Автоматизированная система контроля и управления городской котельной

1. Назначение и основные функции АСУ ГК

АСУ ГК предназначена для реализации задач автоматизированного управления технологическими процессами общегородской котельной с котлами типа КВ-ГМ-20-150, ДКВР-20-13 и другими. Управление каждым из котлов построено на базе комплектных АСУ ТП котлоагрегатов, производимых НПО "Системотехника".

АСУ ГК обеспечивает автоматическое или полуавтоматическое поддержание заданной температуры теплоносителя с учетом температуры наружного воздуха путем регулирования мощности котлов или подмесом обратной сетевой воды.

АСУ ГК комплектуется специальным программным обеспечением автоматизирующим пуско-наладочные работы и проведение режимных испытаний котлов.

АСУ ГК выполняет следующие основные функции:

сбор, предварительная обработка и архивация данных от датчиков технологического процесса;

представление информации о текущем состоянии и об истории процесса на цветном видеомониторе АРМа оператора с выдачей твердой копии печатающим устройством;

регистрация аварийных ситуаций (по отдельному заказу);

сигнализация о выходе значений технологических параметров из аварийных и предаварийных границ (аварийная и предупредительная сигнализации);

автоматическое и дистанционное управление работой оборудования и технологическими группами оборудования (пуски, остановы, поддержание заданных параметров);

защиты и блокировки;

расчет технико-экономических показателей;

автоматическое ведение документации, включая ведомость событий;

автоматический учет отпуска тепловой энергии и теплоносителя потребителям и собственного потребления природного газа и холодной воды с выдачей соответствующих коммерческих документов;

автоматическая диагностика программно-технических средств АСУ ГК;

статистика работы оборудования;

автоматизированное проведение пуско-наладочных работ и режимных испытаний.

2. Характеристика объекта автоматизации

Объектом автоматизации является городская котельная, в состав которой входят:

водогрейные котлы КВ-ГМ-20-150, ДКВР-20-13 и др. – до 8 шт. ;

газораспределительный узел;

вспомогательное тепломеханическое оборудование в составе:

насосные установки;

вакуумный деаэратор;

водоподогреватели и охладители;

баки рабочей и подпиточной воды;

баки для герметика;

приточные и вытяжные системы;

тепловой пункт;

общекотельные трубопроводы.

Характер технологического процесса – непрерывный.

3. Характеристика системы в целом

3.1. Структура АСУ ГК

Структура технических средств АСУ ГК включает в себя:

Верхний уровень – автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора;

Средний уровень – подсистемы контроля и управления;

Нижний уровень – датчики и силовые исполнительные устройства;

Полевая информационная шина, обеспечивающая обмен данными между верхним и средним уровнями системы.

3.2. Верхний уровень

3.2.1. Состав

Верхний уровень системы представляет собой АРМ оператора в составе персонального компьютера Pentium IV 2 ГГц, 256 Мб, 60 Гб, монитора 19”, лазерного принтера НР 1100 и источника бесперебойного питания.

При необходимости АРМ оператора может быть выполнен на двух компьютерах, функционирующих в режиме горячего резервирования.

АРМ укомплектован двухканальным адаптером полевой шины РСI-1602 (интерфейс RS485 с гальванической изоляцией).

3.2.2. Основные функции

АРМ оператора обеспечивает выполнение следующих основных функций:

Обмен данными с подсистемами среднего уровня;

Предварительная обработка данных;

Графический интерфейс с оператором;

Технологическая сигнализация;

Регистрация аварийных ситуаций;

Создание архивов истории процесса;

Контроль состояния и настройка системы;

Дистанционное управление.

Программное обеспечение верхнего уровня базируется на SCADA программе СТАЛКЕР, функционирующей в среде ОС WINDOWS NT.

В комплект поставки входит ПО АРМа оператора и ПО инженерной станции.

ПО инженерной станции устанавливается на отдельный компьютер (например, ноутбук) и используется при проведении пуско – наладочных работ и режимных испытаний на отдельном котле. ПО инженерной станции обеспечивает выполнение следующих основных функций:

Проверка функционирования оборудования и исполнительных механизмов;

Индикация показаний датчиков состояния оборудования и технологических параметров;

Выполнение как отдельных, так и нескольких технологических операций по команде инженера, задание параметров для каждой операции;

Ввод уставок технологических защит;

Ввод и вывод защит и блокировок;

Ввод заданий для программных регуляторов;

Включение / отключение регуляторов;

Проведение режимных испытаний.

3.3. Средний уровень

3.3.1. Состав и основные функции

Средний уровень системы включает в себя:

до восьми подсистем контроля и управления котлами, каждая из которых управляет одним котлом и включает в себя шкаф контроллеров и шкаф приборов;

подсистему контроля и управления вспомогательным оборудованием в составе двух шкафов контроллеров и двух шкафов регуляторов.

подсистему коммерческого учета отпущенной тепловой энергии и потребленного природного газа в составе шкафа коммерческого учета, ультразвуковых расходомеров, счетчика расхода газа.

Основным элементом вышеперечисленных подсистем является микропроцессорный контроллер семейства Микроконт-Р2 (МК-Р2), имеющий сертификат Госреестра №16682-97.

Оборудование подсистем размещено в шкафах размерами 1650*600*300.

Программное обеспечение подсистем среднего уровня написано на языке РКС (язык программирования контроллеров «Мкроконт-Р2», ориентированный на специалистов автоматчиков и технологов).

Загрузочные модули прикладных программ хранятся в электрически -перезаписываемом ПЗУ соответствующих процессорных устройств контроллеров (модулей CPU-320).

Основными функциями контроллеров являются:

ввод сигналов от датчиков технологического процесса и оборудования (дискретные сигналы типа «сухой контакт» и аналоговые (ток 4-20 mA);

передача данных и сообщений на АРМ оператора;

прием данных и команд от АРМа оператора;

выдача сигналов управления (типа «сухой контакт») технологическим оборудованием;

реализация алгоритмов управления технологическим оборудованием, технологических блокировок и защит и т.д.

3.3.2. Подсистемы контроля и управления котлами

Подсистемы контроля и управления котлами обеспечивают выполнение следующих основных функций:

сбор и первичная обработка сигналов датчиков параметров технологического процесса;

автоматическое регулирование технологических параметров и поддержание заданной мощности котла;

логическое управление в соответствии с запрограммированными алгоритмами;

реализация защит и блокировок в соответствии с нормативной документацией на водогрейные котлы

передача значений контролируемых параметров на АРМ оператора;

прием и исполнение команд дистанционного управления от АРМа оператора и местного пульта управления;

диагностика состояния технических средств подсистемы.

Регулирование технологических параметров выполнено на регуляторах, программно реализованных в контроллерах подсистемы. Каждый контроллер реализует следующие регуляторы:

регулятор давления газа к горелке;

регулятор давления воздуха к горелке;

регулятор разрежения в топке котла;

регулятор соотношения «газ-воздух».

Первые три регулятора имеют два режима работы:

режим поддержания заданного значения параметра;

режим управления регулирующим клапаном по положению.

В первом случае в качестве обратной связи используется сигнал с датчика параметра. Данный режим используется при штатном режиме работы. Второй режим используется при проверке работы регулирующего клапана и его датчика положения, а также для установки регулирующего клапана в заданное положение.

Установка режимов работы регуляторов и заданий для их работы производится от АРМа оператора, либо с местного пульта управления.

Логическое управление реализует алгоритмы управления котлом при пуске и останове как в автоматическом, так и в ручном (пошаговом) режимах управления.

Для обеспечения безопасной работы котла реализованы следующие защиты, действующие на останов котла:

защита по погасанию факела;

защита на повышение и понижение давления газа к горелке;

защита на понижение давления воздуха к горелке;

защита по отключению дутьевого вентилятора и дымососа;

защита по повышению давления в топке котла;

защита по повышению и понижению давления воды за котлом;

защита по понижению расхода воды через котел;

защита по повышению температуры воды за котлом;

защита по невоспламенению при растопке.

Ввод защит производится автоматически по определенным условиям. Все защиты, кроме последней, могут быть выведены по командам с АРМа оператора. При отмене команд вывода защиты автоматически вводятся.

К командам дистанционного управления относятся команды типа «включить / выключить клапан», «открыть / закрыть задвижку». По командам от АРМа оператора контроллер отрабатывает соответствующий алгоритм и выдает сообщение на АРМ оператора о результате его выполнения («выполнено» или «авария»).

В состав каждой подсистемы входят шкаф контроллера и шкаф приборов. В шкафу контроллера установлено следующее оборудование:

микропроцессорный контроллер в составе:

модуль центрального процессора CPU-320DS;

модуль ввода аналоговых сигналов Ai NOR/RTD-170;

модуль ввода дискретных сигналов Bi32 DC24;

модуль вывода дискретных сигналов Bo32DC24.

источники питания ~220В/=24В и ~220В/=36В, промежуточные реле, автоматические выключатели, клеммники, источник бесперебойного питания;

На лицевой двери шкафа установлен пульт оператора.

В шкафу приборов установлены бесконтактные реверсивные пускатели ПБР-2М и ПБР-3А, используемые для управления клапанами и электроисполнительными механизмами типа МЭО; блоки питания БП-10 и БП-24 для питания датчиков положения с токовым выходом, которыми укомплектованы МЭО; электронный блок ультразвукового расходомера US-800, обеспечивающий расчет расхода воды на входе котла; автоматические выключатели и клеммники для внешних подключений.

Рис.5 Подсистема контроля и управления котлом. Структурная схема.

3.3.3. Подсистема контроля и управления вспомогательным оборудованием

Подсистема контроля и управления вспомогательным оборудованием обеспечивает выполнение следующих основных функций:

сбор и первичная обработка сигналов датчиков параметров технологического процесса;

автоматическое регулирование технологических параметров;

логическое управление в соответствии с запрограммированными алгоритмами;

реализация защит и блокировок;

передача значений контролируемых параметров на АРМ оператора;

прием и исполнение команд дистанционного управления от АРМа оператора и местного пульта управления;

диагностика состояния технических средств подсистемы.

В подсистеме программно реализованы 14 следующих регуляторов:

Регулятор температуры воды в подающем магистральном трубопроводе в зависимости от температуры наружного воздуха.

Регулятор давления подпиточной воды.

Регулятор температуры обратной сетевой воды перед котлами.

Регулятор давления воды на всасе сетевых насосов.

Регулятор разрежения в деаэраторе.

Регулятор температуры очищенной воды за подогревателем.

Регулятор температуры очищенной воды перед деаэратором.

Регулятор температуры в деаэраторе.

Регулятор температуры воды в системе горячего водоснабжения.

Регулятор температуры газа в котельную.

Четыре регулятора воздуха приточной вентиляции.

Программное обеспечение подсистемы обеспечивает функционально – логическое управление следующим оборудованием котельной:

Сетевые насосы (4 шт.);

Задвижки на напоре сетевых насосов (4 шт.);

Насосы рециркуляции (4 шт.);

Насосы рабочей воды (2 шт.);

Насосы деаэрируемой воды (2 шт.);

Насосы подпиточной воды (2 шт.);

Насос откачки воды и герметика;

Насос герметизирующей жидкости;

Магистральные задвижки (2 шт.);

Клапан подачи воды в бак чистой воды;

Кроме этого обеспечивается контроль загазованности в помещении ГРУ и котельной.

К командам дистанционного управления относятся команды типа «включить / выключить насос», «открыть / закрыть задвижку». По командам от АРМа оператора контроллер отрабатывает соответствующий алгоритм и выдает сообщение на АРМ оператора о результате его выполнения («выполнено» или «авария»).

Подсистема включает в себя:

два шкафа контроллеров;

два шкафа приборов.

Микропроцессорные контроллеры объединены дополнительной информационной сетью на базе промышленного стандарта RS485. Необходимость этого вызвано тем, что алгоритмы управления вспомогательным оборудованием (выдача сигналов управления) реализованы в контроллере 1, а контроллер 2 реализует только функции ввода дискретных и аналоговых сигналов. При этом оба контроллера имеют связь с АРМом оператора по основной информационной сети системы.

В шкафах приборов установлены бесконтактные реверсивные пускатели ПБР-2М и ПБР-3А, используемые для управления клапанами и электроисполнительными механизмами типа МЭО; блоки питания БП-10 и БП-24 для питания датчиков положения с токовым выходом, которыми укомплектованы МЭО; автоматические выключатели и клеммники для внешних подключений.

3.3.4. Подсистема коммерческого учета

Подсистема коммерческого учета предназначена для организации технологического контроля и коммерческого учета отпущенной тепловой энергии, потребления холодной воды и природного газа.

Основным элементом подсистемы (см.рис.4) является теплосчетчик HC-200WT (№17972-98 в Госреестре средств измерений РФ), обеспечивающий расчет количества отпущенной тепловой энергии, количества теплоносителя и потребленной холодной воды. Измерение расхода теплоносителя и холодной воды обеспечивают ультразвуковые расходомеры US-800. Информация о величине расхода в виде токового сигнала передается в теплосчетчик. Измерение параметров горячей и холодной воды обеспечивается датчиками давления типа МИДА-ДИ и датчиками температуры типа КТПТР, подключенных непосредственно к теплосчетчику. Измерительные участки расходомеров, датчики давления и температуры установлены на соответствующих участках трубопроводов котельной (прямая и обратная сетевая вода, подпиточная и исходная вода). Теплосчетчик HC-200WT, электронные блоки расходомеров US-800 установлены в шкафу приборов коммерческого учета. В этом же шкафу расположены блоки питания ~220В/=36В (PW 36-0, 05SP), служащие для питания датчиков давления МИДА-ДИ.

Для измерения параметров и расхода природного газа используется расходомер – счетчик газа ВРСГ-1, электронный блок которого установлен в шкафу коммерческого учета.

Передача информации (используемой как для технологического контроля, так и для коммерческих расчетов) с теплосчетчика HC-200WT на АРМ оператора осуществляется по информационной сети системы. Для организации передачи информации с расходомера – счетчика газа ВРСГ-1 используется модуль CPU-320DS, выполняющий роль конвертора протоколов (модуль – шлюз).

3.4. Полевая информационная шина

Полевая информационная шина обеспечивает обмен данными между подсистемами среднего уровня и АРМом оператора.

Основные характеристики информационной сети:

принцип организации

«главный-подчиненные» (master-slave);

топология

петля;

среда обмена

одна витая пара;

интерфейс

RS 485;

скорость обмена (Кбод)

38, 4;

протокол обмена

BITNET

Организация шины в виде петли с отдельным каналом управления на каждом ее конце обеспечивает работоспособность всей сети в случае обрыва шины связи.

Принципы обмена:

обмен сообщениями о событиях с фиксацией времени события ведомыми абонентами;

два уровня приоритетов сообщений;

накопление сообщений о событиях в ОЗУ подсистем среднего уровня.

Указанные принципы позволяют при заданном объеме передаваемых данных и допустимых задержках на передачу сообщений (0, 5¸2 сек.) существенно (в 3¸10 раз) снизить скорость обмена, а, следовательно, увеличить допустимую длину кабеля связи.

3.5. Нижний уровень

В АСУ ГК для контроля температур используются термопреобразователи сопротивления с унифицированным токовым сигналом типа ТСМУ (НСХ 50М). Для контроля давления используются датчики давления и разрежения типа Метран (ДИ, ДД, ДВ). Уровень в баках контролируется датчиками типа Метран ДГ. Контроль загазованности выполнен на сигнализаторах типа СТМ-30 (по метану) и СОУ-1 (по оксиду углерода). На вводах газа в котлы установлены диафрагмы с дифманометрами типа Сапфир-22МТ, датчики давления Метран-43ДИ и термопреобразователи сопротивления с унифицированным токовым сигналом типа ТСМУ (НСХ 50М).

Для розжига котла и контроля пламени горелки установлены электромагнитные клапаны, электрозапальники газовые (ЭЗР) и источники высокого напряжения ИВР-01.

Управление электротехническим оборудованием выполнено с применением пускателей типа ПБР-3А.

Регулирование технологических параметров производится с помощью клапанов с электроисполнительными механизмами типа МЭО. МЭО комплектуются датчиками положения исполнительного органа с унифицированным токовыми выходом (4 - 20) mA.

АСУ ТП парогазовой ТЭЦ
ФУНКЦИИ ПТК АСУ ТП cбор, контроль на достоверность и первичная обработка входных сигналов; отображение информации на экране дисплеев; технологическая: аварийная и предупредительная сигнализация; автоматическое регулирование и логическое управление; дистанционное управление; автоматические пуски, остановы оборудования ТЭЦ; автоматическая синхронизация электрогенераторов с электросетью; реализация технологических защит и блокировок; расчеты технико-экономических показателей; регистрация истории технологического процесса; регистрация аварийных ситуаций; автоматическое ведение отчетной документации