FAIL (the browser should render some flash content, not this).

Разделы сайта






Автоматизация и диспетчеризация водоканалов

Такое определение водоканал имел до начала развития сетей городского водоснабжения.




Автоматизация котельной

При помощи программного обеспечения вы можете получить значительную экономию



  • Автоматизация инженерных сетей
  • Промышленные компьютеры и ПО
  • Автоматизация производства
  • О промышленной автоматизации
  • Системный интеграторАвтоматизация инженерных сетейАвтоматизация котельной ⇒ Автоматизированная система контроля и управления городской котельной

    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.



    Посетители также читают:

    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


    Источник: http://www.syst.ru


    2010-2018 Информационный проект