главнаяотчеты по проектамотраслевые решенияАвтоматизированные с ... ЭИ-Сибирь" (1 часть) / 2010 г.

Автоматизированные системы контроля и управления в тепловых сетях на базе контроллеров семейства TREI-5B, г. Новокузнецк, "ТРЭИ-Сибирь" (1 часть)

Настоящая информация подготовлена по результатам работы группы инженеров ООО «ТРЭИ-Сибирь» по внедрению автоматизированных систем управления, контроля и учёта тепла в городских сетях горячего водоснабжения городов Кемерово и Новокузнецка. Разработка материалов – ведущий инженер Скорытченко М.В. Редактор – ген.директор «ТРЭИ-Сибирь» Пупышев В.Н.

1. Введение

Компания ООО «ТРЭИ-Холдинг» (г. Москва) объединяет ряд фирм России, стран СНГ, Европы и Америки, соучредителем которых является фирма «TREI GmbH» (Германия, г. Штутгарт). ООО «ТРЭИ-Холдинг» специализируется на производстве и поставке высококачественных промышленных контроллеров, поставках любого типа электрооборудования, адаптированных к условиям рынка СНГ. Контроллеры полностью соответствуют действующим в России правилам и нормативной документации на измерительное и взрывозащищённое электрооборудование. Контроллер имеет необходимый набор программного обеспечения для совместимости со многими ведущими HMI/SCADA и CASE продуктами, такими как ISaGRAF, iFIX, Trace Mode, КРУГ-2000. Поддержка OPC технологии в устройствах TREI-5B позволяет стыковаться с различными базами данных и SCADA-системами, такими как Microsoft SQL server, Cimplicity, Genesis, Wizcon, InTouch, Real Flex, Sitex и другими.

В 1995 году создано российское предприятие “ТРЭИ ГмбХ” (г. Пенза) для серийного выпуска в России контроллеров TREI-5B и внедрения программно-технических комплексов «TREI» в различных областях промышленности России и стран СНГ. При сборке контроллеров используются конструктивы, печатные платы и электронные компоненты ведущих мировых фирм-производителей. Монтажные и сборочные операции построены по современной западной технологии с использованием новейшего оборудования. Каждый контроллер проходит 96-ти часовой технологический прогон в режиме круглосуточного циклового динамического тестирования всех каналов ввода/вывода. Все операции прогона и тестирования автоматизированы и выполняются на специальных проверочных стендах, в климатических камерах и на другом специальном оборудовании.

ООО «ТРЭИ-Холдинг» поставляет автоматизированные системы «под ключ»:
• разработка проекта системы автоматизации технологического процесса;
• комплектация оборудования с установленным прикладным и системным программным обеспечением;
• комплектация технической и эксплуатационной документации;
• монтаж системы;
• пусконаладочные работы и обучение персонала;
• предоставление гарантий на систему и оборудование.

Для целей инжиниринга, проектирования систем АСУ ТП, шеф-монтажа и наладки АСУ созданы совместные предприятия по регионам: «TREI-Украина», «ТРЭИ-Казань», «ТРЭИ-Караганда», «ТРЭИ-Сибирь» и др. Организационно-структурная схема холдинга формируется и расширяется до сих пор.

На базе ПТК «TREI-5В» выполнено более 300 проектов АСУ ТП в следующих областях:
• тепловая и атомная энергетика;
• нефтепереработка;
• газопереработка;
• газодобыча;
• химическая промышленность;
• фармацевтическая промышленность;
• узлы коммерческого учета нефти, нефте- и химпродуктов;
• пищевая промышленность;
• муниципальное хозяйство и др.

Совместное российско-немецкое предприятие ООО «ТРЭИ-Сибирь» создано в 2002 году для внедрения систем «TREI» на территории областей Западной Сибири, а также в сфере действия других фирм «ТРЭИ-Холдинг»’а. За прошедшие годы было внедрено 29 систем АСУ ТП, в основном в угольной промышленности, тепловых сетях, энергетике, цветной металлургии.

В 2003-04 гг. по инициативе Управления тепловых сетей ОАО «Кузбассэнерго» (директор Крумгольц А.Р., главный инженер Губанов В.Н., зам.директора Дьячков А.Н.) была разработана, поставлена и внедрена система коммерческого учёта тепла и управления агрегатами насосных станций тепловых сетей г. Новокузнецка (гл. инженер проекта - ведущий инженер «ТРЭИ-Сибирь» Скорытченко М.В.). В дальнейшем были реализованы системы управления и контроля на ЗВК (Заискитимская водогрейная котельная), г. Кемерово; ПНС-2, г. Кемерово; ПНС-15, г. Новокузнецк и другие.

2. Автоматизированные системы контроля и управления в тепловых сетях на базе семейства контроллеров TREI-5B

2.1. Перечень внедренных автоматизированных систем

2003-2004 года
Оперативно-диспетчерская группа Управления тепловых сетей ОАО «Кузбассэнерго», г. Новокузнецк:
• внедрение системы управления и коммерческого учета теплоносителя на:
- повысительной насосной станции ПНС-11;
- центральных тепловых пунктах ЦТП-53, ЦТП-35, ЦТП-67;
• установка автоматизированного рабочего места машиниста на ПНС-11;
• установка автоматизированных рабочих мест в центральной диспетчерской;
• установка радиомодемной связи между контролируемыми пунктами и центральной диспетчерской.

Управление тепловых сетей ОАО «Кузбассэнерго», г. Кемерово:
• внедрение системы управления на Заискитимской водогрейной котельной (ЗВК);
• установка автоматизированного рабочего места машиниста на ЗВК;
• установка преобразователей частоты для регулирования оборотов двигателей насосных агрегатов баков аккумуляторов.

2005 год
Оперативно-диспетчерская группа Управления тепловых сетей ОАО «Кузбассэнерго», г. Новокузнецк:
• внедрение системы коммерческого учета теплоносителя на ПНС-15;
• установка радиомодемной связи между ПНС-15 и центральной диспетчерской.

2006 год
Управление тепловых сетей ОАО «Кузбассэнерго», г. Кемерово:
• внедрение системы управления на ПНС-2;
• установка автоматизированного рабочего места машиниста на ПНС-2;
• установка преобразователей частоты для регулирования оборотов двигателей насосных агрегатов ПНС-2.
— ОАО «Новокузнецкая энергетическая компания», г. Новокузнецк:
• внедрение системы коммерческого учета теплоносителя (Тепловая камера ТК-8);
• установка автоматизированного рабочего места в центральной диспетчерской;
• установка связи на базе Radio-Ethernet между ТК-8 и центральной диспетчерской.

2007 год
ОАО «Новокузнецкая энергетическая компания», г. Новокузнецк:
• внедрение системы коммерческого учета теплоносителя на ЦТП поселка Абашево;
• установка связи на базе Radio-Ethernet между ЦТП поселка Абашево и центральной диспетчерской.

2.2. Требования, предъявляемые к автоматизированным системам в тепловых сетях

Объекты УТС ОАО «Кузбассэнерго» в г. Новокузнецке и г. Кемерово представляют собой распределенную на территории города структуру, которая включает в себя большое количество насосных станций, центральных тепловых пунктов и тепломагистралей.

— Вид теплоносителя – вода техническая, химически не активная;
— Материал трубопроводов – обычная сталь без специального покрытия;
— Температура теплоносителя – 0...150 °С;
— Давление на всех контролируемых объектах 0-25 кгс/см2;
— Температура окружающей среды вне зоны трубопроводов -50 - +60 °С;
— Влажность воздуха – до 100%.

Исходя из вышесказанного, перед разработчиками автоматизированных систем в тепловых сетях ставятся следующие задачи:
1. Осуществление оперативного контроля за гидравлическим и тепловым режимами системы теплоснабжения;
2. Осуществление коммерческого учета отпуска тепловой энергии потребителям;
3. Измерение температуры подшипников насосных агрегатов;
4. Измерение величины вибрации валов насосов и двигателей;
5. Измерение токовой нагрузки насосов;
6. Передача информации от существующих источников теплоснабжения;
7. Управление технологическими элементами насосных станций (насосы, задвижки) со станций операторов, непосредственно на ПНС, и со станций диспетчеров ОДГ;
8. Измерение напряжения на вводах электропитания насосных станций (ПНС).
9. Отображение аварийной сигнализации;
10. Цифровое и графическое отображение текущих параметров;
11. Графическое отображение истории в течение года.
12. Обеспечение необходимого быстродействия преобразователей при изменении параметров теплоносителя (температура, расход, давление) не более 5 секунд;
13. Обеспечение возможности контроля динамики изменения параметров теплоносителя в контрольных точках;
14. Обеспечение принципа построения многоканальной системы с выводом всех контролируемых параметров на единый диспетчерский пульт.
15. Обеспечение передачи сигнала от датчиков, установленных в контрольных точках, до источника радиосигнала при дальности друг от друга до 400 м.
16. Обеспечение передачи сигнала по радиочастотному каналу или каналу Radio-Ethernet от контрольного пункта до диспетчерского пульта при дальности друг от друга до 40 км и при условии плотной городской застройки и перепада высотных отметок местности до 80 м;
17. Обеспечение наличия на объектах автономного питания с сохранением работоспособности не менее 10 часов.
18. Передача сообщений о нештатных ситуациях на удаленном объекте.
19. Включение диспетчерского пульта в единую систему централизованного учета.
20. Резервное питание верхнего уровня должно обеспечивать работу комплекса в течении 10 часов.
21. ПО комплекса должно обеспечивать доступ к текущим и архивным параметрам из внешних программ, поддерживать отображение внешних данных.

2.3. Основные технические решения по структуре системы, подсистем, средствам и способам связи, используемые при внедрении автоматизированных систем в тепловых сетях

Проектирование систем учета тепловой энергии и автоматизированного управления было выполнено специалистами ООО «ТРЭИ-Сибирь».

В соответствии с особенностями технологических объектов и для обеспечения высокой надежности построения, автоматизированные системы тепловых сетей реализованы в виде трехуровневых систем, с делением функций по уровням:
первый уровень – полевое оборудование (датчики давления и температуры, расходомеры и т.д.), исполнительные механизмы (насосы, запорная арматура);
второй уровень – программируемые контроллеры;
третий уровень – станции оператора и диспетчера.

Функции данных систем включают в себя решение задач информационного, управляющего, регулируемого и вычислительного характера. Выполнение этих функций осуществляется с помощью микропроцессорной техники. Основные функции автоматизированных систем тепловых сетей:
• сбор данных с датчиков и приборов;
• расчет тепловой энергии теплоносителя;
• управление и регулирование исполнительными механизмами;
• отображение данных в реальном масштабе времени (РМВ) на экранах мониторов станций диспетчера и оператора, вывод на печать таблиц, графиков, форм, отчетов по текущим и архивным значениям параметров и предоставление их различным службам;
• формирование архивов данных и их предварительная подготовка для предоставления различным службам.

В свою очередь, автоматизированные системы делятся на две сети: технологическую сеть и сеть верхнего уровня. Технологическая сеть состоит из контроллеров, установленных на каждом контролируемом пункте, и станций операторов ПНС и ЦТП. В сеть верхнего уровня входят резервируемые технологические серверы, сервера обмена данных и автоматизированные рабочие места (АРМ’ы).

Станции операторов ПНС и ЦТП работают непосредственно с контроллерами, установленными на объектах. Станции операторов также имеют возможность получать данные с других объектов, используя межконтроллерный обмен данными. На станциях операторов отображаются данные в виде таблиц, графиков, диаграмм с последующим выводом на печать. Отображаются текущие параметры работы технологического оборудования в реальном масштабе времени. Операторы и машинисты имеют возможность вести мониторинг процесса, изменять его уставки, квитировать тревоги и управлять исполнительными механизмами.

С контроллеров, установленных на объектах, данные передаются при помощи радиомодемной связи или по каналу Radio-Ethernet на коммуникационный контроллер, установленный в центральной диспетчерской. Технологические серверы обеспечивают сбор данных со всех объектов системы и имеют прямую связь с коммуникационным контроллером. Для устойчивости системы и для увеличения доступности данных используется резервирование технологических серверов. Если соединение коммуникационного контроллера с активным сервером потеряно, то подключается резервный сервер. Станция диспетчера и технологический сервер находятся, как правило, на одном компьютере. Для выполнения любой функции рабочие станции диспетчера обращаются к базе того технологического сервера, который в данный момент является активным и соединен с коммуникационным контроллером. На станции диспетчера отображаются данные в виде таблиц, графиков, диаграмм с последующим выводом на печать. Отображаются текущие параметры работы технологического оборудования в реальном масштабе времени. Диспетчер имеет возможность вести мониторинг процесса, изменять его уставки, квитировать тревоги и, при необходимости, управлять исполнительными механизмами.

Для настройки программного обеспечения и работы системы в целом, для изменения базы данных и графической информации используется АРМ инженера АСУ (станция инжиниринга). Станция инжиниринга независимо соединяется с технологическими серверами. Для получения данных из других автоматизированных систем или отправки данных в них используется сервер обмена данных, соединенный с активным технологическими сервером. Подобная архитектура системы обеспечивает возможность построения сколь угодно распределенной среды и увеличивает надежность и защищенность системы в целом. Неполадки и выход из строя одной из клиентских станций (АРМ) никак не сказываются на работе системы в целом. Примеры структурных схем различных автоматизированных систем, использующихся в тепловых сетях, показаны на Рис. 1-4.
 
Рис.1 Общая структурная схема автоматизированной системы
 
 
Рис.2 Структурная схема подсистемы управления ПНС
 
 
Рис.3 Общая структурная схема автоматизированной системы управления и регулирования на ПНС-2 г. Кемерово
 
 
Рис.4 Структурная схема контроля ЦТП
 
 
    Навигация по странице:
 
^ Наверх ^ 106 мс