Automatyczne systemy kontroli dostaw ciepła. Zarządzanie dostawami ciepła Perspektywy rozwoju systemu
Doświadczenie Mińska Modernizacja i Automatyzacja Systemu Zaopatrywania w Ciepło
V.A. Sednina, Konsultant naukowy, doktor nauk technicznych, profesor,
AA Gutkowskiego, Główny Inżynier, Białoruski Narodowy Uniwersytet Techniczny, Centrum Badań Naukowych i Innowacji Zautomatyzowanych Systemów Sterowania w energetyce cieplnej
słowa kluczowe: system zaopatrzenia w ciepło, automatyczne systemy sterowania, poprawa niezawodności i jakości, regulacja dostarczania ciepła, archiwizacja danych
Zaopatrzenie w ciepło dużych miast na Białorusi, podobnie jak w Rosji, odbywa się za pomocą kogeneracji i sieci ciepłowniczych (dalej - DHSS), gdzie obiekty są łączone w jeden system. Często jednak decyzje podejmowane na poszczególnych elementach złożonych systemów zaopatrzenia w ciepło nie spełniają kryteriów systemowości, niezawodności, sterowalności i ochrony środowiska. Dlatego najistotniejszym zadaniem jest modernizacja systemów zaopatrzenia w ciepło i tworzenie zautomatyzowanych systemów sterowania procesami.
Opis:
VA Sednin, AA Gutkowskiego
Dostawy ciepła do dużych miast Białorusi, a także Rosji, zapewniają systemy ciepłownicze i ciepłownicze (zwane dalej ciepłownictwem), których obiekty są połączone w jeden schemat. Jednak decyzje podejmowane na poszczególnych elementach złożonych systemów zaopatrzenia w ciepło często nie spełniają kryteriów systemowych, wymagań niezawodności, łatwości zarządzania i przyjazności dla środowiska. Dlatego też najpilniejszym zadaniem jest modernizacja systemów zaopatrzenia w ciepło i tworzenie zautomatyzowanych systemów sterowania procesami.
V. A. Sednin, konsultant naukowy, doktor tech. nauk ścisłych, profesor
A. A. Gutkowski, Główny inżynier, Białoruski Narodowy Uniwersytet Techniczny, Centrum Badań i Innowacji Zautomatyzowanych Systemów Sterowania w Energetyce Cieplnej i Przemyśle
Dostawy ciepła do dużych miast Białorusi, podobnie jak w Rosji, zapewniają systemy ciepłownicze i ciepłownicze (DH), których obiekty są połączone w jeden system. Jednak decyzje podejmowane na poszczególnych elementach złożonych systemów zaopatrzenia w ciepło często nie spełniają kryteriów systemowych, wymagań niezawodności, łatwości zarządzania i przyjazności dla środowiska. Dlatego też najpilniejszym zadaniem jest modernizacja systemów zaopatrzenia w ciepło i tworzenie zautomatyzowanych systemów sterowania procesami.
Cechy systemów ciepłowniczych
Biorąc pod uwagę główne cechy SDT Białorusi można zauważyć, że charakteryzują się one:
- ciągłość i bezwładność jego rozwoju;
- podział terytorialny, hierarchia, różnorodność stosowanych środków technicznych;
- dynamiczne procesy produkcyjne i stochastyczne zużycie energii;
- niekompletność i niski stopień wiarygodności informacji o parametrach i sposobach ich funkcjonowania.
Należy zauważyć, że w sieci ciepłowniczej, w przeciwieństwie do innych systemów rurociągów, służą one do transportu nie produktu, ale energii chłodziwa, którego parametry muszą spełniać wymagania różnych systemów konsumenckich.
Cechy te podkreślają istotną potrzebę tworzenia zautomatyzowanych systemów sterowania procesami (zwanych dalej APCS), których wdrożenie pozwala na zwiększenie efektywności energetycznej i środowiskowej, niezawodności i jakości funkcjonowania systemów zaopatrzenia w ciepło. Wprowadzenie zautomatyzowanych systemów sterowania procesami dzisiaj nie jest hołdem dla mody, lecz wynika z podstawowych praw rozwoju technologii i jest ekonomicznie uzasadnione na obecnym etapie rozwoju technosfery.
| SPRAWDZENIE |
Miejski system ciepłowniczy w Mińsku jest złożonym strukturalnie kompleksem. W zakresie produkcji i transportu energii cieplnej obejmuje obiekty Minskenergo RUE (Mińskie Sieci Ciepłownicze, kompleksy ciepłownicze CHPP-3 i CHPP-4) oraz obiekty Minskkommunteploset Unitary Enterprise - kotłownie, sieci ciepłownicze i węzły centralnego ogrzewania . Tworzenie zautomatyzowanego systemu sterowania procesem dla UE „Minskkommunteploset” rozpoczęto w 1999 roku i obecnie funkcjonuje on obejmujący prawie wszystkie źródła ciepła (ponad 20) oraz szereg okręgów sieci ciepłowniczych. Rozwój projektu APCS dla Mińskich Sieci Ciepłowniczych rozpoczęto w 2010 roku, realizacja projektu rozpoczęła się w 2012 roku i trwa do chwili obecnej. |
Opracowanie zautomatyzowanego systemu sterowania procesem dla systemu zaopatrzenia w ciepło w Mińsku
Na przykładzie Mińska przedstawiamy główne podejścia, które zostały wdrożone w wielu miastach Białorusi i Rosji w projektowaniu i rozwoju systemów sterowania procesami dla systemów zaopatrzenia w ciepło.
Biorąc pod uwagę ogrom zagadnień obejmujących tematykę zaopatrzenia w ciepło oraz zgromadzone doświadczenia w zakresie automatyzacji systemów zaopatrzenia w ciepło na etapie przedprojektowym tworzenia zautomatyzowanego systemu sterowania dla mińskich sieci ciepłowniczych, opracowano koncepcję rozwinięty. Koncepcja określa fundamentalne podstawy organizacji zautomatyzowanych systemów sterowania procesami zaopatrzenia w ciepło w Mińsku (patrz odnośnik) jako procesu tworzenia sieci komputerowej (systemu) ukierunkowanej na automatyzację procesów technologicznych topologicznie rozproszonego przedsiębiorstwa ciepłowniczego.
Zadania informacji technologicznej systemów sterowania procesami
Wdrożony zautomatyzowany system sterowania zapewnia przede wszystkim zwiększenie niezawodności i jakości kontroli operacyjnej trybów pracy poszczególnych elementów oraz systemu zaopatrzenia w ciepło jako całości. Dlatego ten system sterowania procesem jest przeznaczony do rozwiązywania następujących problemów związanych z informacją techniczną:
- zapewnienie scentralizowanego sterowania grupami funkcyjnymi reżimów hydraulicznych źródeł ciepła, głównych sieci ciepłowniczych i przepompowni z uwzględnieniem dobowych i sezonowych zmian kosztów obiegu z korektą (sprzężeniem zwrotnym) zgodnie z rzeczywistymi reżimami hydraulicznymi w sieciach ciepłowniczych miasta;
- wdrożenie metody dynamicznego centralnego sterowania dostawą ciepła z optymalizacją temperatur chłodziwa w rurociągach zasilających i powrotnych sieci grzewczej;
- zapewnienie gromadzenia i archiwizacji danych o termicznych i hydraulicznych trybach pracy źródeł ciepła, głównych sieci ciepłowniczych, przepompowni i rozdzielczych sieci ciepłowniczych miasta w celu monitorowania, zarządzania operacyjnego i analizy funkcjonowania centrali mińskiej sieci ciepłowniczej System grzewczy;
- stworzenie skutecznego systemu ochrony wyposażenia źródeł ciepła i sieci ciepłowniczych w sytuacjach awaryjnych;
stworzenie bazy informacyjnej do rozwiązywania problemów optymalizacyjnych powstających w trakcie eksploatacji i modernizacji obiektów mińskiego systemu zaopatrzenia w ciepło.
| ODNIESIENIE 1 |
Struktura mińskich sieci cieplnych obejmuje 8 okręgów sieciowych (RTS), 1 elektrociepłownię, 9 kotłowni o mocy od kilkuset do tysiąca megawatów. Ponadto 12 przepompowni obniżających i 209 stacji centralnego ogrzewania jest obsługiwanych przez mińską sieć ciepłowniczą. Struktura organizacyjna i produkcyjna mińskich sieci ciepłowniczych według schematu „oddolnego”:
|
Struktura zautomatyzowanego systemu sterowania procesem mińskich sieci ciepłowniczych
Zgodnie ze strukturą produkcyjną i organizacyjną Mińskich Sieci Cieplnych (patrz odnośnik 1) wybrano czteropoziomową strukturę APCS Mińskich Sieci Cieplnych:
- pierwszy (górny) poziom to centralna sterownia przedsiębiorstwa;
- poziom drugi - stacje operatorskie okręgów sieci ciepłowniczych;
- poziom trzeci - stanowiska operatorskie źródeł ciepła (stanowiska operatorskie odcinków warsztatowych sieci ciepłowniczych);
- poziom czwarty (dolny) - stanowiska automatycznego sterowania instalacjami (zespołami kotłowymi) oraz procesami transportu i dystrybucji energii cieplnej (schemat technologiczny źródła ciepła, punktów grzewczych, sieci ciepłowniczych itp.).
Rozwój (stworzenie zautomatyzowanego systemu sterowania procesem zaopatrzenia w ciepło całego miasta Mińska) obejmuje włączenie do systemu na drugim poziomie strukturalnym stacji operatorskich kompleksów ciepłowniczych Mińska CHPP-2, CHPP-3, CHPP-4 oraz stanowisko operatorskie (centralna dyspozytornia) UE „Minskkommunteploset”. Planowane jest połączenie wszystkich szczebli zarządzania w jedną sieć komputerową.
Architektura systemu sterowania procesem dla systemu zaopatrzenia w ciepło w Mińsku
Analiza obiektu sterowania jako całości i stanu poszczególnych jego elementów, a także perspektywy rozwoju systemu sterowania pozwoliły zaproponować architekturę rozproszonego zautomatyzowanego systemu sterowania procesem dla mińskiego systemu ciepłowniczego w obiektach RUE „Minskenergo”. Sieć korporacyjna integruje zasoby obliczeniowe centrali i zdalnych pododdziałów strukturalnych, w tym automatyczne stacje sterowania (ACS) obiektów w obszarach sieciowych. Wszystkie stacje ACS (TsTP, ITP, PNS) i skanujące są podłączone bezpośrednio do stacji operatorskich odpowiednich obszarów sieci, prawdopodobnie zainstalowanych w lokalizacjach nadrzędnych.
Na pilocie jednostka strukturalna(np. RTS-6) instalowane są następujące stacje (rys. 1): stacja operatorska „RTS-6” (OPS RTS-6) - jest to centrum sterowania obszarem sieci i jest instalowana w sekcji nadrzędnej sieci RTS-6. Dla personelu operacyjnego RTS-6 zapewnia dostęp do wszystkich bez wyjątku zasobów informacyjnych i kontrolnych SKP wszystkich typów, a także dostęp do autoryzowanych zasobów informacyjnych centrali. OpS RTS-6 zapewnia regularne skanowanie wszystkich podrzędnych stacji kontrolnych.
Informacje operacyjno-handlowe zebrane ze wszystkich węzłów CO przesyłane są do przechowywania na dedykowany serwer bazy danych (instalowany w bezpośrednim sąsiedztwie RTS-6 OpS).
W ten sposób, biorąc pod uwagę skalę i topologię obiektu sterowania oraz istniejącą strukturę organizacyjno-produkcyjną przedsiębiorstwa, APCS Mińskich Sieci Cieplnych budowana jest według schematu wielołączowego z wykorzystaniem hierarchicznej struktury oprogramowania i sprzętu oraz komputera. sieci, które rozwiązują różne zadania kontrolne na każdym poziomie.
Poziomy systemu zarządzania
Na niższym poziomie system sterowania wykonuje:
- wstępne przetwarzanie i przekazywanie informacji;
- regulacja głównych parametrów technologicznych, funkcje optymalizacji sterowania, ochrona urządzeń technologicznych.
Na sprzęt niższego poziomu stawiane są wyższe wymagania niezawodnościowe, w tym możliwość autonomicznej pracy w przypadku utraty połączenia z siecią komputerową wyższego poziomu.
Kolejne poziomy systemu sterowania są budowane zgodnie z hierarchią systemu zaopatrzenia w ciepło i rozwiązują zadania odpowiedniego poziomu, a także zapewniają interfejs operatora.
Urządzenia sterownicze zainstalowane na obiektach, oprócz swoich bezpośrednich zadań, powinny również przewidywać możliwość ich agregacji w rozproszone systemy sterowania. Urządzenie kontrolne musi zapewniać funkcjonalność i bezpieczeństwo informacji obiektywnego podstawowego rozliczenia podczas długich przerw w komunikacji.
Głównymi elementami takiego schematu są stacje technologiczne i operatorskie połączone kanałami komunikacyjnymi. Rdzeniem stanowiska technologicznego powinien być komputer przemysłowy wyposażony w środki komunikacji z obiektem sterowania oraz adaptery kanałowe do organizacji komunikacji międzyprocesorowej. Głównym celem stanowiska technologicznego jest realizacja algorytmów bezpośredniego sterowania cyfrowego. W uzasadnionych technicznie przypadkach niektóre funkcje mogą być realizowane w trybie nadrzędnym: procesor stacji procesowej może sterować zdalnymi inteligentnymi sterownikami lub programowymi modułami logicznymi przy użyciu nowoczesnych protokołów interfejsu obiektowego.
Aspekt informacyjny budowy zautomatyzowanego systemu sterowania procesem zaopatrzenia w ciepło
Szczególną uwagę podczas opracowywania zwrócono na informacyjny aspekt budowy zautomatyzowanego systemu sterowania procesem zaopatrzenia w ciepło. Najważniejsza jest kompletność opisu technologii produkcji oraz doskonałość algorytmów przetwarzania informacji wsparcie informacyjne APCS opiera się na technologii bezpośredniego sterowania cyfrowego. Możliwości informacyjne zautomatyzowanego systemu sterowania procesem dostarczania ciepła zapewniają możliwość rozwiązania zestawu problemów inżynierskich, które klasyfikują:
- według etapów głównej technologii (produkcja, transport i zużycie energii cieplnej);
- według celu (identyfikacja, prognozowanie i diagnostyka, optymalizacja i zarządzanie).
Podczas tworzenia zautomatyzowanego systemu sterowania procesami dla mińskich sieci ciepłowniczych planowane jest utworzenie pola informacyjnego, które pozwoli szybko rozwiązać cały kompleks powyższych zadań identyfikacji, prognozowania, diagnostyki, optymalizacji i zarządzania. Jednocześnie informacja daje możliwość rozwiązywania problemów systemowych wyższego poziomu zarządzania, gdy: dalszy rozwój oraz rozbudowę zautomatyzowanych systemów sterowania procesami w ramach odpowiednich usług technicznych dla głównego procesu technologicznego.
W szczególności dotyczy to zadań optymalizacyjnych tj. optymalizacji wytwarzania energii cieplnej i elektrycznej, sposobów dostarczania energii cieplnej, rozdziału przepływu w sieciach cieplnych, trybów pracy głównych urządzeń technologicznych źródeł ciepła, a także obliczania racjonowanie zasobów paliw i energii, rozliczanie i eksploatacja energii, planowanie i prognozowanie rozwoju systemu zaopatrzenia w ciepło. W praktyce rozwiązywanie niektórych problemów tego typu odbywa się w ramach zautomatyzowanego systemu sterowania przedsiębiorstwa. W każdym przypadku muszą uwzględniać informacje uzyskane w trakcie rozwiązywania problemów bezpośredniego sterowania procesem technologicznym, a system informacyjny tworzony przez system sterowania procesem musi być zintegrowany z innymi systemy informacyjne przedsiębiorstw.
Metodologia programowania obiektowo-programowego
Konstrukcja oprogramowania systemu sterowania, będącego autorskim opracowaniem zespołu centrum, opiera się na metodyce programowania programowo-obiektowego: w pamięci stacji sterujących i operatorskich tworzone są obiekty oprogramowania, które wyświetlają rzeczywiste procesy, jednostki i kanały pomiarowe zautomatyzowanego obiektu technologicznego. Współdziałanie tych obiektów oprogramowania (procesów, agregatów i kanałów) ze sobą, a także z personelem operacyjnym i urządzeniami technologicznymi, w rzeczywistości zapewnia funkcjonowanie elementów sieci ciepłowniczych według z góry określonych reguł lub algorytmów. Tym samym opis algorytmów sprowadza się do opisu najistotniejszych właściwości tych obiektów programu oraz sposobów ich wzajemnego oddziaływania.
Synteza struktury systemu sterowania obiektami technicznymi oparta jest na analizie schemat technologiczny obiekt kontrolny i szczegółowy opis technologie głównych procesów i funkcjonowania tkwiące w tym obiekcie jako całości.
Wygodnym narzędziem do tworzenia tego typu opisu obiektów ciepłowniczych jest metodyka modelowania matematycznego na poziomie makro. W trakcie opracowywania opisu procesów technologicznych opracowywany jest model matematyczny, przeprowadzana jest analiza parametryczna oraz ustalana jest lista parametrów regulowanych i kontrolowanych oraz organów regulacyjnych.
Określono wymagania reżimowe procesów technologicznych, na podstawie których określa się granice dopuszczalnych zakresów zmian regulowanych i kontrolowanych parametrów oraz wymagania dotyczące doboru siłowników i organów regulacyjnych. Na podstawie uogólnionych informacji przeprowadzana jest synteza zautomatyzowanego systemu sterowania obiektem, który przy wykorzystaniu metody bezpośredniego sterowania cyfrowego jest budowany według zasady hierarchicznej zgodnie z hierarchią obiektu sterowania.
ACS kotłowni powiatowej
Tak więc w przypadku kotłowni okręgowej (ryc. 2) zautomatyzowany system sterowania zbudowany jest na podstawie dwóch klas.
Górny poziom to stacja operatorska „Kocioł” (OPS „Kocioł”) - stacja główna, która koordynuje i steruje stacjami podrzędnymi. Remiza strażacka „Rezerwa kotłowa” jest to stanowisko gorącej dyżurki, które jest stale w trybie nasłuchiwania i rejestrowania ruchu remizy głównej i podległej jej SKP. Jego baza danych zawiera aktualne parametry oraz pełne dane historyczne dotyczące funkcjonowania działającego systemu sterowania. W dowolnym momencie stację zapasową można przypisać jako stację główną z pełnym transferem do niej ruchu i uprawnieniami funkcji nadzoru nadrzędnego.
Dolny poziom to zespół automatycznych stacji sterowania połączonych ze stacją operatorską w sieci komputerowej:
- ACS „Jednostka kotłowa” zapewnia sterowanie zespołem kotłowym. Z reguły nie jest to zastrzeżone, ponieważ rezerwacja mocy cieplnej kotłowni odbywa się na poziomie jednostek kotłowych.
- ACS „Grupa Sieciowa” odpowiada za termiczno-hydrauliczny tryb pracy kotłowni (sterowanie grupą pomp sieciowych, linia obejściowa na wylocie z kotłowni, linia obejściowa, zawory wlotowe i wylotowe kotłów, kocioł indywidualny pompy recyrkulacyjne itp.).
- SAU „Vodopodgotovka” zapewnia kontrolę wszystkich urządzeń pomocniczych kotłowni, niezbędnych do zasilania sieci.
Dla prostszych obiektów systemu ciepłowniczego, np. węzłów cieplnych i kotłowni blokowych, sterowanie budowane jest jako jednopoziomowe w oparciu o automatyczną stację sterowania (SAU TsTP, SAU BMK). Zgodnie ze strukturą sieci ciepłowniczych, stacje dyspozytorskie węzłów ciepłowniczych są połączone w sieć lokalną obszaru sieci ciepłowniczej i połączone ze stacją operatorską obszaru sieci ciepłowniczej, która z kolei posiada połączenie informacyjne z stanowisko operatora za ponad wysoki poziom integracja.
Stacje operatorskie
Oprogramowanie stanowiska operatorskiego zapewnia przyjazny interfejs dla personelu obsługującego kontrolującego pracę zautomatyzowanego kompleksu technologicznego. Stacje operatorskie posiadają zaawansowane środki operacyjnej kontroli dyspozytorskiej, a także urządzenia pamięci masowej do organizowania archiwów krótko- i długoterminowych stanu parametrów obiektu kontroli technologicznej oraz działań personelu operacyjnego.
W przypadku dużych przepływów informacji, które są zamknięte dla personelu operacyjnego, wskazane jest zorganizowanie kilku stacji operatorskich z przydzielonym oddzielnym serwerem bazodanowym i ewentualnie serwerem komunikacyjnym.
Stacja operatorska co do zasady nie wpływa bezpośrednio na sam obiekt sterowania - odbiera informacje ze stacji technologicznych, a także przekazuje polecenia obsłudze lub zadania (ustawienia) sterowania nadrzędnego, generowane automatycznie lub półautomatycznie. Tworzy Miejsce pracy operator złożonego obiektu, jakim jest kotłownia.
Tworzący się zautomatyzowany system sterowania przewiduje budowę inteligentnej nadbudowy, która powinna nie tylko śledzić występujące w systemie zakłócenia i na nie reagować, ale także przewidywać wystąpienie sytuacji awaryjnych i blokować ich wystąpienie. Zmieniając topologię sieci ciepłowniczej i dynamikę jej procesów, można odpowiednio zmienić strukturę rozproszonego systemu sterowania poprzez dodanie nowych stacji sterowania i (lub) zmianę obiektów oprogramowania bez zmiany konfiguracji sprzętowej istniejących stacji.
Sprawność APCS systemu zaopatrzenia w ciepło
Analiza doświadczeń eksploatacyjnych zautomatyzowanych systemów sterowania procesami dla przedsiębiorstw ciepłowniczych 1 w wielu miastach Białorusi i Rosji, przeprowadzona w ciągu ostatnich dwudziestu lat, wykazała je wydajność ekonomiczna i potwierdził wykonalność podjętych decyzji dotyczących architektury, oprogramowania i sprzętu.
Pod względem swoich właściwości i cech systemy te spełniają wymagania ideologii inteligentnych sieci. Niemniej jednak ciągle trwają prace nad ulepszaniem i rozwojem opracowanych zautomatyzowanych systemów sterowania. Wprowadzenie zautomatyzowanych systemów sterowania procesem dostarczania ciepła zwiększa niezawodność i wydajność pracy ciepłownictwa. Główną oszczędność zasobów paliwowych i energetycznych określa optymalizacja trybów cieplno-hydraulicznych sieci ciepłowniczych, tryby pracy głównych i pomocniczych urządzeń źródeł ciepła, przepompowni i punktów grzewczych.
Literatura
- Gromov NK Miejskie systemy grzewcze. M.: Energia, 1974. 256 s.
- Popyrin L. S. Badania systemów zaopatrzenia w ciepło. M. : Nauka, 1989. 215 s.
- Ionin A. A. Niezawodność układów sieci cieplnych. Moskwa: Stroyizdat, 1989. 302 s.
- Monakhov G. V. Modelowanie trybów sterowania sieciami cieplnymi M .: Energoatomizdat, 1995. 224 s.
- Sednin VA Teoria i praktyka tworzenia zautomatyzowanych systemów sterowania dostarczaniem ciepła. Mińsk: BNTU, 2005. 192 s.
- Sednin V. A. Wdrożenie zautomatyzowanych systemów sterowania procesami jako podstawowy czynnik poprawy niezawodności i wydajności systemów zaopatrzenia w ciepło // Technologia, wyposażenie, jakość. sob. materię. Białoruskie Forum Przemysłowe 2007, Mińsk, 15-18 maja 2007 / Expoforum – Mińsk, 2007, s. 121-122.
- Sednin V. A. Optymalizacja parametrów wykresu temperatury zaopatrzenia w ciepło w systemach grzewczych // Energetika. Wiadomości z wyższych instytucje edukacyjne i stowarzyszenia energetyczne WNP. 2009. Nr 4. S. 55-61.
- Sednin V. A. Koncepcja stworzenia zautomatyzowanego systemu sterowania procesem dla mińskich sieci ciepłowniczych / V. A. Sednin , A. V. Sednin, E. O. Voronov // Poprawa wydajności urządzeń energetycznych: Materiały konferencji naukowej i praktycznej, w 2 v. T. 2. 2012. S. 481-500.
1 Stworzony przez zespół Centrum Badań i Innowacji Zautomatyzowanych Systemów Sterowania w Energetyce Cieplnej i Przemyśle Białoruskiego Narodowego Uniwersytetu Technicznego.
V. G. Semenov, redaktor naczelny „Heat Supply News”
Pojęcie systemu
Wszyscy są przyzwyczajeni do wyrażeń „system zaopatrzenia w ciepło”, „system sterowania”, „zautomatyzowane systemy sterowania”. Jedna z najprostszych definicji każdego systemu: zestaw połączonych elementów operacyjnych. Bardziej złożoną definicję podaje akademik P. K. Anokhin: „System można nazwać tylko takim zespołem selektywnie zaangażowanych elementów, w którym interakcja nabiera charakteru wzajemnej pomocy w celu uzyskania ukierunkowanego użytecznego rezultatu”. Uzyskanie takiego wyniku jest celem systemu, a cel jest kształtowany na podstawie potrzeby. W gospodarka rynkowa systemy techniczne, a także ich systemy zarządzania, powstają w oparciu o zapotrzebowanie, czyli potrzebę zaspokojenia, za którą ktoś jest gotów zapłacić.
Systemy zaopatrzenia w ciepło techniczne składają się z elementów (elektrociepłownie, kotłownie, sieci, pogotowie itp.) posiadających bardzo sztywne połączenia technologiczne. " otoczenie zewnętrzne" dla system techniczny zaopatrzenie w ciepło to konsumenci różnych typów; sieci gazowe, elektryczne, wodociągowe; pogoda; nowi deweloperzy itp. Wymieniają energię, materię i informacje.
Każdy system istnieje w pewnych granicach narzuconych z reguły przez nabywców lub upoważnione organy. Są to wymagania dotyczące jakości zaopatrzenia w ciepło, ekologii, bezpieczeństwa pracy, ograniczeń cenowych.
Istnieją aktywne systemy, które mogą się oprzeć negatywne skutkiśrodowisko (niewykwalifikowane działania administracji) różne poziomy, konkurencja innych projektów...) oraz pasywne, które nie mają tej właściwości.
Eksploatacyjne systemy kontroli technicznej zaopatrzenia w ciepło są typowymi systemami człowiek-maszyna, nie są bardzo skomplikowane i dość łatwe do zautomatyzowania. W rzeczywistości są to podsystemy systemu wyższego poziomu - zarządzanie dostawami ciepła na ograniczonym obszarze.
Systemy kontrolne
Zarządzanie to proces celowego wpływu na system, który zapewnia wzrost jego organizacji, osiągnięcie takiego lub innego użytecznego efektu. Każdy system sterowania jest podzielony na podsystemy sterujące i sterowane. Połączenie z podsystemu sterowania do sterowanego nazywamy połączeniem bezpośrednim. Takie połączenie istnieje zawsze. Przeciwny kierunek komunikacji nazywamy sprzężeniem zwrotnym. Pojęcie sprzężenia zwrotnego ma fundamentalne znaczenie w technologii, przyrodzie i społeczeństwie. Uważa się, że sterowanie bez silnego sprzężenia zwrotnego nie jest skuteczne, ponieważ nie ma zdolności do samodzielnego wykrywania błędów, formułowania problemów, nie pozwala na wykorzystanie możliwości samoregulacji systemu, a także doświadczenia i wiedzy specjalistów .
SA Optner wierzy nawet, że kontrola jest celem informacji zwrotnej. „Informacja zwrotna wpływa na system. Wpływ to sposób na zmianę istniejącego stanu systemu poprzez wzbudzenie siły, która na to pozwala.
W prawidłowo zorganizowanym systemie odchylenie jego parametrów od normy lub odchylenie od prawidłowego kierunku rozwoju przeradza się w sprzężenie zwrotne i inicjuje proces zarządzania. „Samo odstępstwo od normy służy jako zachęta do powrotu do normy” (P.K. Anokhin). Bardzo ważne jest również, aby cel własny systemu sterowania nie był sprzeczny z przeznaczeniem systemu sterowanego, czyli z celem, dla którego został stworzony. Powszechnie przyjmuje się, że wymóg „nadrzędnej” organizacji jest bezwarunkowy dla organizacji „niższej” i automatycznie przekształca się w jej cel. Może to czasami prowadzić do zastąpienia celu.
Właściwym celem systemu sterowania jest opracowanie działań kontrolnych opartych na analizie informacji o odchyleniach, czyli inaczej rozwiązywanie problemów.
Problemem jest sytuacja rozbieżności między pożądanym a istniejącym. Ludzki mózg jest ułożony w taki sposób, że człowiek zaczyna myśleć w jakimś kierunku dopiero wtedy, gdy pojawia się problem. Dlatego prawidłowa definicja problemu determinuje właściwą decyzję kierowniczą. Istnieją dwie kategorie problemów: stabilizacja i rozwój.
Problemy stabilizacyjne nazywane są tymi, których rozwiązanie ma na celu zapobieganie, eliminowanie lub kompensowanie zakłóceń zakłócających bieżącą pracę systemu. Na poziomie przedsiębiorstwa, regionu czy branży rozwiązanie tych problemów określa się mianem zarządzania produkcją.
Problemy rozwoju i doskonalenia systemów nazywane są tymi, których rozwiązanie ma na celu poprawę efektywności funkcjonowania poprzez zmianę charakterystyk obiektu sterowania lub układu sterowania.
Z punktu widzenia podejście systemowe problemem jest różnica między systemem istniejącym a systemem pożądanym. System wypełniający lukę między nimi jest przedmiotem budowy i nazywany jest rozwiązaniem problemu.
Analiza istniejących systemów zarządzania dostawami ciepła
Podejście systemowe to podejście do badania obiektu (problemu, procesu) jako systemu, w którym identyfikowane są elementy, powiązania wewnętrzne i powiązania z otoczeniem, które wpływają na wyniki funkcjonowania, oraz określane są cele każdego z elementów na podstawie ogólnego przeznaczenia systemu.
Celem stworzenia dowolnego scentralizowanego systemu zaopatrzenia w ciepło jest zapewnienie wysokiej jakości, niezawodnego zaopatrzenia w ciepło w najniższej cenie. Cel ten odpowiada konsumentom, obywatelom, administracji i politykom. Ten sam cel powinien być dla systemu zarządzania ciepłem.
Dziś jest 2 główne typy systemów zarządzania dostawami ciepła:
1) administracja gminy lub regionu oraz podlegli mu szefowie państwowych przedsiębiorstw ciepłowniczych;
2) organy pozakomunalnych przedsiębiorstw ciepłowniczych.
Ryż. 1. Uogólniony schemat istniejącego systemu zarządzania dostawami ciepła.
Uogólniony schemat systemu sterowania dostawą ciepła pokazano na ryc. 1. Przedstawia tylko te struktury (środowisko), które faktycznie mogą wpływać na systemy sterowania:
Zwiększenie lub zmniejszenie dochodu;
Wymuś przejście na dodatkowe wydatki;
Zmień zarządzanie przedsiębiorstwami.
Aby przeprowadzić prawdziwą analizę, musimy wyjść z założenia, że wykonuje się tylko to, za co się zapłaci lub można zwolnić, a nie to, co jest deklarowane. Stan
Praktycznie nie ma przepisów regulujących działalność przedsiębiorstw dostarczających ciepło. Nawet procedury państwowej regulacji lokalnych monopoli naturalnych w dostawie ciepła nie są sprecyzowane.
Zaopatrzenie w ciepło jest głównym problemem w reformach mieszkaniowych i usług komunalnych oraz RAO „JES Rosji”, nie można go rozwiązać osobno ani w jednym, ani w drugim, dlatego praktycznie nie jest brane pod uwagę, chociaż reformy te powinny być połączone właśnie poprzez ciepło dostarczać. Nie ma nawet zatwierdzonej przez rząd koncepcji rozwoju dostaw ciepła w kraju, nie mówiąc już o prawdziwym programie działania.
Władze federalne w żaden sposób nie regulują jakości dostaw ciepła, nie ma nawet dokumentów regulacyjnych określających kryteria jakości. Niezawodność dostaw ciepła jest regulowana wyłącznie przez organy nadzoru technicznego. Ale ponieważ interakcja między nimi a organami taryfowymi nie jest określona w żadnym dokumencie regulacyjnym, często jest nieobecna. Z drugiej strony przedsiębiorstwa mają możliwość niestosowania się do żadnych instrukcji, uzasadniając to brakiem środków finansowych.
Nadzór techniczny istniejących dokumenty regulacyjne sprowadza się do kontroli poszczególnych zespołów technicznych oraz tych, dla których jest więcej przepisów. System w interakcji wszystkich jego elementów nie jest brany pod uwagę, środki, które dają największy efekt ogólnosystemowy, nie są identyfikowane.
Koszt dostawy ciepła jest regulowany tylko formalnie. Ustawodawstwo taryfowe jest tak ogólne, że prawie wszystko pozostawia się w gestii federalnych i, w większym stopniu, regionalnych komisji energetycznych. Normy zużycia ciepła są regulowane tylko dla nowych budynków. W programy rządowe sekcja oszczędzania energii dotycząca zaopatrzenia w ciepło jest praktycznie nieobecna.
W efekcie rola państwa została sprowadzona do ściągania podatków i, poprzez organy nadzorcze, informowania władz lokalnych o brakach w dostawie ciepła.
Za pracę monopoli naturalnych, za funkcjonowanie przemysłów zapewniających możliwość istnienia narodu, przed parlamentem odpowiada władza wykonawcza. Problem nie polega na tym, że organy federalne funkcjonują w sposób niezadowalający, ale na fakt, że w strukturze organów federalnych nie ma żadnej struktury, od
Siemens jest uznanym światowym liderem w rozwoju systemów dla sektora energetycznego, w tym systemów ogrzewania i zaopatrzenia w wodę. To właśnie robi jeden z działów. Siemens - Technologie Budowlane – „Automatyzacja i bezpieczeństwo budynków”. Firma oferuje pełną gamę urządzeń i algorytmów do automatyzacji kotłowni, węzłów cieplnych i przepompowni.
1. Struktura systemu grzewczego
Siemens oferuje kompleksowe rozwiązanie do tworzenia ujednoliconego systemu sterowania miejskimi systemami ciepłowniczymi i wodociągowymi. Złożoność podejścia polega na tym, że klientom oferujemy wszystko, począwszy od obliczeń hydraulicznych instalacji ciepłowniczych i wodociągowych, a skończywszy na systemach łączności i dyspozytorni. Realizację tego podejścia zapewnia zgromadzone doświadczenie specjalistów firmy, zdobyte w różnych krajach świata podczas realizacji różnorodnych projektów z zakresu systemów zaopatrzenia w ciepło w dużych miastach Europy Środkowo-Wschodniej. W artykule omówiono struktury systemów zaopatrzenia w ciepło, zasady i algorytmy sterowania, które zostały zaimplementowane przy realizacji tych projektów.
Systemy zaopatrzenia w ciepło budowane są głównie według schematu 3-stopniowego, którego części to:
1. Źródła ciepła różnych typów, połączone w jedną pętlę systemu
2. Punkty centralnego ogrzewania (CHP) podłączone do głównych sieci ciepłowniczych o wysokiej temperaturze nośnika ciepła (130…150 °C). W węźle CO temperatura stopniowo spada do maksymalnej temperatury 110°C, w zależności od potrzeb ITP. W przypadku małych systemów poziom centralnych punktów grzewczych może być nieobecny.
3. Indywidualne punkty grzewcze odbierające energię cieplną z węzła centralnego ogrzewania i dostarczające ciepło do obiektu.
Główną cechą rozwiązań Siemensa jest to, że cały system oparty jest na zasadzie dystrybucji dwururowej, która jest najlepszym kompromisem technicznym i ekonomicznym. Rozwiązanie to pozwala na zmniejszenie strat ciepła i zużycia energii elektrycznej w porównaniu z szeroko stosowanymi w Rosji systemami 4-rurowymi lub 1-rurowymi z otwartym ujęciem wody, których inwestycje w modernizację bez zmiany ich konstrukcji nie są efektywne. Koszty utrzymania takich systemów stale rosną. Tymczasem dokładnie efekt ekonomiczny jest głównym kryterium celowości rozwoju i udoskonalenia technicznego systemu. Oczywiście przy konstruowaniu nowych systemów należy przyjąć optymalne rozwiązania sprawdzone w praktyce. Jeśli chodzi o wyremontować nieoptymalna konstrukcja systemów zaopatrzenia w ciepło, ekonomicznie opłacalne jest przejście na system 2-rurowy z indywidualnymi punktami grzewczymi w każdym domu.
Zaopatrując odbiorców w ciepło i ciepłą wodę spółka zarządzająca ponosi koszty stałe, których struktura wygląda następująco w następujący sposób:
Koszty wytwarzania ciepła do konsumpcji;
straty w źródłach ciepła spowodowane niedoskonałymi metodami wytwarzania ciepła;
straty ciepła w sieci ciepłowniczej;
r koszty energii elektrycznej.
Każdy z tych elementów można zredukować przy optymalnym zarządzaniu i wykorzystaniu nowoczesnych narzędzi automatyzacji na każdym poziomie.
2. Źródła ciepła
Wiadomo, że w systemach grzewczych preferowane są duże skojarzone źródła ciepła i energii elektrycznej lub takie, w których ciepło jest produktem ubocznym, takie jak procesy przemysłowe. To właśnie na takich zasadach narodziła się idea ciepłownictwa. Jako zapasowe źródła ciepła wykorzystywane są kotły pracujące na różnych rodzajach paliwa. Turbiny gazowe I tak dalej. Jeżeli kotły gazowe służą jako główne źródło ciepła, muszą działać z automatyczną optymalizacją procesu spalania. Tylko w ten sposób można osiągnąć oszczędności i zmniejszyć emisje w porównaniu z rozproszonym wytwarzaniem ciepła w każdym domu.
3. Przepompownie
Ciepło ze źródeł ciepła przekazywane jest do głównych sieci ciepłowniczych. Nośnik ciepła jest przepompowywany przez pompy sieciowe, które pracują w sposób ciągły. Dlatego należy zwrócić szczególną uwagę na dobór i eksploatację pomp. Tryb pracy pompy zależy od trybów punktów grzewczych. Spadek natężenia przepływu w CHP pociąga za sobą niepożądany wzrost wysokości podnoszenia pomp(y). Wzrost ciśnienia negatywnie wpływa na wszystkie elementy systemu. W najlepszym przypadku zwiększa się tylko hałas hydrauliczny. W obu przypadkach energia elektryczna jest marnowana. W tych warunkach bezwarunkowy efekt ekonomiczny zapewnia regulacja częstotliwości pomp. Stosowane są różne algorytmy sterowania. W podstawowym schemacie sterownik utrzymuje stałą różnicę ciśnień na pompie poprzez zmianę prędkości. Ze względu na to, że wraz ze spadkiem natężenia przepływu chłodziwa zmniejszają się straty ciśnienia w przewodach (zależność kwadratowa), możliwe jest również zmniejszenie wartości zadanej (wartości zadanej) spadku ciśnienia. Ta kontrola pomp nazywa się proporcjonalna i pozwala jeszcze bardziej obniżyć koszty eksploatacji pompy. Wydajniejsze sterowanie pompami z korektą zadania przez „punkt zdalny”. W takim przypadku mierzony jest spadek ciśnienia w punktach końcowych głównych sieci. Aktualne wartości różnicy ciśnień kompensują ciśnienia na przepompowni.
4. Punkty centralnego ogrzewania (CHP)
Systemy centralnego ogrzewania odgrywają bardzo ważną rolę w nowoczesnych systemach grzewczych. Energooszczędny system zaopatrzenia w ciepło powinien działać z wykorzystaniem indywidualnych punktów grzewczych. Nie oznacza to jednak, że stacje centralnego ogrzewania zostaną zamknięte: pełnią funkcję stabilizatora hydraulicznego i jednocześnie dzielą system zaopatrzenia w ciepło na odrębne podsystemy. W przypadku zastosowania ITP, układy centralnego zaopatrzenia w ciepłą wodę są wyłączone z węzła centralnego ogrzewania. Jednocześnie przez węzeł centralnego ogrzewania przechodzą tylko 2 rury, oddzielone wymiennikiem ciepła, który oddziela system głównych ciągów komunikacyjnych od systemu ITP. Dzięki temu system ITP może działać przy innych temperaturach chłodziwa, a także przy niższych ciśnieniach dynamicznych. Gwarantuje to stabilną pracę ITP i jednocześnie pociąga za sobą ograniczenie inwestycji w ITP. Temperatura zasilania z CHP jest korygowana zgodnie z harmonogramem temperatur według temperatury zewnętrznej z uwzględnieniem ograniczenia letniego, które jest uzależnione od zapotrzebowania układu CWU w CHP. Mówimy o wstępnej regulacji parametrów chłodziwa, która umożliwia zmniejszenie strat ciepła na trasach wtórnych, a także wydłużenie żywotności elementów automatyki termicznej w ITP.
5. Indywidualne punkty grzewcze (ITP)
Działanie ITP wpływa na wydajność całego systemu zaopatrzenia w ciepło. ITP jest strategicznie ważną częścią systemu zaopatrzenia w ciepło. Przejście z systemu 4-rurowego na nowoczesny system 2-rurowy wiąże się z pewnymi trudnościami. Po pierwsze pociąga to za sobą konieczność inwestycji, a po drugie bez pewnego „know-how” wprowadzenie ITP może wręcz przeciwnie wzrosnąć bieżące wydatki firma zarządzająca. Zasada działania ITP polega na tym, że punkt grzewczy znajduje się bezpośrednio w budynku, który jest ogrzewany i dla którego przygotowywana jest ciepła woda. Jednocześnie do budynku podłączone są tylko 3 rury: 2 do chłodziwa i 1 do dostarczania zimnej wody. W ten sposób struktura rurociągów systemu jest uproszczona, a podczas planowanej naprawy tras natychmiast pojawiają się oszczędności na układaniu rur.
5.1. Sterowanie obiegiem grzewczym
Sterownik ITP steruje mocą grzewczą systemu grzewczego poprzez zmianę temperatury chłodziwa. Wartość zadana temperatury ogrzewania jest określana na podstawie temperatury zewnętrznej i krzywej ogrzewania (regulacja pogodowa). Krzywa grzewcza wyznaczana jest z uwzględnieniem bezwładności budynku.
5.2. Bezwładność budynku
Bezwładność budynków ma istotny wpływ na wynik sterowania ogrzewaniem z kompensacją pogodową. Nowoczesny kontroler ITP musi uwzględniać ten czynnik wpływający. Bezwładność budynku jest określona przez wartość stałej czasowej budynku, która waha się od 10 godzin dla domów z paneli do 35 godzin dla domów murowanych. Na podstawie stałej czasowej budynku regulator IHS określa tzw. „złożoną” temperaturę zewnętrzną, która jest wykorzystywana jako sygnał korekcyjny w układzie automatycznej regulacji temperatury wody grzewczej.
5.3. siła wiatru
Wiatr znacząco wpływa na temperaturę w pomieszczeniu, szczególnie w budynkach wysokościowych zlokalizowanych na terenach otwartych. Algorytm korekcji temperatury wody do ogrzewania uwzględniający wpływ wiatru zapewnia do 10% oszczędności energii cieplnej.
5.4 Ograniczenie temperatury powrotu
Wszystkie opisane powyżej rodzaje regulacji pośrednio wpływają na obniżenie temperatury wody powrotnej. Ta temperatura jest głównym wskaźnikiem ekonomicznej pracy systemu grzewczego. W różnych trybach pracy IHS, temperaturę wody powrotnej można obniżyć za pomocą funkcji ograniczenia. Jednak wszystkie funkcje ograniczające pociągają za sobą odchylenia od warunków komfortu, a ich wykorzystanie musi być poparte studium wykonalności. W niezależnych schematach podłączenia obiegu grzewczego, przy ekonomicznej eksploatacji wymiennika ciepła, różnica temperatur między wodą powrotną obiegu pierwotnego a obiegiem grzewczym nie powinna przekraczać 5 ° C. Oszczędność zapewnia funkcja dynamicznego ograniczania temperatury wody powrotnej ( DRT – różnica temperatur powrotu ): po przekroczeniu ustawionej wartości różnicy temperatur pomiędzy wodą powrotną obiegu pierwotnego a obiegiem grzewczym, regulator ogranicza przepływ czynnika grzewczego w obiegu pierwotnym. Jednocześnie maleje również obciążenie szczytowe (rys. 1).
Ryż. 6. Linia dwuprzewodowa z dwoma drutami koronowymi w różnych odległościach między nimi
16 m; 3 - pz = 8 m; 4 - b,
BIBLIOGRAFIA
1. Efimov B.V. Fale sztormowe w liniach lotniczych. Apatity: Wydawnictwo KSC RAS, 2000. 134 s.
2. Kostenko M.V., Kadomskaya K.P., Levinshgein M.L., Efremov I.A. Przepięcia i ochrona przed nimi w
linie napowietrzne i kablowe wysokiego napięcia. L.: Nauka, 1988. 301 s.
JESTEM. Prochorenkow
SPOSOBY BUDOWY ZAUTOMATYZOWANEGO SYSTEMU STEROWANIA CIEPŁEM ROZPROSZONYM MIASTA
Dużą uwagę przywiązuje się do kwestii wprowadzania technologii oszczędzających zasoby we współczesnej Rosji. Problemy te są szczególnie dotkliwe w regionach Dalekiej Północy. Olej opałowy do kotłowni miejskich to olej opałowy dostarczany koleją z centralnych regionów Rosji, co znacznie zwiększa koszt wytwarzanej energii cieplnej. Czas trwania
sezon grzewczy w warunkach arktycznych jest o 2-2,5 miesiąca dłuższy w porównaniu do regiony centralne krajów, co wiąże się z warunkami klimatycznymi Dalekiej Północy. Jednocześnie przedsiębiorstwa ciepłownicze muszą wytwarzać niezbędną ilość ciepła w postaci pary, gorącej wody o określonych parametrach (ciśnienie, temperatura), aby zapewnić żywotną aktywność całej infrastruktury miejskiej.
Obniżenie kosztów wytwarzania ciepła dostarczanego do odbiorców jest możliwe tylko poprzez oszczędne spalanie paliwa, racjonalne wykorzystanie energia elektryczna na potrzeby własne przedsiębiorstw, minimalizacja strat ciepła w obszarach transportu (sieci ciepłownicze miasta) i zużycia (budynki, przedsiębiorstwa miejskie), a także zmniejszenie liczby personelu serwisowego w zakładach produkcyjnych.
Rozwiązanie wszystkich tych problemów jest możliwe tylko poprzez wprowadzenie nowych technologii, urządzeń, technicznych narzędzi sterowania, które pozwalają zapewnić ekonomiczną efektywność funkcjonowania przedsiębiorstw elektroenergetycznych, a także poprawić jakość zarządzania i funkcjonowania systemy elektroenergetyczne.
Sformułowanie problemu
Jednym z ważnych zadań w dziedzinie ogrzewania miejskiego jest tworzenie systemów zaopatrzenia w ciepło z równoległą pracą kilku źródeł ciepła. Nowoczesne systemy Sieci ciepłownicze miast rozwinęły się jako bardzo złożone, rozproszone przestrzennie systemy z obiegiem zamkniętym. Z reguły konsumenci nie mają właściwości samoregulacji, dystrybucja chłodziwa odbywa się poprzez wstępną instalację specjalnie zaprojektowanych (dla jednego z trybów) stałych oporów hydraulicznych [1]. W związku z tym losowy charakter doboru energii cieplnej przez odbiorców pary i gorącej wody prowadzi do dynamicznie złożonych procesów przejściowych we wszystkich elementach systemu elektroenergetycznego (TPP).
Operacyjna kontrola stanu odległych obiektów oraz sterowanie urządzeniami zlokalizowanymi w kontrolowanych punktach (CP) nie jest możliwa bez opracowania zautomatyzowanego systemu dyspozytorskiego sterowania i zarządzania punktami centralnego ogrzewania i pompowniami (ASDK i U TsTP i NS) Miasto. Dlatego jednym z pilnych problemów jest zarządzanie przepływami energii cieplnej z uwzględnieniem charakterystyk hydraulicznych zarówno samych sieci ciepłowniczych, jak i odbiorców energii. Wymaga rozwiązania problemów związanych z tworzeniem systemów zaopatrzenia w ciepło, gdzie równolegle
W ogólnej sieci ciepłowniczej miasta oraz w ogólnym harmonogramie obciążenia cieplnego działa kilka źródeł ciepła (stacje cieplne – TS). Takie systemy pozwalają zaoszczędzić paliwo podczas ogrzewania, zwiększyć stopień obciążenia głównego wyposażenia i obsługiwać kotły w trybach o optymalnych wartościach sprawności.
Rozwiązywanie problemów optymalnego sterowania procesami technologicznymi kotłowni grzewczej
Rozwiązanie problemów optymalnego sterowania procesami technologicznymi kotłowni „Siewiernaja” Państwowego Regionalnego Przedsiębiorstwa Energetycznego „TEKOS” w ramach grantu z Programu Importu Energooszczędności i Ochrony Środowiska Sprzęt i materiały (PIEPOM) Komitetu Rosyjsko-Amerykańskiego, sprzęt został dostarczony (finansowany przez rząd USA). Ten sprzęt i opracowane dla niego oprogramowanie umożliwiły rozwiązanie szerokiego zakresu problemów rekonstrukcji na podstawowe przedsiębiorstwo GOTEP „TEKOS”, a uzyskane wyniki - do replikacji w przedsiębiorstwach elektrociepłowni regionu.
Podstawą do przebudowy układów sterowania kotłowni TS była wymiana przestarzałych narzędzi automatyki centralnego panelu sterowania i lokalnych układów automatyki na nowoczesny mikroprocesorowy system sterowania rozproszonego. Wdrożony rozproszony system sterowania agregatami kotłowymi oparty na systemie mikroprocesorowym (MPS) TDC 3000-S (Supper) firmy Honeywell dostarczył jednego zintegrowanego rozwiązania do realizacji wszystkich funkcji systemu sterowania procesami technologicznymi TS. Obsługiwany MPS ma cenne cechy: prostotę i przejrzystość układu funkcji sterowania i obsługi; elastyczność w spełnieniu wszystkich wymagań procesu z uwzględnieniem wskaźników niezawodnościowych (praca w trybie „gorącej” gotowości drugiego komputera i USO), dyspozycyjność i wydajność; łatwy dostęp do wszystkich danych systemowych; łatwość zmiany i rozbudowy funkcji serwisowych bez informacji zwrotnej o systemie;
poprawa jakości prezentacji informacji w formie dogodnej do podejmowania decyzji (przyjazny inteligentny interfejs operatora), co pomaga zredukować błędy personelu operacyjnego w obsłudze i kontroli procesów TS; komputerowe tworzenie dokumentacji systemów sterowania procesami; zwiększona gotowość eksploatacyjna obiektu (wynik autodiagnostyki układu sterowania); obiecujący system o wysokim stopniu innowacyjności. W systemie TDC 3000 - S (rys. 1) istnieje możliwość podłączenia zewnętrznych sterowników PLC innych producentów (możliwość ta jest realizowana w przypadku modułu bramki PLC). Wyświetlane są informacje ze sterowników PLC
Jest on wyświetlany w spisie treści jako tablica punktów dostępnych do odczytu i zapisu z programów użytkownika. Umożliwia to wykorzystanie rozproszonych stacji I/O zainstalowanych w pobliżu zarządzanych obiektów do gromadzenia danych i przesyłania danych do TOC za pomocą kabla informacyjnego przy użyciu jednego ze standardowych protokołów. Opcja ta pozwala na zintegrowanie nowych obiektów sterowania, w tym zautomatyzowanego systemu dyspozytorskiego sterowania i zarządzania punktami centralnego ogrzewania i pompowniami (ASDKiU TsTPiNS), z istniejącym systemem automatycznego sterowania procesami przedsiębiorstwa bez zewnętrznych zmian dla użytkowników.
lokalna sieć komputerowa
Stacje uniwersalne
Dane historyczne stosowane komputerowo
moduł modułu bramy
Kontrola sieci LAN
Brama szkieletowa
Rezerwa (ARM)
Moduł ulepszeń. Zaawansowany Menedżer Procesów (ARMM)
Uniwersalna sieć sterowania
Kontrolery we/wy
Trasy kablowe 4-20 mA
Stacja I/O SIMATIC ET200M.
Kontrolery we/wy
Sieć urządzeń PLC (PROFIBUS)
Trasy kablowe 4-20 mA
Czujniki przepływu
Czujniki temperatury
Czujniki ciśnienia
Analizatory
Regulatorzy
Stacje częstotliwości
zasuwy
Czujniki przepływu
Czujniki temperatury
Czujniki ciśnienia
Analizatory
Regulatorzy
Stacje częstotliwości
zasuwy
Ryż. 1. Zbieranie informacji przez rozproszone stacje PLC, przekazywanie ich do TDC3000-S w celu wizualizacji i przetwarzania, a następnie wydawanie sygnałów sterujących
Przeprowadzone badania eksperymentalne wykazały, że procesy zachodzące w kotle parowym w trybach jego pracy mają charakter losowy i niestacjonarny, co potwierdzają wyniki obróbki matematycznej i analizy statystycznej. Biorąc pod uwagę losowy charakter procesów zachodzących w kotle parowym, jako miarę oceny jakości sterowania przyjmuje się oszacowanie przesunięcia oczekiwanego matematycznego (MO) M(t) i rozrzutu 5 (?) wzdłuż głównych współrzędnych sterowania:
Em, (t) 2 MZN (t) - MrN (t) ^ gMix (t) ^ min
gdzie Mzn(t), Mmn(t) to zadane i aktualne MO głównych regulowanych parametrów kotła parowego: ilość powietrza, ilość paliwa i wydajność pary w kotle.
s 2 (t) = 8|v (t) - q2N (t) ^ s^ (t) ^ min, (2)
gdzie 52Tn, 5zn2(t) to aktualne i zadane wariancje głównych kontrolowanych parametrów kotła parowego.
Wtedy kryterium jakości kontroli będzie miało postać
Jn = I [avMy(t) + ßsö;, (t)] ^ min, (3)
gdzie n = 1,...,j; - ß - współczynniki wagowe.
W zależności od trybu pracy kotła (regulacyjny lub podstawowy) należy stworzyć optymalną strategię sterowania.
Dla trybu sterowania pracą kotła parowego strategia sterowania powinna mieć na celu utrzymanie stałego ciśnienia w kolektorze pary, niezależnie od zużycia pary przez odbiorców ciepła. Dla tego trybu pracy oszacowanie przemieszczenia ciśnienia pary w głównym kolektorze pary w postaci
ep (/) = Pz(1) - Pm () ^B^ (4)
gdzie VD, Pt(0 - ustawione i aktualne średnie wartości ciśnienia pary w głównym kolektorze pary.
Przemieszczenie ciśnienia pary w głównym kolektorze pary przez dyspersję z uwzględnieniem (4) ma postać
(0 = -4r(0 ^^ (5)
gdzie (UrzOO, art(0 - zadana i aktualna dyspersja ciśnień.
Do regulacji współczynników przenoszenia regulatorów obwodów wielosprzężeniowego układu sterowania kotłem zastosowano metody rozmyte.
W trakcie eksploatacji pilotażowej zautomatyzowanych kotłów parowych zgromadzono materiał statystyczny, który umożliwił uzyskanie porównawczych (z eksploatacją niezautomatyzowanych zespołów kotłowych) charakterystyk efektywności techniczno-ekonomicznej wprowadzenia nowych metod i sterowania oraz kontynuację prac rekonstrukcyjnych na innych kotłach. Tak więc dla okresu półrocznej eksploatacji nieautomatycznych kotłów parowych nr 9 i 10 oraz zautomatyzowanych kotłów parowych nr 13 i 14 uzyskano wyniki, które zestawiono w tabeli 1.
Wyznaczanie parametrów optymalnego obciążenia ciepłowni
Aby określić optymalne obciążenie pojazdu, konieczne jest poznanie charakterystyk energetycznych ich wytwornic pary oraz kotłowni jako całości, czyli zależności pomiędzy ilością dostarczanego paliwa a odbieranym ciepłem.
Algorytm znajdowania tych cech obejmuje następujące kroki:
Tabela 1
Wskaźniki wydajności kotła
Nazwa wskaźnika Wartość wskaźników dla kotłów udojowych
№9-10 № 13-14
Wytwarzanie ciepła, Gcal Zużycie paliwa, t Wskaźnik jednostkowy zużycia paliwa do wytworzenia 1 Gcal energii cieplnej, kg paliwa wzorcowego cal 170 207 20 430 120,03 217 626 24 816 114,03
1. Wyznaczanie sprawności cieplnej kotłów dla różnych trybów obciążenia ich pracy.
2. Wyznaczenie strat ciepła A () z uwzględnieniem sprawności kotłów i ich ładowności.
3. Wyznaczenie charakterystyk obciążeniowych jednostek kotłowych w zakresie ich zmiany od minimalnego dopuszczalnego do maksymalnego.
4. Na podstawie zmiany całkowitych strat ciepła w kotłach parowych określenie ich charakterystyk energetycznych, odzwierciedlających godzinowe zużycie paliwa standardowego, według wzoru 5 = 0,0342 (0,+AC?).
5. Uzyskiwanie charakterystyk energetycznych kotłowni (TS) z wykorzystaniem charakterystyk energetycznych kotłów.
6. Formowanie z uwzględnieniem charakterystyk energetycznych ST, decyzji kontrolnych dotyczących kolejności i kolejności ich obciążania w okresie grzewczym, a także w okresie letnim.
Inną ważną kwestią organizacji pracy równoległej źródeł (HS) jest określenie czynników, które mają istotny wpływ na obciążenie kotłowni oraz zadań systemu zarządzania dostawami ciepła, aby zapewnić odbiorcom w miarę możliwości niezbędną ilość energii cieplnej . minimalny koszt za jego produkcję i transmisję.
Rozwiązanie pierwszego problemu realizowane jest poprzez powiązanie harmonogramów dostaw z harmonogramami wykorzystania ciepła poprzez system wymienników ciepła, rozwiązanie drugiego - poprzez ustalenie zależności pomiędzy obciążeniem cieplnym odbiorców a jego produkcją, tj. , planując zmianę obciążenia i zmniejszając straty w przesyle energii cieplnej. Zapewnienie powiązania harmonogramów dostaw i wykorzystania ciepła powinno odbywać się poprzez zastosowanie lokalnej automatyki na etapach pośrednich od źródeł energii cieplnej do jej odbiorców.
W celu rozwiązania drugiego problemu proponuje się realizację funkcji szacowania planowanego obciążenia odbiorców z uwzględnieniem ekonomicznie uzasadnionych możliwości źródeł energii (ES). Takie podejście jest możliwe przy wykorzystaniu metod sterowania sytuacyjnego opartych na implementacji algorytmów logiki rozmytej. Główny czynnik, który ma znaczący wpływ na
obciążenie cieplne kotłowni to ta część, która jest wykorzystywana do ogrzewania budynków i zaopatrzenia w ciepłą wodę. Średni przepływ ciepła (w watach) wykorzystywany do ogrzewania budynków określa wzór
gdzie /od - średnia temperatura zewnętrzna dla określonego okresu; r( - średnia temperatura powietrza wewnętrznego ogrzewanego pomieszczenia (temperatura, która musi być utrzymywana na danym poziomie); / 0 - szacunkowa temperatura powietrza zewnętrznego dla projektu ogrzewania;<70 - укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление жилых и общественных зданий в Ваттах на 1 м площади здания при температуре /0; А - общая площадь здания; Кх - коэффициент, учитывающий тепловой поток на отопление общественных зданий (при отсутствии конкретных данных его можно считать равным 0,25).
Ze wzoru (6) wynika, że obciążenie cieplne ogrzewania budynków jest determinowane głównie przez temperaturę powietrza na zewnątrz.
Średni przepływ ciepła (w watach) dla zaopatrzenia w ciepłą wodę budynków jest określony przez wyrażenie
1,2 w(a + ^)(55 - ^) p
Yt „. " _ od"
gdzie m to liczba konsumentów; a - wskaźnik zużycia wody na zaopatrzenie w ciepłą wodę o temperaturze +55 ° C na osobę na dzień w litrach; b - wskaźnik zużycia wody na zaopatrzenie w ciepłą wodę zużywaną w budynkach użyteczności publicznej o temperaturze +55 ° C (przyjmuje się, że wynosi 25 litrów na dzień na osobę); c to pojemność cieplna wody; /x - temperatura zimnej (kranowej) wody w okresie grzewczym (przyjęta +5 °C).
Analiza wyrażenia (7) wykazała, że przy obliczaniu średniego obciążenia cieplnego zaopatrzenia w ciepłą wodę okazuje się, że jest ono stałe. Rzeczywisty pobór energii cieplnej (w postaci ciepłej wody z kranu), w przeciwieństwie do wartości obliczonej, jest losowy, co wiąże się ze wzrostem analizy ciepłej wody rano i wieczorem oraz spadkiem wybór w dzień iw nocy. Na ryc. 2, 3 przedstawia wykresy zmian
Olej 012 013 014 015 016 017 018 019 1 111 112 113 114 115 116 117 118 119 2 211 212 213 214 215 216 217 218 219 3 311 312 313 3 14
dni miesiąca
Ryż. 2. Wykres zmian temperatury wody w EC N9 5 (7 - woda kotłowa bezpośrednia,
2 - kwartalne bezpośrednie, 3 - woda do zaopatrywania w ciepłą wodę, 4 - kwartalne rewersyjne, 5 - powrót wody kotłowej) i temperatury powietrza zewnętrznego (6) za okres od 1 lutego do 4 lutego 2009 r.
ciśnienie i temperatura ciepłej wody dla TsTP nr 5, które uzyskano z archiwum SDKi U TsTP i NS Murmańska.
Wraz z nadejściem ciepłych dni, kiedy temperatura otoczenia nie spada poniżej +8 °C przez pięć dni, obciążenie grzewcze odbiorców jest wyłączane i sieć ciepłownicza pracuje na potrzeby zaopatrzenia w ciepłą wodę. Średni przepływ ciepła do źródła ciepłej wody w okresie nieogrzewania oblicza się ze wzoru
gdzie jest temperatura zimnej (wodociągowej) wody w okresie nieogrzewania (przyjęta +15 °С); p - współczynnik uwzględniający zmianę średniego zużycia wody na zaopatrzenie w ciepłą wodę w okresie nieogrzewania w stosunku do okresu grzewczego (0,8 - dla budownictwa mieszkaniowego i komunalnego, 1 - dla przedsiębiorstw).
Uwzględniając wzory (7), (8) obliczane są wykresy obciążenia cieplnego odbiorców energii, które są podstawą do konstruowania zadań dla scentralizowanej regulacji dostaw energii cieplnej ST.
Zautomatyzowany system dyspozytorskiego sterowania i zarządzania punktami centralnego ogrzewania i pompowniami miasta
Specyfiką miasta Murmańsk jest to, że leży na pagórkowatym terenie. Minimalna wysokość to 10 m, maksymalna to 150 m. Pod tym względem sieci ciepłownicze mają ciężki wykres piezometryczny. Ze względu na zwiększone ciśnienie wody na początkowych odcinkach zwiększa się wypadkowość (pęknięcia rur).
Do operacyjnej kontroli stanu odległych obiektów oraz kontroli urządzeń znajdujących się w kontrolowanych punktach (CP),
Ryż. Rys. 3. Wykres zmian ciśnienia wody w stacji C.O. nr 5 za okres od 1 lutego do 4 lutego 2009 r.: 1 - zaopatrzenie w ciepłą wodę, 2 - woda kotłowa bezpośrednia, 3 - kwartalna bezpośrednia, 4 - kwartalna rewersowa,
5 - zimna, 6 - powrotna woda kotłowa
został opracowany przez ASDKiUCTPiNS miasta Murmańska. Kontrolowane punkty, w których podczas prac rekonstrukcyjnych zainstalowano sprzęt telemechaniki, znajdują się w odległości do 20 km od siedziby firmy. Komunikacja z urządzeniami telemechaniki w CP odbywa się za pośrednictwem dedykowanej linii telefonicznej. Kotłownie centralne (CTP) i przepompownie są oddzielnymi budynkami, w których zainstalowane są urządzenia technologiczne. Dane z centrali przesyłane są do sterowni (w PCARM dyspozytora) znajdującej się na terenie przedsiębiorstwa TEKOS Severnaya TS oraz na serwer TS, po czym stają się dostępne dla użytkowników sieci lokalnej przedsiębiorstwa rozwiązać ich problemy produkcyjne.
Zgodnie z zadaniami rozwiązywanymi za pomocą ASDKiUTSTPiNS kompleks ma strukturę dwupoziomową (rys. 4).
Poziom 1 (górny, grupowy) - konsola dyspozytorska. Na tym poziomie realizowane są następujące funkcje: scentralizowane sterowanie i zdalne sterowanie procesami technologicznymi; wyświetlanie danych na wyświetlaczu centrali; tworzenie i wydawanie
nawet dokumentacja; tworzenie zadań w zautomatyzowanym systemie sterowania procesem przedsiębiorstwa do zarządzania trybami równoległej pracy miejskich ciepłowni dla ogólnej miejskiej sieci ciepłowniczej; dostęp użytkowników sieci lokalnej przedsiębiorstwa do bazy danych procesu technologicznego.
Poziom 2 (lokalny, lokalny) - urządzenia CP z umieszczonymi na nich czujnikami (alarmy, pomiary) oraz końcowe urządzenia wykonawcze. Na tym poziomie realizowane są funkcje zbierania i pierwotnego przetwarzania informacji, wydawania działań kontrolnych na aktuatorach.
Funkcje pełnione przez ASDKiUCTPiNS miasta
Funkcje informacyjne: kontrola odczytów czujników ciśnienia, temperatury, przepływu wody oraz kontrola stanu siłowników (włącz/wyłącz, otwórz/zamknij).
Funkcje sterujące: sterowanie pompami sieciowymi, pompami ciepłej wody użytkowej, innymi urządzeniami technologicznymi skrzyni biegów.
Funkcje wizualizacji i rejestracji: wszystkie parametry informacyjne i parametry sygnalizacyjne wyświetlane są na trendach i wykresach mnemonicznych stacji operatorskiej; wszystkie informacje
Stanowisko PC dyspozytora
Adapter SHV/K8-485
Dedykowane linie telefoniczne
Kontrolerzy KP
Ryż. 4. Schemat blokowy kompleksu
parametry, parametry sygnalizacji, polecenia sterujące są rejestrowane w bazie danych okresowo, jak również w przypadku zmiany stanu.
Funkcje alarmowe: przerwa w zasilaniu w skrzyni biegów; aktywacja czujnika zalania na przejściu i ochrona na przejściu; sygnalizacja z czujników granicznego (wysokiego/niskiego) ciśnienia w rurociągach oraz nadajników awaryjnych zmian stanu elementów wykonawczych (włącz/wyłącz, otwórz/zamknij).
Koncepcja systemu wspomagania decyzji
Nowoczesny zautomatyzowany system sterowania procesem (APCS) to wielopoziomowy system sterowania człowiek-maszyna. Dyspozytor w wielopoziomowym zautomatyzowanym systemie sterowania procesami odbiera informacje z monitora komputera i działa na obiektach znajdujących się w znacznej odległości od niego za pomocą systemów telekomunikacyjnych, sterowników i inteligentnych elementów wykonawczych. Tym samym dyspozytor staje się głównym bohaterem w zarządzaniu procesem technologicznym przedsiębiorstwa. Procesy technologiczne w energetyce cieplnej są potencjalnie niebezpieczne. Tak więc przez trzydzieści lat liczba zarejestrowanych wypadków podwaja się mniej więcej co dziesięć lat. Wiadomo, że w trybach stanu ustalonego złożonych systemów energetycznych błędy wynikające z niedokładności danych wyjściowych wynoszą 82-84%, z powodu niedokładności modelu - 14-15%, z powodu niedokładności metody - 2 -3%. Ze względu na duży udział błędu w danych wyjściowych występuje również błąd w obliczaniu funkcji celu, co prowadzi do znacznej strefy niepewności przy wyborze optymalnego trybu pracy systemu. Problemy te można wyeliminować, jeśli rozważymy automatyzację nie tylko jako sposób na zastąpienie pracy ręcznej bezpośrednio w zarządzaniu produkcją, ale jako środek analizy, prognozowania i kontroli. Przejście od dyspozytorskiego do systemu wspomagania decyzji oznacza przejście do nowej jakości - inteligentnego systemu informatycznego przedsiębiorstwa. Każdy wypadek (z wyjątkiem klęsk żywiołowych) jest spowodowany błędem człowieka (operatora). Jednym z powodów jest stare, tradycyjne podejście do budowy złożonych systemów sterowania, nastawione na wykorzystanie najnowszych technologii.
osiągnięć naukowo-technicznych przy niedocenianiu konieczności wykorzystania metod zarządzania sytuacyjnego, metod integracji podsystemów sterowania, a także budowania efektywnego interfejsu człowiek-maszyna skoncentrowanego na osobie (dyspozytorze). Jednocześnie przewiduje się przeniesienie funkcji dyspozytora do analizy danych, prognozowania sytuacji i podejmowania właściwych decyzji na komponenty inteligentnych systemów wspomagania podejmowania i realizacji decyzji (SSPIR). Koncepcja SPID obejmuje szereg narzędzi, które łączy wspólny cel – promowanie podejmowania i wdrażania racjonalnych i skutecznych decyzji zarządczych. SPPIR to interaktywny zautomatyzowany system, który działa jako inteligentny pośrednik, który obsługuje interfejs użytkownika w języku naturalnym z systemem ZAOA i wykorzystuje reguły decyzyjne odpowiadające modelowi i podstawie. Jednocześnie SPPIR pełni funkcję automatycznego śledzenia dyspozytora na etapach analizy informacji, rozpoznawania i prognozowania sytuacji. Na ryc. Na rysunku 5 przedstawiono strukturę SPPIR, za pomocą którego dyspozytor TS zarządza zaopatrzeniem w ciepło osiedla.
Na podstawie powyższego można zidentyfikować kilka rozmytych zmiennych językowych, które wpływają na obciążenie TS, a w konsekwencji na pracę sieci ciepłowniczych. Zmienne te podano w tabeli. 2.
W zależności od pory roku, pory dnia, dnia tygodnia, a także charakterystyki środowiska zewnętrznego jednostka oceny sytuacji oblicza stan techniczny i wymaganą wydajność źródeł energii cieplnej. Takie podejście pozwala rozwiązać problemy związane z oszczędnością paliwa w ciepłownictwie, zwiększeniem stopnia obciążenia głównych urządzeń oraz eksploatacją kotłów w trybach o optymalnych wartościach sprawności.
Budowa zautomatyzowanego systemu do rozproszonego sterowania dostawami ciepła miasta jest możliwa pod następującymi warunkami:
wprowadzenie zautomatyzowanych systemów sterowania kotłowniami kotłowni grzewczych. (Wdrożenie zautomatyzowanych systemów sterowania procesami w TS „Severnaya”
Ryż. 5. Struktura SPPIR kotłowni ciepłowniczej osiedla
Tabela 2
Zmienne językowe określające obciążenie kotłowni grzewczej
Zapis Nazwa Zakres wartości (zestaw uniwersalny) Pojęcia
^miesiąc Miesiąc od stycznia do grudnia sty, lut, mar, kwi, maj, cze, lip, sie, wrz, paź, lis , "gru"
T-tydzień Dzień tygodnia pracy lub weekendu „praca”, „urlop”
TSug Godzina od 00:00 do 24:00 „noc”, „rano”, „dzień”, „wieczór”
t 1 n.v Temperatura powietrza zewnętrznego od -32 do +32 ° С „niższa”, „-32”, „-28”, „-24”, „-20”, „-16”, „-12”, „- 8", "^1", "0", "4", "8", "12", "16", "20", "24", "28", "32", "powyżej"
1" in Prędkość wiatru od 0 do 20 m/s "0", "5", "10", "15", "wyższa"
zapewniło obniżenie jednostkowego wskaźnika zużycia paliwa dla kotłów nr 13.14 w porównaniu do kotłów nr 9.10 o 5,2%. Oszczędności energii po zamontowaniu przemienników częstotliwości na napędach wentylatorów i oddymiaczy kotła nr 13 wyniosły 36% (zużycie jednostkowe przed odbudową - 3,91 kWh/Gcal, po odbudowie - 2,94 kWh/Gcal, a
nr 14 - 47% (zużycie jednostkowe energii elektrycznej przed odbudową - 7,87 kWh/Gcal., po odbudowie - 4,79 kWh/Gcal));
opracowanie i wdrożenie ASDKiUCTPiNS miasta;
wprowadzenie metod wsparcia informacyjnego dla operatorów SPW i ASDKiUCTPiNS miasta z wykorzystaniem koncepcji SPPIR.
BIBLIOGRAFIA
1. Shubin E.P. Główne zagadnienia projektowania miejskich systemów zaopatrzenia w ciepło. M.: Energia, 1979. 360 s.
2. Prochorenkow A.M. Przebudowa kotłowni grzewczych na podstawie kompleksów informacyjno-sterowniczych // Nauka proizvodstvo. 2000. Nr 2. S. 51-54.
3. Prochorenkow AM, Sovlukov A.S. Modele rozmyte w układach sterowania procesami technologicznymi agregatów kotłowych // Computer Standards & Interfaces. 2002 tom. 24. str. 151-159.
4. Mesarovich M., Mako D., Takahara Y. Teoria hierarchicznych systemów wielopoziomowych. M.: Mir, 1973. 456 s.
5. Prochorenkow A.M. Metody identyfikacji losowych charakterystyk procesów w systemach przetwarzania informacji // IEEE Transactions on instrumental and Measurement. 2002 tom. 51, nr 3. str. 492-496.
6. Prochorenkow AM, Kachala H.M. Losowe przetwarzanie sygnałów w cyfrowych przemysłowych systemach sterowania // Cyfrowe przetwarzanie sygnałów. 2008. Nr 3. S. 32-36.
7. Prochorenkow AM, Kachala N.M. Wyznaczanie cech klasyfikacyjnych procesów losowych // Techniki pomiarowe. 2008 obj. 51, nr 4. str. 351-356.
8. Prochorenkow AM, Kachala H.M. Wpływ cech klasyfikacyjnych procesów losowych na dokładność przetwarzania wyników pomiarów // Izmeritelnaya tekhnika. 2008. Nr 8. S. 3-7.
9. Prochorenkow A.M., Kachala N.M., Saburov I.V., Sovlukov A.S. System informacyjny do analizy procesów losowych w obiektach niestacjonarnych // Proc. III IEEE Int. Warsztaty na temat inteligentnej akwizycji danych i zaawansowanych systemów obliczeniowych: technologia i aplikacje (IDAACS "2005). Sofia, Bułgaria. 2005. S. 18-21.
10. Methods of Robust Neuro-Fuzzy and Adaptive Control, Ed. N.D. Yegupova // M.: Wydawnictwo MSTU im. N.E. Bauman, 2002". 658 s.
P. Prochorenkow AM, Kachala N.M. Efektywność algorytmów adaptacyjnych strojenia regulatorów w układach regulacji poddanych wpływowi zakłóceń losowych // BicrniK: Naukowo-Techniczne. dobrze. Specjalna sprawa. Czerkaski Państwowy Technol. un-t.-Czerkask. 2009. S. 83-85.
12. Prochorenkow A.M., Saburow I.V., Sovlukov A.S. Utrzymanie danych dla procesów decyzyjnych pod kontrolą przemysłową // BicrniK: naukowo-techniczny. dobrze. Specjalna sprawa. Czerkaski Państwowy Technol. nie-t. Czerkask. 2009. S. 89-91.
Artykuł poświęcony jest wykorzystaniu systemu Trace Mode SCADA do zdalnego sterowania operacyjnego obiektami ciepłowniczymi w mieście. Obiekt, w którym realizowany był opisywany projekt, znajduje się na południu obwodu archangielskiego (miasto Velsk). Projekt przewiduje operacyjne monitorowanie i zarządzanie procesem przygotowania i dystrybucji ciepła do ogrzewania i dostarczania ciepłej wody użytkowej do najważniejszych obiektów miasta.
CJSC SpetsTeploStroy, Jarosław
Stwierdzenie problemu i niezbędnych funkcji systemu
Celem, przed którym stanęła nasza firma, było zbudowanie sieci głównej do ogrzewania dużej części miasta przy użyciu zaawansowanych metod budowlanych, gdzie do budowy sieci wykorzystano rury preizolowane. W tym celu wybudowano piętnaście kilometrów głównych sieci ciepłowniczych i siedem punktów centralnego ogrzewania (CHP). Przeznaczenie węzła centralnego ogrzewania - wykorzystując wodę przegrzaną z GT-CHP (zgodnie z harmonogramem 130/70 °С), przygotowuje nośnik ciepła dla wewnątrzkwartalnych sieci ciepłowniczych (zgodnie z harmonogramem 95/70 °С) oraz podgrzewa wodę do temperatury 60°C na potrzeby zaopatrzenia w ciepłą wodę użytkową (zaopatrzenie w ciepłą wodę), TsTP pracuje na niezależnym, zamkniętym schemacie.
Przy ustalaniu zadania uwzględniono wiele wymagań, które zapewniają energooszczędną zasadę działania elektrociepłowni. Oto niektóre z najważniejszych:
Aby przeprowadzić zależne od pogody sterowanie systemem grzewczym;
Utrzymuj parametry CWU na zadanym poziomie (temperatura t, ciśnienie P, przepływ G);
Utrzymuj na danym poziomie parametry chłodziwa do ogrzewania (temperatura t, ciśnienie P, przepływ G);
Organizuj księgowość handlową energii cieplnej i nośnika ciepła zgodnie z aktualnymi dokumentami regulacyjnymi (RD);
Zapewnij pompy ATS (automatyczne przeniesienie rezerwy) (sieć i zaopatrzenie w ciepłą wodę) z wyrównaniem zasobów silnika;
Wykonaj korektę głównych parametrów zgodnie z kalendarzem i zegarem czasu rzeczywistego;
Wykonuj okresową transmisję danych do sterowni;
Wykonuje diagnostykę przyrządów pomiarowych i sprzętu operacyjnego;
Brak personelu dyżurnego w centrali;
Monitoruj i niezwłocznie zgłaszaj personelowi konserwacyjnemu wystąpienie sytuacji awaryjnych.
W wyniku tych wymagań określono funkcje tworzonego systemu operacyjno-zdalnego. Wybrano główne i pomocnicze środki automatyzacji i transmisji danych. Dokonano wyboru systemu SCADA, aby zapewnić operacyjność systemu jako całości.
Niezbędne i wystarczające funkcje systemu:
1_Funkcje informacyjne:
Pomiar i kontrola parametrów technologicznych;
Sygnalizacja i rejestracja odchyleń parametrów od ustalonych limitów;
Tworzenie i wydawanie danych operacyjnych personelowi;
Archiwizacja i przeglądanie historii parametrów.
2_Funkcje sterujące:
Automatyczna regulacja ważnych parametrów procesu;
Zdalne sterowanie urządzeniami peryferyjnymi (pompami);
Ochrona technologiczna i blokowanie.
3_Funkcje serwisowe:
Autodiagnostyka kompleksu oprogramowania i sprzętu w czasie rzeczywistym;
Transmisja danych do dyspozytorni zgodnie z harmonogramem, na żądanie oraz w przypadku zagrożenia;
Testowanie sprawności i poprawności działania urządzeń obliczeniowych oraz kanałów wejścia/wyjścia.
Co wpłynęło na wybór narzędzi automatyzacji
i oprogramowanie?
Wybór podstawowych narzędzi automatyzacji oparto głównie na trzech czynnikach – jest to cena, niezawodność oraz wszechstronność ustawień i programowania. Tym samym do samodzielnej pracy w ciepłowni i transmisji danych wybrano swobodnie programowalne sterowniki serii PCD2-PCD3 firmy Saia-Burgess. Do stworzenia sterowni wybrano domowy system Trace Mode 6. Do transmisji danych zdecydowano się wykorzystać konwencjonalną komunikację komórkową: do transmisji danych wykorzystać konwencjonalny kanał głosowy oraz wiadomości SMS do szybkiego powiadamiania personelu o sytuacjach awaryjnych.
Jaka jest zasada działania systemu?
i cechy implementacji sterowania w Trace Mode?
Jak w wielu podobnych systemach, funkcje zarządcze związane z bezpośrednim oddziaływaniem na mechanizmy regulacyjne przekazywane są na niższy poziom, a już zarządzanie całym systemem jako całością przenoszone jest na wyższy poziom. Celowo pomijam opis pracy dolnego poziomu (kontrolerów) oraz procesu przesyłania danych i przejdę od razu do opisu górnego.
Dla ułatwienia obsługi, dyspozytornia wyposażona jest w komputer osobisty (PC) z dwoma monitorami. Dane ze wszystkich punktów gromadzone są na kontrolerze dyspozytorskim i przesyłane przez interfejs RS-232 do serwera OPC pracującego na komputerze PC. Projekt realizowany jest w Trace Mode w wersji 6 i przeznaczony jest dla 2048 kanałów. To pierwszy etap wdrożenia opisywanego systemu.
Cechą realizacji zadania w Trace Mode jest próba stworzenia wielookienkowego interfejsu z możliwością monitorowania procesu zaopatrzenia w ciepło w trybie on-line, zarówno na schemacie miasta, jak i na mnemonicznych schematach punktów cieplnych . Zastosowanie wielookienkowego interfejsu pozwala na rozwiązanie problemów z wyświetlaniem dużej ilości informacji na wyświetlaczu dyspozytora, co powinno być wystarczające, a jednocześnie nie zbędne. Zasada wielookienkowego interfejsu umożliwia dostęp do dowolnych parametrów procesu zgodnie z hierarchiczną strukturą okien. Ułatwia to również wdrożenie systemu w zakładzie, ponieważ taki interfejs jest bardzo podobny w wyglądzie do rozpowszechnionych produktów rodziny Microsoft i ma podobne wyposażenie menu i paski narzędzi znane każdemu użytkownikowi komputera osobistego.
Na ryc. 1 przedstawia główny ekran systemu. Przedstawia schematycznie główną sieć ciepłowniczą ze wskazaniem źródła ciepła (CHP) oraz punktów centralnego ogrzewania (od pierwszego do siódmego). Na ekranie wyświetlane są informacje o wystąpieniu sytuacji awaryjnych na obiektach, aktualnej temperaturze powietrza na zewnątrz, dacie i godzinie ostatniego transferu danych z każdego punktu. Obiekty dostarczające ciepło są wyposażone w wyskakujące wskazówki. W przypadku wystąpienia nienormalnej sytuacji obiekt na schemacie zaczyna „mrugać”, aw raporcie alarmowym obok daty i godziny transmisji danych pojawia się zapis zdarzenia oraz migający na czerwono wskaźnik. Istnieje możliwość podglądu powiększonych parametrów cieplnych dla elektrociepłowni oraz dla całej sieci ciepłowniczej jako całości. W tym celu należy wyłączyć wyświetlanie listy raportu alarmów i ostrzeżeń (przycisk „OTiP”).
Ryż. jeden. Główny ekran systemu. Schemat lokalizacji obiektów ciepłowniczych w mieście Velsk
Na diagram mnemoniczny punktu grzewczego można przejść na dwa sposoby - należy kliknąć ikonę na mapie miasta lub przycisk z nazwą punktu grzewczego.
Na drugim ekranie otwiera się schemat mnemoniczny podstacji. Odbywa się to zarówno dla wygody monitorowania określonej sytuacji na stacji centralnego ogrzewania, jak i monitorowania ogólnego stanu systemu. Na tych ekranach wszystkie kontrolowane i regulowane parametry są wizualizowane w czasie rzeczywistym, w tym parametry odczytywane z ciepłomierzy. Wszystkie urządzenia technologiczne i przyrządy pomiarowe zaopatrzone są w podpowiedzi zgodnie z dokumentacją techniczną.
Obraz urządzeń i środków automatyki na schemacie mnemonicznym jest jak najbardziej zbliżony do rzeczywistego widoku.
Na kolejnym poziomie interfejsu wielookienkowego możesz bezpośrednio kontrolować proces wymiany ciepła, zmieniać ustawienia, przeglądać charakterystykę działającego sprzętu i monitorować parametry w czasie rzeczywistym z historią zmian.
Na ryc. 2 przedstawia interfejs ekranowy do przeglądania i zarządzania głównymi narzędziami automatyki (sterownik sterujący i licznik ciepła). Na ekranie zarządzania sterownikiem można zmienić numery telefonów do wysyłania wiadomości SMS, zabronić lub zezwolić na transmisję komunikatów alarmowych i informacyjnych, kontrolować częstotliwość i ilość transmisji danych oraz ustawić parametry dla autodiagnostyki przyrządów pomiarowych. Na ekranie ciepłomierza można przeglądać wszystkie ustawienia, zmieniać dostępne ustawienia oraz sterować trybem wymiany danych ze sterownikiem.
Ryż. 2. Ekrany kontrolne dla kalkulatora ciepła Vzlet TSRV i sterownika PCD253
Na ryc. 3 przedstawia wyskakujące panele urządzeń sterujących (zawór sterujący i grupy pomp). Wyświetla aktualny stan tego sprzętu, szczegóły błędów oraz niektóre parametry niezbędne do autodiagnozy i weryfikacji. Tak więc w przypadku pomp ciśnienie suchobiegu, MTBF i opóźnienie rozruchu są bardzo ważnymi parametrami.
Ryż. 3. Panel sterowania dla grup pomp i zaworu sterującego
Na ryc. 4 przedstawia ekrany monitorowania parametrów i pętli sterowania w formie graficznej z możliwością podglądu historii zmian. Wszystkie kontrolowane parametry węzła cieplnego są wyświetlane na ekranie parametrów. Są one pogrupowane według ich znaczenia fizycznego (temperatura, ciśnienie, przepływ, ilość ciepła, moc cieplna, oświetlenie). Wszystkie pętle regulacji parametrów są wyświetlane na ekranie pętli regulacji oraz wyświetlana jest aktualna wartość parametru z uwzględnieniem martwej strefy, położenia zaworu i wybranego prawa regulacji. Wszystkie te dane na ekranach są podzielone na strony, podobnie do ogólnie przyjętego projektu w aplikacjach Windows.
Ryż. 4. Ekrany do graficznego wyświetlania parametrów i pętli sterowania
Wszystkie ekrany można przesuwać na przestrzeni dwóch monitorów, wykonując jednocześnie wiele zadań. Wszystkie parametry niezbędne do bezawaryjnej pracy systemu ciepłowniczego są dostępne w czasie rzeczywistym.
Jak długo system jest w fazie rozwoju?ilu było programistów?
Podstawowa część systemu dyspozytorsko-sterującego w Trace Mode została opracowana w ciągu miesiąca przez autora artykułu i uruchomiona w mieście Velsk. Na ryc. prezentowana jest fotografia z tymczasowej dyspozytorni, w której system jest zainstalowany i przechodzi eksploatację próbną. W tej chwili nasza organizacja uruchamia jeszcze jeden punkt grzewczy oraz awaryjne źródło ciepła. To właśnie w tych obiektach projektowana jest specjalna dyspozytornia. Po uruchomieniu wszystkie osiem punktów grzewczych zostanie włączonych do systemu.
Ryż. pięć. Miejsce pracy tymczasowego dyspozytora
Podczas działania zautomatyzowanego systemu kontroli procesów pojawiają się różne uwagi i życzenia ze strony dyspozytorni. W związku z tym cały czas trwa proces aktualizacji systemu w celu poprawy właściwości operacyjnych i wygody dyspozytora.
Jaki jest efekt wprowadzenia takiego systemu zarządzania?
Zalety i wady
W niniejszym artykule autor nie stawia zadania oceny ekonomicznego efektu wprowadzenia systemu zarządzania w liczbach. Jednak oszczędności są oczywiste ze względu na redukcję personelu zaangażowanego w utrzymanie systemu, znaczne zmniejszenie liczby wypadków. Ponadto wpływ na środowisko jest oczywisty. Należy również zauważyć, że wprowadzenie takiego systemu pozwala szybko reagować i eliminować sytuacje, które mogą prowadzić do nieprzewidzianych konsekwencji. Okres zwrotu za cały kompleks robót (budowa magistrali i węzłów cieplnych, montaż i uruchomienie, automatyka i ekspedycja) wyniesie dla klienta 5-6 lat.
Można podać zalety działającego systemu kontroli:
Wizualna prezentacja informacji o obrazie graficznym obiektu;
Jeśli chodzi o elementy animacji, zostały one dodane do projektu w specjalny sposób, aby poprawić efekt wizualny oglądania programu.
Perspektywy rozwoju systemu