации функционала HMI:

1. На базе специализированных рабочих станций оператора, устанавливаемых в центральной диспетчерской;
2. На базе панелей локального управления, устанавливаемых непосредственно в цеху по близости с контролируемым технологическим объектам.

Иногда эти два варианта комбинируют, чтобы достичь наибольшей гибкости управления. В данной статье речь пойдет о первом варианте организации операторского уровня.

Аппаратно рабочая станция оператора (OS, operator station) представляет собой ни что иное как персональный компьютер. Как правило, станция снабжается несколькими широкоэкранными мониторами, функциональной клавиатурой и необходимыми сетевыми адаптерами для подключения к сетям верхнего уровня (например, на базе Industrial Ethernet). Станция оператора несколько отличается от привычных для нас офисных компьютеров, прежде всего, своим исполнением и эксплуатационными характеристиками (а также ценой 4000 - 10 000 долларов).
На рисунке 1 изображена рабочая станция оператора системы SIMATIC PCS7 производства Siemens, обладающая следующими техническими характеристиками:

Процессор: Intel Pentium 4, 3.4 ГГц;
Память: DDR2 SDRAM до 4 ГБ;
Материнская плата: ChipSet Intel 945G;
Жесткий диск: SATA-RAID 1/2 x 120 ГБ;
Слоты: 4 x PCI, 2 x PCI E x 1, 1 x PCI E x 16;
Степень защиты: IP 31;
Температура при эксплуатации: 5 – 45 C;
Влажность: 5 – 95 % (без образования конденсата);
Операционная система: Windows XP Professional/2003 Server.

Рис. 1. Пример промышленной рабочей станции оператора.

Системный блок может быть как настольного исполнения ( desktop), так и для монтажа в 19” стойку ( rack-mounted). Чаще применяется второй вариант: системный блок монтируется в запираемую стойку для лучшей защищенности и предотвращения несанкционированного доступа.

Какое программное обеспечение используется?
На станции оператора устанавливается программный пакет визуализации технологического процесса (часто называемый SCADA). Большинство пакетов визуализации работают под управлением операционных систем семейства Windows (Windows NT 4.0, Windows 2000/XP, Windows 2003 Server), что, на мой взгляд, является большим минусом.
Программное обеспечение визуализации призвано выполнять следующие задачи:

1. Отображение технологической информации в удобной для человека графической форме (как правило, в виде интерактивных мнемосхем) – Process Visualization;
2. Отображение аварийных сигнализаций технологического процесса – Alarm Visualization;
3. Архивирование технологических данных (сбор истории процесса) – Historical Archiving;
4. Предоставление оператору возможности манипулировать (управлять) объектами управления – Operator Control.
5. Контроль доступа и протоколирование действий оператора – Access Control and Operator’s Actions Archiving.
6. Автоматизированное составление отчетов за произвольный интервал времени (посменные отчеты, еженедельные, ежемесячные и т.д.) – Automated Reporting.

Как правило, SCADA состоит из двух частей:

1. Среды разработки, где инженер рисует и программирует технологические мнемосхемы;
2. Среды исполнения, необходимой для выполнения сконфигурированных мнемосхем в режиме runtime. Фактически это режим повседневной эксплуатации.

Существует две схемы подключения операторских станций к системе управления, а точнее уровню управления. В рамках первой схемы каждая операторская станция подключается к контроллерам уровня управления напрямую или с помощью промежуточного коммутатора (см. рисунок 2). Подключенная таким образом операторская станция работает независимо от других станций сети, и поэтому часто называется одиночной (пусть Вас не смущает такое название, на самом деле таких станций в сети может быть несколько).

Рис. 2. Схема подключения одиночных операторских станций к уровню управления.

Есть и другой вариант. Часто операторские станции подключают к серверу или резервированной паре серверов, а серверы в свою очередь подключаются к промышленным контроллерам. Таким образом, сервер, являясь неким буфером, постоянно считывает данные с контроллера и предоставляет их по запросу рабочим станциям. Станции, подключенные по такой схеме, часто называют клиентами (см. рисунок 3).

Рис. 3. Клиент-серверная архитектура операторского уровня.

Рис. 4. Схема взаимодействия программных модулей при использовании одиночных станций.

 

Рис. 5. Схема взаимодействия программных модулей при использовании клиент-серверной архитектуры.
Как выглядит SCADA?
Разберем простой пример. На рисунке 6 приведена абстрактная схема технологического процесса, хотя полноценным процессом это назвать трудно.

Рис. 6. Пример операторской мнемосхемы.
На рисунке 6 изображен очень упрощенный вариант операторской мнемосхемы для управления тех. процессом. Как видно, резервуар (емкость) наполняется водой. Задача системы - нагреть эту воду до определенной температуры. Для нагрева воды используется газовая горелка. Интенсивность горения регулируется клапаном подачи газа. Также должен быть насос для закачки воды в резервуар и клапан для спуска воды.

На мнемосхеме отображаются основные технологические параметры, такие как: температура воды; уровень воды в резервуаре; работа насосов; состояние клапанов и т.д. Эти данные обновляются на экране с заданной частотой. Если какой-либо параметр достигает аварийного значения, соответствующее поле начинает мигать, привлекая внимание оператора.

Сигналы ввода/вывода и исполнительные механизмы отображаются на мнемосхемах в виде интерактивных графических символов (иконок). Каждому типу сигналов и исполнительных механизмов присваивается свой символ: для дискретного сигнала это может быть переключатель, кнопка или лампочка; для аналогового – ползунок, диаграмма или текстовое поле; для двигателей и насосов – более сложные фейсплейты ( faceplates). Каждый символ, как правило, представляет собой отдельный ActiveX компонент. Вообще технология ActiveX широко используется в SCADA-пакетах, так как позволяет разработчику подгружать дополнительные символы, не входящие в стандартную библиотеку, а также разрабатывать свои собственные графические элементы, используя высокоуровневые языки программирования.

Допустим, оператор хочет включить насос. Для этого он щелкает по его иконке и вызывает панель управления ( faceplate). На этой панели он может выполнить определенные манипуляции: включить или выключить насос, подтвердить аварийную сигнализацию, перевести его в режим “техобслуживания” и т.д. (см. рисунок 7).  

Рис. 7. Пример фейсплейта для управления насосом.

  Оператор также может посмотреть график изменения интересующего его технологического параметра, например, за прошедшую неделю. Для этого ему надо вызвать тренд ( trend) и выбрать соответствующий параметр для отображения. Пример тренда реального времени показан на рисунке 8.
 

Рис. 8. Пример отображения двух параметров на тренде реального времени.
Для более детального обзора сообщений и аварийных сигнализаций оператор может воспользоваться специальной панелью ( alarm panel), пример которой изображен на рисунке 9. Это отсортированный список сигнализаций (alarms), представленный в удобной для восприятия форме. Оператор может подтвердить ту или иную аварийную сигнализацию, применить фильтр или просто ее скрыть.

Рис. 9. Панель сообщений и аварийных сигнализаций.
Говоря о SCADA, инженеры часто оперируют таким важным понятием как “тэг” ( tag). Тэг является по существу некой переменной программы визуализации и может быть использован как для локального хранения данных внутри программы, так и в качестве ссылки на внешний параметр процесса. Тэги могут быть разных типов, начиная от обычных числовых данных и кончая структурой с множеством полей. Например, один визуализируемый параметр ввода/вывода – это тэг, или функциональный блок PID-регулятора, выполняемый внутри контроллера, - это тоже тэг. Ниже представлена сильно упрощенная структура тэга, соответствующего простому PID-регулятору:

Tag Name = “MyPID”;
Tag Type = PID;

Fields (список параметров):

MyPID.OP
MyPID.SP
MyPID.PV
MyPID.PR
MyPID.TI
MyPID.DI
MyPID.Mode
MyPID.RemoteSP
MyPID.Alarms и т.д.

В комплексной прикладной программе может быть несколько тысяч тэгов. Производители SCADA-пакетов это знают и поэтому применяют политику лицензирования на основе количества используемых тэгов. Каждая купленная лицензия жестко ограничивает суммарное количество тэгов, которые можно использовать в программе. Очевидно, чем больше тегов поддерживает лицензия, тем дороже она стоит; так, например, лицензия на 60 000 тэгов может обойтись в 5000 тыс. долларов или даже дороже. В дополнение к этому многие производители SCADA формируют весьма существенную разницу в цене между “голой” средой исполнения и полноценной средой разработки; естественно, последняя с таким же количеством тэгов будет стоить заметно дороже.

Сегодня на рынке представлено большое количество различных SCADA-пакетов, наиболее популярные из которых представлены ниже:

1.    Wonderware Intouch;
2.    Simatic WinCC;
3.    Iconics Genesis32;
4.    Citect;
5.    Adastra Trace Mode

Лидирующие позиции занимают Wonderware Intouch (производства Invensys) и Simatic WinCC (разработки Siemens) с суммарным количеством инсталляций более 80 тыс. в мире. Пакет визуализации технологического процесса может поставляться как в составе комплексной системы управления, так и в виде отдельного программного продукта. В последнем случае SCADA комплектуется набором драйверов ввода/вывода для коммуникации с контроллерами различных производителей.   [ http://kazanets.narod.ru/HMI_PART1.htm]

Тематики

• автоматизация, основные понятия
• автоматизированные системы

Синонимы

• ЧМИ

EN

• CHI
• computer human interface
• HMI
• human interface
• human interface device
• human-computer interface
• human-machine interface
• man-machine communication
• man-machine interface
• MMI
• operator-machine communication

Англо-русский словарь нормативно-технической терминологии > HMI

интерфейс "человекмашина"
(МСЭ-Т Q.1741).
[ http://www.iks-media.ru/glossary/index.html?glossid=2400324]

Тематики

• электросвязь, основные понятия

EN

• man-machine interface
• MMI

человеко-машинный интерфейс (ЧМИ)
Технические средства, предназначенные для обеспечения непосредственного взаимодействия между оператором и оборудованием и дающие возможность оператору управлять оборудованием и контролировать его функционирование.
Примечание
Такие средства могут включать приводимые в действие вручную органы управления, контрольные устройства, дисплеи.
[ ГОСТ Р МЭК 60447-2000]

человекомашинный интерфейс (ЧМИ)
Технические средства контроля и управления, являющиеся частью оборудования, предназначенные для обеспечения непосредственного взаимодействия между оператором и оборудованием и дающие возможность оператору управлять оборудованием и контролировать его функционирование (ГОСТ Р МЭК 60447).
Примечание
Такие средства могут включать приводимые в действие вручную органы управления, контрольные устройства и дисплеи.
[ ГОСТ Р МЭК 60073-2000]

человеко-машинный интерфейс
Средства обеспечения двусторонней связи "оператор - технологическое оборудование" (АСУ ТП). Название класса средств, в который входят подклассы:
SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) - Операторское управление и сбор данных от технологического оборудования.
DCS (Distributed Control Systems) - Распределенная система управления технологическим оборудованием.
[ http://www.morepc.ru/dict/]

Параллельные тексты EN-RU

MotorSys™ iPMCC solutions can integrate a dedicated human-machine interface (HMI) or communicate via a personal computer directly on the motor starters.
[Schneider Electric]

Интеллектуальный центр распределения электроэнергии и управления электродвигателями MotorSys™ может иметь в своем составе специальный человеко-машинный интерфейс (ЧМИ). В качестве альтернативы используется обмен данным между персональным компьютером и пускателями.
[Перевод Интент]

HMI на базе операторских станций

Самое, пожалуй, главное в системе управления - это организация взаимодействия между человеком и программно-аппаратным комплексом. Обеспечение такого взаимодействия и есть задача человеко-машинного интерфейса (HMI, human machine interface).

На мой взгляд, в аббревиатуре “АСУ ТП” ключевым является слово “автоматизированная”, что подразумевает непосредственное участие человека в процессе реализации системой определенных задач. Очевидно, что чем лучше организован HMI, тем эффективнее человек сможет решать поставленные задачи.

Как же организован HMI в современных АСУ ТП?
Существует, как минимум, два подхода реализации функционала HMI:

1. На базе специализированных рабочих станций оператора, устанавливаемых в центральной диспетчерской;
2. На базе панелей локального управления, устанавливаемых непосредственно в цеху по близости с контролируемым технологическим объектам.

Иногда эти два варианта комбинируют, чтобы достичь наибольшей гибкости управления. В данной статье речь пойдет о первом варианте организации операторского уровня.

Аппаратно рабочая станция оператора (OS, operator station) представляет собой ни что иное как персональный компьютер. Как правило, станция снабжается несколькими широкоэкранными мониторами, функциональной клавиатурой и необходимыми сетевыми адаптерами для подключения к сетям верхнего уровня (например, на базе Industrial Ethernet). Станция оператора несколько отличается от привычных для нас офисных компьютеров, прежде всего, своим исполнением и эксплуатационными характеристиками (а также ценой 4000 - 10 000 долларов).
На рисунке 1 изображена рабочая станция оператора системы SIMATIC PCS7 производства Siemens, обладающая следующими техническими характеристиками:

Процессор: Intel Pentium 4, 3.4 ГГц;
Память: DDR2 SDRAM до 4 ГБ;
Материнская плата: ChipSet Intel 945G;
Жесткий диск: SATA-RAID 1/2 x 120 ГБ;
Слоты: 4 x PCI, 2 x PCI E x 1, 1 x PCI E x 16;
Степень защиты: IP 31;
Температура при эксплуатации: 5 – 45 C;
Влажность: 5 – 95 % (без образования конденсата);
Операционная система: Windows XP Professional/2003 Server.

Рис. 1. Пример промышленной рабочей станции оператора.

Системный блок может быть как настольного исполнения ( desktop), так и для монтажа в 19” стойку ( rack-mounted). Чаще применяется второй вариант: системный блок монтируется в запираемую стойку для лучшей защищенности и предотвращения несанкционированного доступа.

Какое программное обеспечение используется?
На станции оператора устанавливается программный пакет визуализации технологического процесса (часто называемый SCADA). Большинство пакетов визуализации работают под управлением операционных систем семейства Windows (Windows NT 4.0, Windows 2000/XP, Windows 2003 Server), что, на мой взгляд, является большим минусом.
Программное обеспечение визуализации призвано выполнять следующие задачи:

1. Отображение технологической информации в удобной для человека графической форме (как правило, в виде интерактивных мнемосхем) – Process Visualization;
2. Отображение аварийных сигнализаций технологического процесса – Alarm Visualization;
3. Архивирование технологических данных (сбор истории процесса) – Historical Archiving;
4. Предоставление оператору возможности манипулировать (управлять) объектами управления – Operator Control.
5. Контроль доступа и протоколирование действий оператора – Access Control and Operator’s Actions Archiving.
6. Автоматизированное составление отчетов за произвольный интервал времени (посменные отчеты, еженедельные, ежемесячные и т.д.) – Automated Reporting.

Как правило, SCADA состоит из двух частей:

1. Среды разработки, где инженер рисует и программирует технологические мнемосхемы;
2. Среды исполнения, необходимой для выполнения сконфигурированных мнемосхем в режиме runtime. Фактически это режим повседневной эксплуатации.

Существует две схемы подключения операторских станций к системе управления, а точнее уровню управления. В рамках первой схемы каждая операторская станция подключается к контроллерам уровня управления напрямую или с помощью промежуточного коммутатора (см. рисунок 2). Подключенная таким образом операторская станция работает независимо от других станций сети, и поэтому часто называется одиночной (пусть Вас не смущает такое название, на самом деле таких станций в сети может быть несколько).

Рис. 2. Схема подключения одиночных операторских станций к уровню управления.

Есть и другой вариант. Часто операторские станции подключают к серверу или резервированной паре серверов, а серверы в свою очередь подключаются к промышленным контроллерам. Таким образом, сервер, являясь неким буфером, постоянно считывает данные с контроллера и предоставляет их по запросу рабочим станциям. Станции, подключенные по такой схеме, часто называют клиентами (см. рисунок 3).

Рис. 3. Клиент-серверная архитектура операторского уровня.

Рис. 4. Схема взаимодействия программных модулей при использовании одиночных станций.

 

Рис. 5. Схема взаимодействия программных модулей при использовании клиент-серверной архитектуры.
Как выглядит SCADA?
Разберем простой пример. На рисунке 6 приведена абстрактная схема технологического процесса, хотя полноценным процессом это назвать трудно.

Рис. 6. Пример операторской мнемосхемы.
На рисунке 6 изображен очень упрощенный вариант операторской мнемосхемы для управления тех. процессом. Как видно, резервуар (емкость) наполняется водой. Задача системы - нагреть эту воду до определенной температуры. Для нагрева воды используется газовая горелка. Интенсивность горения регулируется клапаном подачи газа. Также должен быть насос для закачки воды в резервуар и клапан для спуска воды.

На мнемосхеме отображаются основные технологические параметры, такие как: температура воды; уровень воды в резервуаре; работа насосов; состояние клапанов и т.д. Эти данные обновляются на экране с заданной частотой. Если какой-либо параметр достигает аварийного значения, соответствующее поле начинает мигать, привлекая внимание оператора.

Сигналы ввода/вывода и исполнительные механизмы отображаются на мнемосхемах в виде интерактивных графических символов (иконок). Каждому типу сигналов и исполнительных механизмов присваивается свой символ: для дискретного сигнала это может быть переключатель, кнопка или лампочка; для аналогового – ползунок, диаграмма или текстовое поле; для двигателей и насосов – более сложные фейсплейты ( faceplates). Каждый символ, как правило, представляет собой отдельный ActiveX компонент. Вообще технология ActiveX широко используется в SCADA-пакетах, так как позволяет разработчику подгружать дополнительные символы, не входящие в стандартную библиотеку, а также разрабатывать свои собственные графические элементы, используя высокоуровневые языки программирования.

Допустим, оператор хочет включить насос. Для этого он щелкает по его иконке и вызывает панель управления ( faceplate). На этой панели он может выполнить определенные манипуляции: включить или выключить насос, подтвердить аварийную сигнализацию, перевести его в режим “техобслуживания” и т.д. (см. рисунок 7).  

Рис. 7. Пример фейсплейта для управления насосом.

  Оператор также может посмотреть график изменения интересующего его технологического параметра, например, за прошедшую неделю. Для этого ему надо вызвать тренд ( trend) и выбрать соответствующий параметр для отображения. Пример тренда реального времени показан на рисунке 8.
 

Рис. 8. Пример отображения двух параметров на тренде реального времени.
Для более детального обзора сообщений и аварийных сигнализаций оператор может воспользоваться специальной панелью ( alarm panel), пример которой изображен на рисунке 9. Это отсортированный список сигнализаций (alarms), представленный в удобной для восприятия форме. Оператор может подтвердить ту или иную аварийную сигнализацию, применить фильтр или просто ее скрыть.

Рис. 9. Панель сообщений и аварийных сигнализаций.
Говоря о SCADA, инженеры часто оперируют таким важным понятием как “тэг” ( tag). Тэг является по существу некой переменной программы визуализации и может быть использован как для локального хранения данных внутри программы, так и в качестве ссылки на внешний параметр процесса. Тэги могут быть разных типов, начиная от обычных числовых данных и кончая структурой с множеством полей. Например, один визуализируемый параметр ввода/вывода – это тэг, или функциональный блок PID-регулятора, выполняемый внутри контроллера, - это тоже тэг. Ниже представлена сильно упрощенная структура тэга, соответствующего простому PID-регулятору:

Tag Name = “MyPID”;
Tag Type = PID;

Fields (список параметров):

MyPID.OP
MyPID.SP
MyPID.PV
MyPID.PR
MyPID.TI
MyPID.DI
MyPID.Mode
MyPID.RemoteSP
MyPID.Alarms и т.д.

В комплексной прикладной программе может быть несколько тысяч тэгов. Производители SCADA-пакетов это знают и поэтому применяют политику лицензирования на основе количества используемых тэгов. Каждая купленная лицензия жестко ограничивает суммарное количество тэгов, которые можно использовать в программе. Очевидно, чем больше тегов поддерживает лицензия, тем дороже она стоит; так, например, лицензия на 60 000 тэгов может обойтись в 5000 тыс. долларов или даже дороже. В дополнение к этому многие производители SCADA формируют весьма существенную разницу в цене между “голой” средой исполнения и полноценной средой разработки; естественно, последняя с таким же количеством тэгов будет стоить заметно дороже.

Сегодня на рынке представлено большое количество различных SCADA-пакетов, наиболее популярные из которых представлены ниже:

1.    Wonderware Intouch;
2.    Simatic WinCC;
3.    Iconics Genesis32;
4.    Citect;
5.    Adastra Trace Mode

Лидирующие позиции занимают Wonderware Intouch (производства Invensys) и Simatic WinCC (разработки Siemens) с суммарным количеством инсталляций более 80 тыс. в мире. Пакет визуализации технологического процесса может поставляться как в составе комплексной системы управления, так и в виде отдельного программного продукта. В последнем случае SCADA комплектуется набором драйверов ввода/вывода для коммуникации с контроллерами различных производителей.   [ http://kazanets.narod.ru/HMI_PART1.htm]

Тематики

• автоматизация, основные понятия
• автоматизированные системы

Синонимы

• ЧМИ

EN

• CHI
• computer human interface
• HMI
• human interface
• human interface device
• human-computer interface
• human-machine interface
• man-machine communication
• man-machine interface
• MMI
• operator-machine communication

Англо-русский словарь нормативно-технической терминологии > man-machine interface

интерфейс "человекмашина"
(МСЭ-Т Q.1741).
[ http://www.iks-media.ru/glossary/index.html?glossid=2400324]

Тематики

• электросвязь, основные понятия

EN

• man-machine interface
• MMI

человеко-машинный интерфейс (ЧМИ)
Технические средства, предназначенные для обеспечения непосредственного взаимодействия между оператором и оборудованием и дающие возможность оператору управлять оборудованием и контролировать его функционирование.
Примечание
Такие средства могут включать приводимые в действие вручную органы управления, контрольные устройства, дисплеи.
[ ГОСТ Р МЭК 60447-2000]

человекомашинный интерфейс (ЧМИ)
Технические средства контроля и управления, являющиеся частью оборудования, предназначенные для обеспечения непосредственного взаимодействия между оператором и оборудованием и дающие возможность оператору управлять оборудованием и контролировать его функционирование (ГОСТ Р МЭК 60447).
Примечание
Такие средства могут включать приводимые в действие вручную органы управления, контрольные устройства и дисплеи.
[ ГОСТ Р МЭК 60073-2000]

человеко-машинный интерфейс
Средства обеспечения двусторонней связи "оператор - технологическое оборудование" (АСУ ТП). Название класса средств, в который входят подклассы:
SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) - Операторское управление и сбор данных от технологического оборудования.
DCS (Distributed Control Systems) - Распределенная система управления технологическим оборудованием.
[ http://www.morepc.ru/dict/]

Параллельные тексты EN-RU

MotorSys™ iPMCC solutions can integrate a dedicated human-machine interface (HMI) or communicate via a personal computer directly on the motor starters.
[Schneider Electric]

Интеллектуальный центр распределения электроэнергии и управления электродвигателями MotorSys™ может иметь в своем составе специальный человеко-машинный интерфейс (ЧМИ). В качестве альтернативы используется обмен данным между персональным компьютером и пускателями.
[Перевод Интент]

HMI на базе операторских станций

Самое, пожалуй, главное в системе управления - это организация взаимодействия между человеком и программно-аппаратным комплексом. Обеспечение такого взаимодействия и есть задача человеко-машинного интерфейса (HMI, human machine interface).

На мой взгляд, в аббревиатуре “АСУ ТП” ключевым является слово “автоматизированная”, что подразумевает непосредственное участие человека в процессе реализации системой определенных задач. Очевидно, что чем лучше организован HMI, тем эффективнее человек сможет решать поставленные задачи.

Как же организован HMI в современных АСУ ТП?
Существует, как минимум, два подхода реализации функционала HMI:

1. На базе специализированных рабочих станций оператора, устанавливаемых в центральной диспетчерской;
2. На базе панелей локального управления, устанавливаемых непосредственно в цеху по близости с контролируемым технологическим объектам.

Иногда эти два варианта комбинируют, чтобы достичь наибольшей гибкости управления. В данной статье речь пойдет о первом варианте организации операторского уровня.

Аппаратно рабочая станция оператора (OS, operator station) представляет собой ни что иное как персональный компьютер. Как правило, станция снабжается несколькими широкоэкранными мониторами, функциональной клавиатурой и необходимыми сетевыми адаптерами для подключения к сетям верхнего уровня (например, на базе Industrial Ethernet). Станция оператора несколько отличается от привычных для нас офисных компьютеров, прежде всего, своим исполнением и эксплуатационными характеристиками (а также ценой 4000 - 10 000 долларов).
На рисунке 1 изображена рабочая станция оператора системы SIMATIC PCS7 производства Siemens, обладающая следующими техническими характеристиками:

Процессор: Intel Pentium 4, 3.4 ГГц;
Память: DDR2 SDRAM до 4 ГБ;
Материнская плата: ChipSet Intel 945G;
Жесткий диск: SATA-RAID 1/2 x 120 ГБ;
Слоты: 4 x PCI, 2 x PCI E x 1, 1 x PCI E x 16;
Степень защиты: IP 31;
Температура при эксплуатации: 5 – 45 C;
Влажность: 5 – 95 % (без образования конденсата);
Операционная система: Windows XP Professional/2003 Server.

Рис. 1. Пример промышленной рабочей станции оператора.

Системный блок может быть как настольного исполнения ( desktop), так и для монтажа в 19” стойку ( rack-mounted). Чаще применяется второй вариант: системный блок монтируется в запираемую стойку для лучшей защищенности и предотвращения несанкционированного доступа.

Какое программное обеспечение используется?
На станции оператора устанавливается программный пакет визуализации технологического процесса (часто называемый SCADA). Большинство пакетов визуализации работают под управлением операционных систем семейства Windows (Windows NT 4.0, Windows 2000/XP, Windows 2003 Server), что, на мой взгляд, является большим минусом.
Программное обеспечение визуализации призвано выполнять следующие задачи:

1. Отображение технологической информации в удобной для человека графической форме (как правило, в виде интерактивных мнемосхем) – Process Visualization;
2. Отображение аварийных сигнализаций технологического процесса – Alarm Visualization;
3. Архивирование технологических данных (сбор истории процесса) – Historical Archiving;
4. Предоставление оператору возможности манипулировать (управлять) объектами управления – Operator Control.
5. Контроль доступа и протоколирование действий оператора – Access Control and Operator’s Actions Archiving.
6. Автоматизированное составление отчетов за произвольный интервал времени (посменные отчеты, еженедельные, ежемесячные и т.д.) – Automated Reporting.

Как правило, SCADA состоит из двух частей:

1. Среды разработки, где инженер рисует и программирует технологические мнемосхемы;
2. Среды исполнения, необходимой для выполнения сконфигурированных мнемосхем в режиме runtime. Фактически это режим повседневной эксплуатации.

Существует две схемы подключения операторских станций к системе управления, а точнее уровню управления. В рамках первой схемы каждая операторская станция подключается к контроллерам уровня управления напрямую или с помощью промежуточного коммутатора (см. рисунок 2). Подключенная таким образом операторская станция работает независимо от других станций сети, и поэтому часто называется одиночной (пусть Вас не смущает такое название, на самом деле таких станций в сети может быть несколько).

Рис. 2. Схема подключения одиночных операторских станций к уровню управления.

Есть и другой вариант. Часто операторские станции подключают к серверу или резервированной паре серверов, а серверы в свою очередь подключаются к промышленным контроллерам. Таким образом, сервер, являясь неким буфером, постоянно считывает данные с контроллера и предоставляет их по запросу рабочим станциям. Станции, подключенные по такой схеме, часто называют клиентами (см. рисунок 3).

Рис. 3. Клиент-серверная архитектура операторского уровня.

Рис. 4. Схема взаимодействия программных модулей при использовании одиночных станций.

 

Рис. 5. Схема взаимодействия программных модулей при использовании клиент-серверной архитектуры.
Как выглядит SCADA?
Разберем простой пример. На рисунке 6 приведена абстрактная схема технологического процесса, хотя полноценным процессом это назвать трудно.

Рис. 6. Пример операторской мнемосхемы.
На рисунке 6 изображен очень упрощенный вариант операторской мнемосхемы для управления тех. процессом. Как видно, резервуар (емкость) наполняется водой. Задача системы - нагреть эту воду до определенной температуры. Для нагрева воды используется газовая горелка. Интенсивность горения регулируется клапаном подачи газа. Также должен быть насос для закачки воды в резервуар и клапан для спуска воды.

На мнемосхеме отображаются основные технологические параметры, такие как: температура воды; уровень воды в резервуаре; работа насосов; состояние клапанов и т.д. Эти данные обновляются на экране с заданной частотой. Если какой-либо параметр достигает аварийного значения, соответствующее поле начинает мигать, привлекая внимание оператора.

Сигналы ввода/вывода и исполнительные механизмы отображаются на мнемосхемах в виде интерактивных графических символов (иконок). Каждому типу сигналов и исполнительных механизмов присваивается свой символ: для дискретного сигнала это может быть переключатель, кнопка или лампочка; для аналогового – ползунок, диаграмма или текстовое поле; для двигателей и насосов – более сложные фейсплейты ( faceplates). Каждый символ, как правило, представляет собой отдельный ActiveX компонент. Вообще технология ActiveX широко используется в SCADA-пакетах, так как позволяет разработчику подгружать дополнительные символы, не входящие в стандартную библиотеку, а также разрабатывать свои собственные графические элементы, используя высокоуровневые языки программирования.

Допустим, оператор хочет включить насос. Для этого он щелкает по его иконке и вызывает панель управления ( faceplate). На этой панели он может выполнить определенные манипуляции: включить или выключить насос, подтвердить аварийную сигнализацию, перевести его в режим “техобслуживания” и т.д. (см. рисунок 7).  

Рис. 7. Пример фейсплейта для управления насосом.

  Оператор также может посмотреть график изменения интересующего его технологического параметра, например, за прошедшую неделю. Для этого ему надо вызвать тренд ( trend) и выбрать соответствующий параметр для отображения. Пример тренда реального времени показан на рисунке 8.
 

Рис. 8. Пример отображения двух параметров на тренде реального времени.
Для более детального обзора сообщений и аварийных сигнализаций оператор может воспользоваться специальной панелью ( alarm panel), пример которой изображен на рисунке 9. Это отсортированный список сигнализаций (alarms), представленный в удобной для восприятия форме. Оператор может подтвердить ту или иную аварийную сигнализацию, применить фильтр или просто ее скрыть.

Рис. 9. Панель сообщений и аварийных сигнализаций.
Говоря о SCADA, инженеры часто оперируют таким важным понятием как “тэг” ( tag). Тэг является по существу некой переменной программы визуализации и может быть использован как для локального хранения данных внутри программы, так и в качестве ссылки на внешний параметр процесса. Тэги могут быть разных типов, начиная от обычных числовых данных и кончая структурой с множеством полей. Например, один визуализируемый параметр ввода/вывода – это тэг, или функциональный блок PID-регулятора, выполняемый внутри контроллера, - это тоже тэг. Ниже представлена сильно упрощенная структура тэга, соответствующего простому PID-регулятору:

Tag Name = “MyPID”;
Tag Type = PID;

Fields (список параметров):

MyPID.OP
MyPID.SP
MyPID.PV
MyPID.PR
MyPID.TI
MyPID.DI
MyPID.Mode
MyPID.RemoteSP
MyPID.Alarms и т.д.

В комплексной прикладной программе может быть несколько тысяч тэгов. Производители SCADA-пакетов это знают и поэтому применяют политику лицензирования на основе количества используемых тэгов. Каждая купленная лицензия жестко ограничивает суммарное количество тэгов, которые можно использовать в программе. Очевидно, чем больше тегов поддерживает лицензия, тем дороже она стоит; так, например, лицензия на 60 000 тэгов может обойтись в 5000 тыс. долларов или даже дороже. В дополнение к этому многие производители SCADA формируют весьма существенную разницу в цене между “голой” средой исполнения и полноценной средой разработки; естественно, последняя с таким же количеством тэгов будет стоить заметно дороже.

Сегодня на рынке представлено большое количество различных SCADA-пакетов, наиболее популярные из которых представлены ниже:

1.    Wonderware Intouch;
2.    Simatic WinCC;
3.    Iconics Genesis32;
4.    Citect;
5.    Adastra Trace Mode

Лидирующие позиции занимают Wonderware Intouch (производства Invensys) и Simatic WinCC (разработки Siemens) с суммарным количеством инсталляций более 80 тыс. в мире. Пакет визуализации технологического процесса может поставляться как в составе комплексной системы управления, так и в виде отдельного программного продукта. В последнем случае SCADA комплектуется набором драйверов ввода/вывода для коммуникации с контроллерами различных производителей.   [ http://kazanets.narod.ru/HMI_PART1.htm]

Тематики

• автоматизация, основные понятия
• автоматизированные системы

Синонимы

• ЧМИ

EN

• CHI
• computer human interface
• HMI
• human interface
• human interface device
• human-computer interface
• human-machine interface
• man-machine communication
• man-machine interface
• MMI
• operator-machine communication

Англо-русский словарь нормативно-технической терминологии > MMI

интерфейс с пользователем
—
[Л.Г.Суменко. Англо-русский словарь по информационным технологиям. М.: ГП ЦНИИС, 2003.]

Тематики

• информационные технологии в целом

EN

• human interface

человеко-машинный интерфейс (ЧМИ)
Технические средства, предназначенные для обеспечения непосредственного взаимодействия между оператором и оборудованием и дающие возможность оператору управлять оборудованием и контролировать его функционирование.
Примечание
Такие средства могут включать приводимые в действие вручную органы управления, контрольные устройства, дисплеи.
[ ГОСТ Р МЭК 60447-2000]

человекомашинный интерфейс (ЧМИ)
Технические средства контроля и управления, являющиеся частью оборудования, предназначенные для обеспечения непосредственного взаимодействия между оператором и оборудованием и дающие возможность оператору управлять оборудованием и контролировать его функционирование (ГОСТ Р МЭК 60447).
Примечание
Такие средства могут включать приводимые в действие вручную органы управления, контрольные устройства и дисплеи.
[ ГОСТ Р МЭК 60073-2000]

человеко-машинный интерфейс
Средства обеспечения двусторонней связи "оператор - технологическое оборудование" (АСУ ТП). Название класса средств, в который входят подклассы:
SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) - Операторское управление и сбор данных от технологического оборудования.
DCS (Distributed Control Systems) - Распределенная система управления технологическим оборудованием.
[ http://www.morepc.ru/dict/]

Параллельные тексты EN-RU

MotorSys™ iPMCC solutions can integrate a dedicated human-machine interface (HMI) or communicate via a personal computer directly on the motor starters.
[Schneider Electric]

Интеллектуальный центр распределения электроэнергии и управления электродвигателями MotorSys™ может иметь в своем составе специальный человеко-машинный интерфейс (ЧМИ). В качестве альтернативы используется обмен данным между персональным компьютером и пускателями.
[Перевод Интент]

HMI на базе операторских станций

Самое, пожалуй, главное в системе управления - это организация взаимодействия между человеком и программно-аппаратным комплексом. Обеспечение такого взаимодействия и есть задача человеко-машинного интерфейса (HMI, human machine interface).

На мой взгляд, в аббревиатуре “АСУ ТП” ключевым является слово “автоматизированная”, что подразумевает непосредственное участие человека в процессе реализации системой определенных задач. Очевидно, что чем лучше организован HMI, тем эффективнее человек сможет решать поставленные задачи.

Как же организован HMI в современных АСУ ТП?
Существует, как минимум, два подхода реализации функционала HMI:

1. На базе специализированных рабочих станций оператора, устанавливаемых в центральной диспетчерской;
2. На базе панелей локального управления, устанавливаемых непосредственно в цеху по близости с контролируемым технологическим объектам.

Иногда эти два варианта комбинируют, чтобы достичь наибольшей гибкости управления. В данной статье речь пойдет о первом варианте организации операторского уровня.

Аппаратно рабочая станция оператора (OS, operator station) представляет собой ни что иное как персональный компьютер. Как правило, станция снабжается несколькими широкоэкранными мониторами, функциональной клавиатурой и необходимыми сетевыми адаптерами для подключения к сетям верхнего уровня (например, на базе Industrial Ethernet). Станция оператора несколько отличается от привычных для нас офисных компьютеров, прежде всего, своим исполнением и эксплуатационными характеристиками (а также ценой 4000 - 10 000 долларов).
На рисунке 1 изображена рабочая станция оператора системы SIMATIC PCS7 производства Siemens, обладающая следующими техническими характеристиками:

Процессор: Intel Pentium 4, 3.4 ГГц;
Память: DDR2 SDRAM до 4 ГБ;
Материнская плата: ChipSet Intel 945G;
Жесткий диск: SATA-RAID 1/2 x 120 ГБ;
Слоты: 4 x PCI, 2 x PCI E x 1, 1 x PCI E x 16;
Степень защиты: IP 31;
Температура при эксплуатации: 5 – 45 C;
Влажность: 5 – 95 % (без образования конденсата);
Операционная система: Windows XP Professional/2003 Server.

Рис. 1. Пример промышленной рабочей станции оператора.

Системный блок может быть как настольного исполнения ( desktop), так и для монтажа в 19” стойку ( rack-mounted). Чаще применяется второй вариант: системный блок монтируется в запираемую стойку для лучшей защищенности и предотвращения несанкционированного доступа.

Какое программное обеспечение используется?
На станции оператора устанавливается программный пакет визуализации технологического процесса (часто называемый SCADA). Большинство пакетов визуализации работают под управлением операционных систем семейства Windows (Windows NT 4.0, Windows 2000/XP, Windows 2003 Server), что, на мой взгляд, является большим минусом.
Программное обеспечение визуализации призвано выполнять следующие задачи:

1. Отображение технологической информации в удобной для человека графической форме (как правило, в виде интерактивных мнемосхем) – Process Visualization;
2. Отображение аварийных сигнализаций технологического процесса – Alarm Visualization;
3. Архивирование технологических данных (сбор истории процесса) – Historical Archiving;
4. Предоставление оператору возможности манипулировать (управлять) объектами управления – Operator Control.
5. Контроль доступа и протоколирование действий оператора – Access Control and Operator’s Actions Archiving.
6. Автоматизированное составление отчетов за произвольный интервал времени (посменные отчеты, еженедельные, ежемесячные и т.д.) – Automated Reporting.

Как правило, SCADA состоит из двух частей:

1. Среды разработки, где инженер рисует и программирует технологические мнемосхемы;
2. Среды исполнения, необходимой для выполнения сконфигурированных мнемосхем в режиме runtime. Фактически это режим повседневной эксплуатации.

Существует две схемы подключения операторских станций к системе управления, а точнее уровню управления. В рамках первой схемы каждая операторская станция подключается к контроллерам уровня управления напрямую или с помощью промежуточного коммутатора (см. рисунок 2). Подключенная таким образом операторская станция работает независимо от других станций сети, и поэтому часто называется одиночной (пусть Вас не смущает такое название, на самом деле таких станций в сети может быть несколько).

Рис. 2. Схема подключения одиночных операторских станций к уровню управления.

Есть и другой вариант. Часто операторские станции подключают к серверу или резервированной паре серверов, а серверы в свою очередь подключаются к промышленным контроллерам. Таким образом, сервер, являясь неким буфером, постоянно считывает данные с контроллера и предоставляет их по запросу рабочим станциям. Станции, подключенные по такой схеме, часто называют клиентами (см. рисунок 3).

Рис. 3. Клиент-серверная архитектура операторского уровня.

Рис. 4. Схема взаимодействия программных модулей при использовании одиночных станций.

 

Рис. 5. Схема взаимодействия программных модулей при использовании клиент-серверной архитектуры.
Как выглядит SCADA?
Разберем простой пример. На рисунке 6 приведена абстрактная схема технологического процесса, хотя полноценным процессом это назвать трудно.

Рис. 6. Пример операторской мнемосхемы.
На рисунке 6 изображен очень упрощенный вариант операторской мнемосхемы для управления тех. процессом. Как видно, резервуар (емкость) наполняется водой. Задача системы - нагреть эту воду до определенной температуры. Для нагрева воды используется газовая горелка. Интенсивность горения регулируется клапаном подачи газа. Также должен быть насос для закачки воды в резервуар и клапан для спуска воды.

На мнемосхеме отображаются основные технологические параметры, такие как: температура воды; уровень воды в резервуаре; работа насосов; состояние клапанов и т.д. Эти данные обновляются на экране с заданной частотой. Если какой-либо параметр достигает аварийного значения, соответствующее поле начинает мигать, привлекая внимание оператора.

Сигналы ввода/вывода и исполнительные механизмы отображаются на мнемосхемах в виде интерактивных графических символов (иконок). Каждому типу сигналов и исполнительных механизмов присваивается свой символ: для дискретного сигнала это может быть переключатель, кнопка или лампочка; для аналогового – ползунок, диаграмма или текстовое поле; для двигателей и насосов – более сложные фейсплейты ( faceplates). Каждый символ, как правило, представляет собой отдельный ActiveX компонент. Вообще технология ActiveX широко используется в SCADA-пакетах, так как позволяет разработчику подгружать дополнительные символы, не входящие в стандартную библиотеку, а также разрабатывать свои собственные графические элементы, используя высокоуровневые языки программирования.

Допустим, оператор хочет включить насос. Для этого он щелкает по его иконке и вызывает панель управления ( faceplate). На этой панели он может выполнить определенные манипуляции: включить или выключить насос, подтвердить аварийную сигнализацию, перевести его в режим “техобслуживания” и т.д. (см. рисунок 7).  

Рис. 7. Пример фейсплейта для управления насосом.

  Оператор также может посмотреть график изменения интересующего его технологического параметра, например, за прошедшую неделю. Для этого ему надо вызвать тренд ( trend) и выбрать соответствующий параметр для отображения. Пример тренда реального времени показан на рисунке 8.
 

Рис. 8. Пример отображения двух параметров на тренде реального времени.
Для более детального обзора сообщений и аварийных сигнализаций оператор может воспользоваться специальной панелью ( alarm panel), пример которой изображен на рисунке 9. Это отсортированный список сигнализаций (alarms), представленный в удобной для восприятия форме. Оператор может подтвердить ту или иную аварийную сигнализацию, применить фильтр или просто ее скрыть.

Рис. 9. Панель сообщений и аварийных сигнализаций.
Говоря о SCADA, инженеры часто оперируют таким важным понятием как “тэг” ( tag). Тэг является по существу некой переменной программы визуализации и может быть использован как для локального хранения данных внутри программы, так и в качестве ссылки на внешний параметр процесса. Тэги могут быть разных типов, начиная от обычных числовых данных и кончая структурой с множеством полей. Например, один визуализируемый параметр ввода/вывода – это тэг, или функциональный блок PID-регулятора, выполняемый внутри контроллера, - это тоже тэг. Ниже представлена сильно упрощенная структура тэга, соответствующего простому PID-регулятору:

Tag Name = “MyPID”;
Tag Type = PID;

Fields (список параметров):

MyPID.OP
MyPID.SP
MyPID.PV
MyPID.PR
MyPID.TI
MyPID.DI
MyPID.Mode
MyPID.RemoteSP
MyPID.Alarms и т.д.

В комплексной прикладной программе может быть несколько тысяч тэгов. Производители SCADA-пакетов это знают и поэтому применяют политику лицензирования на основе количества используемых тэгов. Каждая купленная лицензия жестко ограничивает суммарное количество тэгов, которые можно использовать в программе. Очевидно, чем больше тегов поддерживает лицензия, тем дороже она стоит; так, например, лицензия на 60 000 тэгов может обойтись в 5000 тыс. долларов или даже дороже. В дополнение к этому многие производители SCADA формируют весьма существенную разницу в цене между “голой” средой исполнения и полноценной средой разработки; естественно, последняя с таким же количеством тэгов будет стоить заметно дороже.

Сегодня на рынке представлено большое количество различных SCADA-пакетов, наиболее популярные из которых представлены ниже:

1.    Wonderware Intouch;
2.    Simatic WinCC;
3.    Iconics Genesis32;
4.    Citect;
5.    Adastra Trace Mode

Лидирующие позиции занимают Wonderware Intouch (производства Invensys) и Simatic WinCC (разработки Siemens) с суммарным количеством инсталляций более 80 тыс. в мире. Пакет визуализации технологического процесса может поставляться как в составе комплексной системы управления, так и в виде отдельного программного продукта. В последнем случае SCADA комплектуется набором драйверов ввода/вывода для коммуникации с контроллерами различных производителей.   [ http://kazanets.narod.ru/HMI_PART1.htm]

Тематики

• автоматизация, основные понятия
• автоматизированные системы

Синонимы

• ЧМИ

EN

• CHI
• computer human interface
• HMI
• human interface
• human interface device
• human-computer interface
• human-machine interface
• man-machine communication
• man-machine interface
• MMI
• operator-machine communication

Англо-русский словарь нормативно-технической терминологии > human interface