Достижения в области высоких технологий
АСУ ТП Турбогенератора №2

            В настоящее время в Мордовском филиале ОАО "ТГК-6" введены в промышленную эксплуатацию следующие автоматизированные системы:

 

                        АСУТП турбогенератора №2

                        АСКУ природного газа

                        АСКУ теплоэнергии

                        АСКВД турбоагрегата №5 Саранской ТЭЦ-2

                        АСУТП ОВК Саранской ТЭЦ-2

                        Система сбора и передачи технологической информации Саранской ТЭЦ-2

 

 

 

            В эксплуатации находится АСКУ электроэнергии

                       

 

АСУ ТП турбогенератора №2

 

АСУ ТП ТГ-2 находится в эксплуатации с марта 1999 года. Представляет собой распределенную систему управления, включающую в себя следующие подсистемы:

 

  • сбора и отображения информации
  • автоматического регулирования
  • дискретно логического управления
  • противоаварийных защит и блокировок

 

Основные компоненты системы:

 

·         контроллеры TREI-05B (см. фото ниже)

  • станции машиниста и начальника смены на базе промышленных компьютеров
  • сетевые средства – 10 Мб ETHERNET со 100% резервированием
  • станция архивирования в комплекте со сменными магнитооптическими дисководами (640 Мб)
  • станция инжиниринга
  • принтеры
  • программное обеспечение - пакет программ “КРУГ-2000”
  • конструктивы19” шкафы (RITTAL)

 

Внедрение АСУ ТП обеспечило увеличение надежности и экономичности работы турбоагрегата за счет:

·         реализации более сложных алгоритмов контроля и управления;

  • обеспечения персонала более полной, достоверной и своевременной информацией о работе турбоагрегата;
  • улучшения диагностики оборудования и протекания технологических процессов.

Кроме того, достигнуты следующие цели:

·         резкое уменьшение количества эксплуатируемого приборного оборудования;

  • резкое уменьшение площади, занимаемой оборудованием АСУ ТП в щитовой по сравнению с традиционными средствами автоматики;
  • обеспечение возможности создания интегрированной информационно-управляющей системы ТЭЦ в целом (при последующем развитии).

 

АСКУ Газа ГРП Саранской ТЭЦ-2

 

В ноябре 2004 года метрологически аттестована (проведена первичная поверка) и включена в коммерческий учет автоматизированная система коммерческого учёта природного газа на газораспределительном пункте Саранской ТЭЦ-2 (АСКУ природного газа).

 

АСКУ представляют собой двухуровневую структуру.

Верхний уровень представлен комплексом программно-техническим (ПТК) «КРУГ–2000/Г», который включает в себя: два автоматизированных рабочих места оператора с функциями сервера архивной базы данных на базе персональных компьютеров Pentium III, объединенных в сеть Ethernet, и устройство программного управления TREI–5B–02, установленное в металлический напольный шкаф RITTAL, в котором измерительные функции реализуются с помощью модулей измерительных TREI–5BM для устройств программного управления  TREI–5B–ХХ. Программное обеспечение верхнего уровня реализовано на базе модульной интегрированной SCADA "КРУГ-2000" (ООО “НПФ "КРУГ" г Пенза).

Нижний уровень представлен датчиками абсолютного давления и разности давлений типа Сапфир–22МТ, термопреобразователями сопротивлений типа ТС135 и газовым хроматографом «Даналайзер».

 

АСКУ обеспечивает выполнение следующих функций:

-         измерение температуры природного газа с помощью термопреобразователей сопротивлений типа ТС135, установленных на измерительном трубопроводе до и после сужающего устройства, и модулей измерительных TREI–5BM для устройств программного управления TREI–5B–ХХ;

-         измерение температуры окружающей среды с помощью термопреобразователя сопротивлений типа ТС135, установленного у здания газораспределительного пункта;

-         измерение давления, разности давлений природного газа с помощью датчиков абсолютного давления типа Сапфир–22МТ, установленных на измерительном трубопроводе и стандартном сужающем устройстве по ГОСТ 8.563.1, и модулей измерительных TREI–5BM для устройств программного управления TREI–5B–ХХ;

-         измерение компонентного состава природного газа ( до С6+) с помощью промышленного газового хроматографа «Даналайзер»;

-         вычисление коэффициента сжимаемости газа по методу ВНИЦ СМВ и плотности газа в нормальных и рабочих условиях;  

-         измерение объёмного расхода природного газа, приведённого к стандартным условиям, в соответствии с методикой выполнения измерений, регламентированной ГОСТ 8.563.2;

-         измерение объёма природного газа, приведённого к стандартным условиям и прошедшего по трубопроводу в течение заданного интервала времени;

-         вычисление теплоты сгорания природного газа по компонентному составу в соответствии с  ГОСТ 22667-82;

-         защиту  данных от несанкционированного изменения, сохранение их при обесточивании сети питания.

 

АСКУ теплоэнергии Саранской ТЭЦ-2

                

В 2002 году на Саранской ТЭЦ-2 внедрена в промышленную эксплуатацию  Автоматизированная система коммерческого учёта теплоносителя и тепловой знергии (сетевой воды, конденсата, перегретого  пара, подпиточной  и артезианской воды )  - АСКУТЭ.  АСКУТЭ Саранской ТЭЦ-2 сертифицирована как тип средства измерения и внесена в государственный реестр средств измерений под  №24062-02 .           

АСКУТЭ  предназначена для ведения автоматизированного коммерческого учёта и оперативного контроля отпуска тепловой энергии с сетевой водой и паром, как по отдельным внешним потребителям, так и по Саранской ТЭЦ-2 в целом (с учетом потребления сетевой воды на собственные нужды), отпуска химически очищенной воды на подпитку теплосети (ХОВ на ПТС потребления артезианской  воды.

  Внедрение АСКУТЭ позволило повысить информативность, оперативность, надежность, точность, достоверность и снизить трудоёмкость учёта отпуска тепловой энергии и теплоносителей, ХОВ на ПТС, потребления артезианской , предоставить обслуживающему персоналу и руководству средствами локальной вычислительной сети оперативную и учётную  информацию о параметрах теплоносителей, архивирование и документирование информации для последующего статистического анализа и прогнозирования нагрузки Саранской ТЭЦ-2.

            Структурная схема АСКУТЭ  во взаимосвязи с информационной сетью Саранской ТЭЦ-2 показана на рисунке. Распределенная структура АСКУТЭ обеспечила существенное снижение затрат на кабельную продукцию.

 

Ядром АСКУТЭ является программно-технический комплекс «КРУГ-2000/Т», представляющий собой интегрированную иерархическую систему, состоящую из аппаратно- и программно совместимых технических средств, объединенных средствами передачи данных.

Программно-технический комплекс (ПТК) включает в себя следующие компоненты:

·      контроллеры с устройствами связи с объектом (УСО, расположенные  в теплопунктах  по территории ТЭЦ-2)

·      системы и средства  передачи данных, в том числе локальные сети

·      средства представления информации - станции оператора (вычислительные средства, цветные  мониторы, принтеры и т.п.)

·      технические средства архивирования

·      система бесперебойного питания

·      сервисные средства для эксплуатации, проверки, контроля работы, наладки и обслуживания системы.

            На технологическом оборудовании (на трубопроводах) устанавливаются датчики для из­мерения текущих значений параметров теплоносителей: объемного или массового расхода; давления; температуры. Сигналы от термопреобразователей сопротивления, датчиков давления и разности давлений непосредственно поступают на аналоговые вводы устройств связи с объектом (УСО), представляющие собой платы аналогового  ввода  с измерительными модулями TREI –5B-M, объединенные в один каркас  и подключенные  по RS-485 к  процессорным платам (основной и резервной) контроллера TREI-5B-02.

 

Функции, выполняемые системой

 

Контроллеры  TREI-5B-02   выполняют преобразование в цифровой код сигналов измеряемых величин, в том числе:

1) ввод сигналов постоянного тока в диапазоне 4-20 мА от датчиков абсолютного , избыточного  давления и разности давлений и преобразования сигналов в цифровой код, соответствующий силе тока;

2) ввод сигналов, соответствующих сопротивлению термопреобразователей типа     ТСП-100П для диапазонов изменения температуры: -50 °С.. .400 °С, и преобразование сигналов в цифровой код, соответствующий сопротивлению термопреобразователя.

Периодичность опроса  датчиков контроллером составляет - от 20 мсек до 1 сек, а при передаче данных на станцию оператора (или АРМО) может составлять от 0,2 до 2 сек.

ПТК посредством технических средств операторской станции выполняет ввод данных и команд персонала.

Интерфейс персонала с ПТК обеспечивается с помощью специализированной функциональной клавиатуры (ФК).

Нажатием клавиш ФК осуществляется ввод команд персонала и изменение значений параметров, для которых разрешен ручной ввод (  система паролирования ).

В качестве параметров ручного ввода используются:

-                    значения параметров настройки задач контроля (начало и конец  шкалы, нижняя и  верхняя  границы  предупредительной  сигнализации, нижняя и верхняя границы предаварийной сигнализации), вводятся  в режиме реального времени;

-                    коэффициенты и константы  (параметры измерительных узлов, трубопроводов, диафрагм и т. п.);

 

Средствами математического обеспечения осуществляется вычисление массы, объём, массового и объёмного расхода отпускаемой или потребляемой тепловой энергии теплоносителя, прошедшего в течение заданного интервала времени по трубопроводам или узлам учёта любой конфигурации (осуществляется в контроллере в виде пользовательских функций, реализованных на технологическом языке КРУГОЛ).

Вычисление массового и объёмного расхода контролируемой среды осуществляется по ГОСТ 8.563.2, измеряемого с помощью стандартных сужающих устройств – диафрагм с угловым способом отбора

В составе математического обеспечения АСКУ разработаны алгоритмы расчетов тепловой энергии соответствии с «Правилами учёта тепловой энергии и теплоносителя» (Главное управление Госэнергонадзора Минтопэнерго РФ, М., 1995; зарегистрированы Министерством юстиции РФ 25 сентября 1995 г., регистрационный № 954).

Учет артезианской воды выполняется в соответствии с «Правилами пользова­ния системами коммунального водоснабжения и канализации в Российской Федерации» (ут­верждены постановлением Правительства РФ от 12.02.1999 г. № 167).

ПТК осуществляет формирование и выдачу  данных  оперативному персоналу.

Информация, выдаваемая на монитор, группируется на видеокадрах по функциональному признаку и отображается в виде фрагментов технологических схем, графиков, таблиц.

Период  обновления  информации  на  видеокадрах  не превышает 0,2- 2 секунд.

ПТК выполняет функцию формирования архивов учётных данных и технологических параметров трубопроводов, а также действий персонала.

В ПТК формируются следующие архивы для генерируемых списков параметров:

1) архивы результатов измерения мгновенных значений с периодом 5 с, усреднённых значений с периодом 1 мин. за текущие и  предыдущие сутки; архивы интегральных и среднечасовых значений за текущий и предыдущие месяцы; архивы интегральных и среднесуточных значений за текущий и предыдущий годы; протокол сообщений  о работе системы , о  нарушениях  регламента и действиях персонала при работе с системой.

Данные из архивов значений измеряемых и расчётных величин используются для формирования и вывода на экран монитора  графиков (трендов):

 Средством предоставления информации оперативному персоналу являются станции операторов, совмещающие свои функции с функциями архивных  баз данных (АБД), включённых в сеть по схеме горячего резервирования и осуществляющих сбор и обработку данных от контроллеров.

Станция оператора обеспечивает контроль протекания технологического процесса, контроль состояния технологических параметров и оборудования.

 

Станция оператора обеспечивает выполнение следующих функций:

- формирование и просмотр мнемосхем;

- формирование и просмотр графиков (трендов);

- формирование и печать документов учёта тепловой энергии и теплоносителей, артезианской, подпиточной  воды

 

АСКВД турбоагрегата №5 Саранской ТЭЦ-2

 

В 2006 году на турбоагрегате Т-100/120-130-3 ст.№5 Саранской ТЭЦ-2 внедрена в промышленную эксплуатацию автоматизированная система контроля вибрации и диагностики АСКВД «Вектор М» (АСКВД). Она представляет собой аппаратно-программный комплекс с распределенными вычислительными и информационными ресурсами и предназначена для контроля, анализа и диагностики вибрационного состояния турбоагрегата.

Данная система обеспечивает:

оперативный сбор и обработку информации о вибрационном состоянии турбоагрегата в режиме реального времени;

реализацию алгоритмов защит по нарушению вибрационного и механического состояния турбоагрегата;

хранение и ведение баз данных о состоянии турбоагрегата;

постоперативный анализ и диагностику вибрационного и механического состояния на базе архивных данных, полученных на различных режимах работы турбоагрегата (останов, валоповорот, набор оборотов, работа под нагрузкой, выбег);

передачу данных на рабочую станцию;

выдачу аварийных сообщений на рабочую станцию.

Внедрение АСКВД позволило повысить достоверность и точность измерения параметров турбоагрегата, повысить надежность и снизить аварийность работы основного оборудования станции, обеспечить мониторинг и архивацию технологических параметров турбоагрегата.   

 

Основные технические решения

 

АСКВД является системой непрерывно-периодического действия и имеет иерархическую структуру:

Подсистема «нижнего» уровня (первичный приборы и первичные преобразователи)

Подсистема «среднего» уровня (вторичные приборы с контроллером)

Подсистема «верхнего» уровня (рабочая станция со связями с другими системами)

Подсистема «нижнего» уровня включает датчики вибрации, частоты вращения, линейных перемещений, относительных расширений и искривления вала, а также соответствующие им первичные преобразователи. Общее количество первичных каналов измерения составляет 40.

Подсистема «среднего» уровня состоит из вторичных приборов, которые осуществляют прием и первичную обработку сигналов подсистемы «нижнего» уровня, а также реализуют алгоритмы технологических защит, и контроллера, выполняющего функции обработки, архивации и передачи данных на рабочую станцию по протоколу TCP/IP, работающего под управлением ПО «Контроллер».

 


Подсистема «верхнего» уровня представляет собой рабочую станцию, работающую под управлением ПО «Мониторинг». Данное ПО предназначено для сбора данных с промышленных контроллеров, обработки и архивирования технологической информации, отображения поступающих данных в графическом виде, ведения журнала событий и связи с верхним уровнем АСУ ТП предприятия.

 

 

         

 

 

 

АСУТП ОВК Саранской ТЭЦ-2

 

В сентябре 2005 года состоялся  ввод в промышленную эксплуатацию пускового комплекса (первой очереди) объединенного водоподготовительного комплекса (ОВК) и АСУ ТП указанного комплекса. Она представляет собой аппаратно-программный комплекс с распределенными вычислительными и информационными ресурсами, включающий в себя следующие подсистемы:

·          сбора и отображения информации;

·          автоматического регулирования;

·          дискретно-логического управления;

·          противоаварийных блокировок.

Основными компонентами системы являются:

контроллеры «Ломиконт», обеспечивающие ввод, обработку и вывод всех сигналов датчиков;

 

рабочие станции операторов, выполняющие функции архивирования данных, визуализации информации, ручного ввода данных, расчетных задач, формирования и хранения режимных листов;

 

сетевые средства;

программное обеспечение «КРУГ-2000».

 

Информационная емкость АСУТП:

·          измерение и обработка  60 аналоговых параметров;

·          контроль состояния и управление 60 задвижками и 35 насосами;

·          контроль и управление 7  регулирующими клапанами и 10 автоматическими регуляторами.

Внедрение АСУТП ОВК позволило увеличить экономичность работы, повысить надежность, улучшить эксплуатационные характеристики оборудования ОВК, повысить производительность и улучшить условия труда эксплуатационного персонала.

В 2007 году введена в строй многоступенчатая испарительная установка (МИУ), что повлекло за собой увеличение информационной емкости системы. Количество аналоговых параметров возросло до 80, задвижек – до 70, насосов – до 48, контуров регулирования – до 26.

 

 

Система сбора и передачи технологической информации Саранской ТЭЦ-2

 

В 2008 году введена в промышленную эксплуатацию Система сбора и передачи технологической информации Саранской ТЭЦ-2 (ССПТИ). Необходимость создания данной системы определено приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 09.09.2005 № 603.

Система предназначена для сбора данных о функционировании основного и вспомогательного оборудования энергообъекта и передачи их на автоматизированные рабочие места оперативно-технического персонала диспетчерского пункта, а также в каналы ретрансляции на верхний уровень управления (автоматизированную систему ДП филиала ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» Мордовское РДУ»).

 

Рис.1 Система сбора и передачи технологической информации Саранской ТЭЦ-2

 

 

Основные технические решения

 

ССПТИ имеет иерархическую структуру и состоит из двух взаимосвязанных уровней:

– уровень системы сбора и передачи информации (ССПИ);

– уровень системы обработки информации предприятия и рабочие места удаленных пользователей (СОИ).

 

Назначение уровня ССПИ:

сбор аналоговых и дискретных сигналов;

первичная обработка данных;

передача информации на верхний уровень системы;

ретрансляция полученных данных внешним потребителям (системный оператор).

В состав системы сбора и передачи информации входят:

комплект измерительных преобразователей электрических параметров МИП-01 (рис.2);

 

Рис.2 Шкафы измерительных преобразователей МИП-01

 

комплект устройств сбора данных и передачи телеинформации Smart-КП (рис.3);

 

Рис.3 Шкафы Smart-КП

 

сервер сбора, обработки и передачи данных по телемеханическим каналам;

полевые (промышленные) сети для связи между устройствами ССПИ.

 

 

Назначение уровня СОИ:

оперативный диспетчерский контроль и управление процессом генерации и энергораспределения предприятия;

фиксация, накопление и обработка технологических данных и данных о состоянии системы в БД;

предоставление технологической информации системному оператору (СО), а также заинтересованным подразделениям и службам ОАО «МГК»;

конфигурирование системы и слежение за ее работоспособностью.

В состав уровня СОИ входят:

АРМ Диспетчера (рис.4);

 

   

Рис.4 АРМ Диспетчера

 

АРМ Телемеханика (рис.5);

 

Рис.5 АРМ Телемеханика

 

Сервер БД и ТМ;

WEB-сервер;

SCADA-сервер.

 

Рис.6 Шкаф серверов (сервер БД и ТМ, WEB-сервер, SCADA-сервер)

 


Copyright © 2014 Филиал "Мордовский" ОАО "Волжская ТГК"» mor-reception@ies-holding.com
На первую страницу