Просмотр копии экрана (800х525) 60k

Просмотр копии экрана (800х400) 43k

Просмотр копии экрана (800х600) 64k

В комплект поставки входит ПО АРМа оператора и ПО инженерной станции.
ПО инженерной станции устанавливается на отдельный компьютер (например, ноутбук) и используется при проведении пуско – наладочных работ и режимных испытаний на отдельном котле. ПО инженерной станции обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• Проверка функционирования оборудования и исполнительных механизмов;

• Индикация показаний датчиков состояния оборудования и технологических параметров;

• Выполнение как отдельных, так и нескольких технологических операций по команде инженера, задание параметров для каждой операции;

• Ввод уставок технологических защит;

• Ввод и вывод защит и блокировок;

• Ввод заданий для программных регуляторов;

• Включение / отключение регуляторов;

• Проведение режимных испытаний.

3.3. Средний уровень

3.3.1. Состав и основные функции

Средний уровень системы включает в себя:

• до восьми подсистем  контроля и управления котлами, каждая из которых управляет одним котлом и включает в себя шкаф контроллеров и шкаф приборов;

• подсистему контроля и управления вспомогательным оборудованием в составе двух шкафов контроллеров и двух шкафов регуляторов.

• подсистему коммерческого учета отпущенной тепловой энергии и потребленного природного газа в составе шкафа коммерческого учета, ультразвуковых расходомеров, счетчика расхода газа.

Основным элементом вышеперечисленных подсистем является микропроцессорный контроллер семейства Микроконт-Р2 (МК-Р2), имеющий сертификат Госреестра №16682-97.
Оборудование  подсистем размещено в шкафах размерами 1650*600*300.
Программное обеспечение подсистем среднего уровня написано на языке РКС (язык программирования контроллеров «Мкроконт-Р2», ориентированный на специалистов автоматчиков и технологов).
Загрузочные модули прикладных программ хранятся в электрически -перезаписываемом ПЗУ соответствующих процессорных устройств контроллеров (модулей CPU-320).

Основными функциями контроллеров являются:

• ввод сигналов от датчиков технологического процесса и оборудования (дискретные сигналы типа «сухой контакт» и аналоговые (ток 4-20 mA);

• передача данных и сообщений на АРМ оператора;

• прием данных и команд от АРМа оператора;

• выдача сигналов управления (типа «сухой контакт») технологическим оборудованием;

• реализация алгоритмов управления технологическим оборудованием, технологических блокировок и защит и т.д.

 3.3.2. Подсистемы контроля и управления котлами

Подсистемы контроля и управления котлами обеспечивают выполнение следующих основных функций:

• сбор и первичная обработка сигналов датчиков параметров технологического процесса;

• автоматическое регулирование технологических параметров и поддержание заданной мощности котла;

• логическое управление в соответствии с запрограммированными алгоритмами;

• реализация защит и блокировок в соответствии с нормативной документацией на водогрейные котлы

• передача значений контролируемых параметров на АРМ оператора;

• прием и исполнение команд дистанционного управления от АРМа оператора и местного пульта управления;

• диагностика состояния технических средств подсистемы.

Регулирование технологических параметров выполнено на регуляторах, программно реализованных в контроллерах подсистемы. Каждый контроллер реализует следующие регуляторы:

• регулятор давления газа к горелке;

• регулятор давления воздуха к горелке;

• регулятор разрежения в топке котла;

• регулятор соотношения «газ-воздух».

Первые три регулятора имеют два режима работы:

1. режим поддержания заданного значения параметра;

2. режим управления регулирующим клапаном по положению.

В первом случае в качестве обратной связи используется сигнал с датчика параметра. Данный режим используется при штатном режиме работы. Второй режим используется при проверке работы регулирующего клапана и его датчика положения, а также для установки регулирующего клапана в заданное положение.
Установка режимов работы регуляторов и заданий для их работы производится от АРМа оператора, либо с местного пульта управления.
Логическое управление реализует алгоритмы управления котлом при пуске и останове  как в автоматическом, так и в ручном (пошаговом) режимах управления.

Для обеспечения безопасной работы котла реализованы следующие защиты, действующие на останов котла:

• защита по погасанию факела;

• защита на повышение и понижение давления газа к горелке;

• защита на понижение давления воздуха к горелке;

• защита по отключению дутьевого вентилятора и дымососа;

• защита по повышению давления в топке котла;

• защита по повышению и понижению давления воды за котлом;

• защита по понижению расхода воды через котел;

• защита по повышению температуры воды за котлом;

• защита по невоспламенению при растопке.

Ввод защит производится автоматически по определенным условиям. Все защиты, кроме последней, могут быть выведены по командам с АРМа оператора. При отмене команд вывода защиты автоматически вводятся.
К командам дистанционного управления относятся команды типа «включить / выключить клапан», «открыть / закрыть задвижку». По командам от АРМа оператора контроллер отрабатывает соответствующий алгоритм и выдает сообщение на АРМ оператора о результате его выполнения («выполнено» или «авария»).
В состав каждой подсистемы входят шкаф контроллера и шкаф приборов. В шкафу контроллера установлено следующее оборудование:

• микропроцессорный контроллер в составе:

• модуль центрального процессора CPU-320DS;

• модуль ввода аналоговых сигналов Ai NOR/RTD-170;

• модуль ввода дискретных сигналов Bi32 DC24;

• модуль вывода дискретных сигналов Bo32DC24.

• источники питания ~220В/=24В и ~220В/=36В, промежуточные реле, автоматические выключатели, клеммники, источник бесперебойного питания;

На лицевой двери шкафа установлен пульт оператора.

В шкафу приборов установлены бесконтактные  реверсивные пускатели ПБР-2М и ПБР-3А, используемые для управления клапанами и электроисполнительными механизмами типа МЭО; блоки питания БП-10 и БП-24 для питания датчиков положения с токовым выходом, которыми укомплектованы МЭО; электронный блок ультразвукового расходомера US-800, обеспечивающий расчет расхода воды на входе котла; автоматические выключатели и клеммники для внешних подключений.

Рис.5  Подсистема контроля и управления котлом. Структурная схема.

3.3.3. Подсистема контроля и управления вспомогательным оборудованием

Подсистема контроля и управления вспомогательным оборудованием обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• сбор и первичная обработка сигналов датчиков параметров технологического процесса;

• автоматическое регулирование технологических параметров;

• логическое управление в соответствии с запрограммированными алгоритмами;

• реализация защит и блокировок;

• передача значений контролируемых параметров на АРМ оператора;

• прием и исполнение команд дистанционного управления от АРМа оператора и местного пульта управления;

• диагностика состояния технических средств подсистемы.

В подсистеме программно реализованы 14 следующих регуляторов:

1. Регулятор температуры воды в подающем магистральном трубопроводе в зависимости от температуры наружного воздуха.

2. Регулятор давления подпиточной воды.

3. Регулятор температуры обратной сетевой воды перед котлами.

4. Регулятор давления воды на всасе сетевых насосов.

5. Регулятор разрежения в деаэраторе.

6. Регулятор температуры очищенной воды за подогревателем.

7. Регулятор температуры очищенной воды перед деаэратором.

8. Регулятор температуры в деаэраторе.

9. Регулятор температуры воды в системе горячего водоснабжения.

10. Регулятор температуры газа в котельную.

11. Четыре регулятора воздуха приточной вентиляции.

Программное обеспечение подсистемы обеспечивает функционально – логическое управление следующим оборудованием котельной:

• Сетевые насосы (4 шт.);

• Задвижки на напоре сетевых насосов (4 шт.);

• Насосы рециркуляции (4 шт.);

• Насосы рабочей воды (2 шт.);

• Насосы деаэрируемой воды (2 шт.);

• Насосы подпиточной воды (2 шт.);

• Насос откачки воды и герметика;

• Насос герметизирующей жидкости;

• Магистральные задвижки (2 шт.);

• Клапан подачи воды в бак чистой воды;

Кроме этого обеспечивается контроль загазованности в помещении ГРУ и котельной.

К командам дистанционного управления относятся команды типа «включить / выключить насос», «открыть / закрыть задвижку». По командам от АРМа оператора контроллер отрабатывает соответствующий алгоритм и выдает сообщение на АРМ оператора о результате его выполнения («выполнено» или «авария»).

Подсистема включает в себя:

• два шкафа контроллеров;

• два шкафа приборов.

Микропроцессорные контроллеры объединены дополнительной информационной сетью на базе промышленного стандарта  RS485. Необходимость этого вызвано тем, что алгоритмы управления вспомогательным оборудованием (выдача сигналов управления) реализованы в контроллере 1, а контроллер 2 реализует только функции ввода дискретных и аналоговых сигналов. При этом оба контроллера имеют связь с АРМом оператора по основной информационной сети системы.
В шкафах приборов установлены бесконтактные  реверсивные пускатели ПБР-2М и ПБР-3А, используемые для управления клапанами и электроисполнительными механизмами типа МЭО; блоки питания БП-10 и БП-24 для питания датчиков положения с токовым выходом, которыми укомплектованы МЭО; автоматические выключатели и клеммники для внешних подключений.

 

Рис.6  Подсистема контроля и управления вспомогательным оборудованием. Структурная схема.

3.3.4. Подсистема коммерческого учета

Подсистема коммерческого учета предназначена для организации технологического контроля и коммерческого учета отпущенной тепловой энергии, потребления  холодной воды и природного газа.
Основным элементом подсистемы (см.рис.4) является теплосчетчик HC-200WT (№17972-98 в Госреестре средств измерений РФ), обеспечивающий расчет количества отпущенной тепловой энергии, количества теплоносителя и потребленной холодной воды. Измерение расхода теплоносителя и холодной воды обеспечивают ультразвуковые расходомеры US-800. Информация о величине расхода в виде токового сигнала передается в теплосчетчик. Измерение параметров горячей и холодной воды обеспечивается датчиками давления типа МИДА-ДИ и датчиками температуры типа КТПТР, подключенных непосредственно к теплосчетчику. Измерительные участки расходомеров, датчики давления и температуры установлены на соответствующих участках трубопроводов котельной (прямая и обратная сетевая вода, подпиточная и исходная вода). Теплосчетчик HC-200WT, электронные блоки расходомеров US-800 установлены в шкафу приборов коммерческого учета. В этом же шкафу расположены блоки питания ~220В/=36В (PW 36-0,05SP), служащие для питания датчиков давления МИДА-ДИ.
Для измерения параметров и расхода природного газа используется расходомер – счетчик газа ВРСГ-1, электронный блок которого установлен в шкафу коммерческого учета.

Передача информации (используемой как для технологического контроля, так и для коммерческих расчетов) с теплосчетчикаHC-200WT  на АРМ оператора осуществляется по информационной сети системы. Для организации передачи информации с расходомера – счетчика газа ВРСГ-1 используется модуль CPU-320DS, выполняющий роль конвертора протоколов (модуль – шлюз).

 

Рис.7  Подсистема коммерческого учета. Структурная схема.

3.4. Полевая информационная шина

Полевая информационная шина обеспечивает обмен данными между подсистемами среднего уровня и АРМом оператора.

Основные характеристики информационной сети:

принцип организации

«главный-подчиненные» (master-slave);

топология

петля;

среда обмена

одна витая пара;

интерфейс

RS 485;

скорость обмена (Кбод)

38,4;

протокол обмена

BITNET

Организация шины в виде петли с отдельным каналом управления на каждом ее конце обеспечивает работоспособность всей сети в случае обрыва шины связи.

Принципы обмена:

1. обмен сообщениями о событиях с фиксацией времени события ведомыми абонентами;

2. два уровня приоритетов сообщений;

3. накопление сообщений о событиях в ОЗУ подсистем среднего уровня.

Указанные принципы позволяют при заданном объеме передаваемых данных и допустимых задержках на передачу сообщений (0,5¸2 сек.) существенно (в 3¸10 раз) снизить скорость обмена, а, следовательно, увеличить допустимую длину кабеля связи.

3.5. Нижний уровень

В АСУ ГК для контроля температур используются термопреобразователи сопротивления с унифицированным токовым сигналом типа ТСМУ (НСХ 50М). Для контроля давления используются датчики давления и разрежения типа Метран (ДИ, ДД, ДВ). Уровень в баках контролируется датчиками типа Метран ДГ. Контроль загазованности выполнен на сигнализаторах типа СТМ-30 (по метану) и СОУ-1 (по оксиду углерода). На вводах газа в котлы установлены диафрагмы с дифманометрами типа Сапфир-22МТ, датчики давления Метран-43ДИ и термопреобразователи сопротивления с унифицированным токовым сигналом типа ТСМУ (НСХ 50М).
Для розжига котла и контроля пламени горелки установлены электромагнитные клапаны, электрозапальники газовые (ЭЗР) и источники высокого напряжения ИВР-01.
Управление электротехническим оборудованием выполнено с применением пускателей типа ПБР-3А.
Регулирование технологических параметров производится с помощью клапанов с электроисполнительными механизмами типа МЭО. МЭО комплектуются датчиками положения исполнительного органа с унифицированным токовыми выходом (4 - 20) mA.

Общее количество входных сигналов и сигналов управления представлено в таблице 1.

№ п/п	Тип сигнала	Входные сигналы	Сигналы управления
1.	Аналоговые (I (4-20)mA)	139	--
2.	Дискретные («сухой контакт»	204	209

 Примечание.

В качестве датчиков температуры в место термопреобразователей с нормированным выходом могут быть использованы обычные медные или платиновые термопреобразователи любых градуировок.

Автор статьи: к.т.н. А.П. Карандашев (4932)306920