1.7.2. Примеры автоматизации технологических процессов9

Информационно-диагностическая система турбогенератора

Заказчик: Самарская ТЭЦ

Описание технологического процесса

Система ИДС T-100-130 СамТЭЦ предназначена для автоматизированного сбора, обработки, отображения и архивирования параметров турбогенератора в реальном масштабе времени. Технологические параметры измеряются посредством стандартных преобразователей, которые соединены с аналоговыми и дискретными входами соответствующих модулей промышленного контроллера на базе шины VME (производства фирмы PEP MC) под управлением ОС реального времени OS-9. Отображение, архивирование и обработка информации реализована с помощью SCADA системы WinCC (Siemens). Связь между оперативной ПЭВМ и ПЛК осуществляется по протоколу Modbus. Система ИДС T-100-130 СамТЭЦ создана на базе открытых технических средств, которые позволяют увеличивать число решаемых задач и включать дополнительные функции. ИДС T-100-130 СамТЭЦ функционирует в непрерывном режиме и обеспечивает выполнение следующих информационных функций:

1) сбор и первичная обработка измерительной информации:

– частота опроса каждого канала ПЛК - 1 секунда;

– скорость передачи информации по линии связи от ПЛК до оперативной ПЭВМ - 19200 бит/сек;

– вычисление физических значений параметров по градуировочным таблицам и формулам;

– максимальное значение приведённой погрешности измерения аналоговых параметров без учёта погрешности первичных преобразователей не превышает 0.25%;

– идентификация состояния турбогенератора;

– программно-алгоритмический контроль достоверности информации;

2) вторичная обработка информации:

– расчёт скоростей прогрева;

– контроль разностей температур;

– графическое отображение процесса прогрева главного паропровода, паро-перепускных труб и турбины;

– смена уставок при переходе с одного режима на другой с запросом потверждения у оператора;

– при выходах за регламентные границы обеспечивается индикация соответствующих параметров привлекающим внимание цветом и одновременно выводится технологическое сообщение. Может использоваться звуковая сигнализация;

– все отклонения технологических параметров от нормы записываются в "Протокол сообщений системы";

отображение оперативной технологической информации на экране ПЭВМ:

– отображение оперативных данных в виде мнемосхем, столбчатых диаграмм, трендов реального времени;

3) предусмотрен выбор форм отображения, архивирования технологической информации:

– ведение долговременного архива (максимум до 5 лет) с интервалом регистрации 1 час;

– ведение протокола сообщений системы;

– создание-ведение оперативного архива (до пяти суток) с интервалом регистрации 1 секунда;

– суточной ведомости на базе информации в оперативном архиве;

4) обработка и документирование архивной информации:

– просмотр содержимого архивов в табличном и графическом виде;

– создание ведомости работы объекта/узла c требуемой дискретизацией по времени;

– создание ведомости отклонений в работе объекта/узла, содержащей выходы параметров за уставки.

В системе реализован контроль и защита от несанкционированного доступа и проверка сохранности ПО и данных.

Полученную технологическую информацию планируется использовать для выполнения следующих диагностических функций:

– прогнозирование изменения во времени технологических параметров;

– расчёт температурных полей по толщине корпуса и изоляции турбины;

– расчёт термических напряжений и деформации корпуса, оценка по критериям предела прочности для данного материала;

– анализ и прогнозирование ожидаемого времени выхода наблюдаемых параметров и расчётных характеристик турбины за предельно допустимые величины.

Система мониторинга качества электроснабжения

Заказчик: ОАО «Филип Моррис Кубань»

Предпосылки создания:

Желание заказчика иметь информацию о качестве поставляемой электроэнергии, количественных показателях потребления, а также необходимых данных для анализа и профилактики аварийных ситуаций, связанных с электроснабжением.

Описание технологического процесса:

Предприятие получает электроэнергию по двум вводам 6 кВ от поставщика, и от автономных газовых генераторов на то же напряжение. С помощью схемы коммутации напряжение поступает на три трансформатора, с которых через систему автоматических включателей поступает различным потребителям.

Требования к системе автоматизации:

Требуется производить мониторинг различных параметров электроэнергии по «низкой стороне» напряжения (0.4кВ) а также состояние автоматических выключателей (вкл-выкл-авария), отображать параметры и состояния на экране АРМ оператора, сигнализировать о превышении параметрами установленных пределов и производить архивацию значений и состояний. Кроме того, требуется интегрировать в систему мониторинга существующую подсистему одного из потребителей и контроллер генераторов.

Рис. 1.26. Структура связей

Рис. 1.27. Общая структура перемещения данных в системе

Решение и характеристики системы автоматизации

Система имеет небольшое количество дискретных сигналов (менее 32) поступающих с контактов автоматических выключателей. С помощью этих сигналов определяется текущее состояние выключателей, для отображения на однолинейной схеме АРМ оператора. Кроме того, в системе используются регистраторы качества электроэнергии Simeas Q, в количестве трех штук, подключенные по протоколу Profibus к контроллеру. Для реализации данной схемы было достаточно применения одного контроллера SIMATIC S7-300 с CPU 315-2DP. Протяженность сети от контроллера до станции оператора составила порядка 500 м и для обеспечения скоростного обмена была использована оптоволоконная среда передачи данных. В качестве преобразователей сетевых сигналов использовались модули OLM. АРМ оператора базируется на офисном компьютере с коммуникационным процессором CP5613 и SCADA WinCC. Кроме того, отдельные параметры доступны для наблюдения с произвольных рабочих мест по сети Ethernet с использованием оригинальной оболочки удаленного мониторинга.

Общие сведения о системе и подсистемах.

Система осуществляет мониторинг и анализ сигналов, при этом система обеспечивает следующие функциональные возможности:

– автоматизированного технического учета потребления электроэнергии по каждому питающему электрическому фидеру;

– интеграции, на информационном уровне, с существующей системой мониторинга электроснабжения POWER MANAGEMENT;

– передачи получаемых параметров на автоматизированное рабочее место (далее АРМ) оператора данной системы.

На АРМ оператора система осуществляет следующие возможности:

– отображает поступающую техническую информацию в наиболее удобном и эргономически целесообразном для оператора виде;

– производит генерацию сообщений по произошедшим событиям, с одновременным занесением переменных в архив;

– создает рапорты по запросу оператора;

– по запросу оператора создает отчеты за регламентные периоды времени;

– создает архивы получаемых и обрабатываемых данных, иных событий произошедших в системе;

– позволяет оператору или обслуживающему персоналу, в соответствии с уровнем доступа и привилегий, производить изменения различных настроек системы посредством параметрирования значений;

– позволяет производить ретроспективный просмотр и анализ значений получаемых значений и событий за заданный прошедший период времени из созданных архивов;

– позволяет передавать необходимую информацию на АРМ других служб предприятия с помощью встроенных программных средств.

Сроки реализации проекта:

Проект был реализован за три месяца.

Введен в эксплуатацию в 2001 году.

Система управления энергообеспечением города

Заказчик:

ОАО «МУП ГЭС» Россия, г. Ст. Оскол.

Описание технологического процесса

Система предназначена для замены телекомплекса «ГРАНИТ», контроля и управления энергоснабжением города через распределительные подстанции (РП). Система обеспечивает:

• оперативный контроль состояния ячеек в каждой РП;

• оперативный контроль аварийных состояний в каждой РП;

• управление ячейками в РП;

• управление наружным освещением города;

• контроль напряжений и нагрузок в РП по ячейкам;

• своевременное оповещение оператора об изменении состояния ячеек (голосовое сообщение, текстовое сообщение, анимация);

• своевременное оповещение оператора об аварийных состояниях системы энергоснабжения посредством контроля каждой РП (голосовое сообщение, текстовое сообщение, анимация);

• регистрацию и архивирование состояний ячеек по каждой РП;

• регистрацию и архивирование токов и напряжений в ячейках по каждой РП;

• регистрацию и архивирование оперативных сообщений оператору;

• регистрацию и архивирование аварийных сообщений;

• регистрацию и архивирование действий оператора;

• диагностику головной аппаратуры управления;

• регистрацию и архивирование состояния аппаратуры управления;

• диагностику предшествующей аппаратуры системы «ГРАНИТ»;

• авторизованный доступ к пользованию средствами сервиса и управлению системой энергоснабжения;

• архивы токов и напряжений хранятся не менее 90 дней;

• архивы состояний ячеек рассчитаны на 10 000 переключений;

• архив сообщений хранит последние 1000 сообщений.

Система включает в себя 350 экранов.

Характеристики системы автоматизации:

В системе управления используются контроллеры фирмы SIEMENS серии S7-315 для управления, сбора информации. Для подключения к интерфейсным линиям телекомплекса используются модули СP340.

Рис. 1.28

Результаты внедрения:

Система позволяетоптимизировать работу, оперативно реагировать на аварийные ситуации; вести учет работоспособности масляных выключателей; контролировать состояния энергообеспечения.

АСУ пермской ТЭЦ-13

Заказчик: ОАО «ПЕРМЭНЕРГО», филиал ТЭЦ-13, г. Пермь.

Объект автоматизации

Объект автоматизации представляет собой одну из крупнейших тепловых электростанций, входящих в систему АО ”Пермэнерго”, и обеспечивает электроэнергией, паром и горячей водой производственные мощности нескольких предприятий г. Перми (в том числе, АО “Камкабель”), а так же снабжает горячей водой микрорайон Гайва с числом жителей свыше 70 тысяч человек. Система АСУ ТП охватывает полный комплекс оборудования станции, связанного с потреблением природного газа и включает:

• два паровых котлоагрегата типа ТП-35;

• три паровых котлоагрегата типа ГМ-50;

• два водогрейных котлоагрегата типа ПТВМ-100;

• общестанционное оборудование;

• газорегуляторный пункт (ГРП).

Характеристика системы

Первая очередь АСУ ТП включает в себя пять взаимосвязанных локальных систем автоматизации: трех котлов ГМ-50, общестанционного оборудования и ГРП, построенных на базе SIMATIC PCS7-Compact.

Проект второй очереди АСУ ТП предусматривает автоматизацию двух котлов ТП-35 и двух котлов ПТВМ-100 на базе четырех резервируемых систем SIMATIC S7 400H.

Основные функции

- сбор и обработка данных о параметрах технологического процесса и состоянии оборудования;

- отображение технологической информации на операторских станциях и панели оператора;

- предупредительная и аварийная сигнализация;

- противоаварийная защита и блокировка оборудования;

- дистанционное управление технологической арматурой;

- автоматический розжиг газовых горелок, оборудованных блоками АМАКС;

- регулирование технологических параметров, в том числе:

- 21 контур управления - для каждого котлоагрегата ГМ-50;

- 4 контура управления - для общестанционного оборудования;

- 6 контуров управления - для ГРП;

- идентификация предаварийных ситуаций и независимая от операторской станции регистрация событий до и после аварии;

- архивирование и протоколирование информации;

- диагностика программно-технического комплекса в режиме Run-time.

- функциональные контроллеры SIMATIC S7 416-2DP ISA в составе PCS7-Compact;

- защитные контроллеры SIMATIC S7 316-2DP с функцией дублирования на основе технологии Software Redundancy;

- децентрализованная периферия SIMATIC ET200M с функцией замены модулей;

- операторские станции реализованы на базе PC SIMATIC R145 PIII;

- панель оператора ГРП OP-17;

- связь функционального контроллера с защитными контроллерами и децентрализованной периферией реализована с помощью резервированного оптического кольца сети PROFIBUS;

- программное обеспечение PCS7 и Pro Tool.