CC BY
9УДК: 004:658.011.56
Д.А. Теличенко, А.А. Шуман
ИНФОРМАЦИОННАЯ СИСТЕМА ДЛЯ КОМПЛЕКСА МОНИТОРИНГА ПАРАМЕТРОВ БТЭЦ КАК ЭТАП РЕАЛИЗАЦИИ ПОЛНОМАСШТАБНОГО АСУ ТП1
В статье решается задача разработки информационной системы для одного из этапов реализации полномасштабного АСУ ТП на Благовещенской ТЭЦ.
Ключевые слова: информационная система, АСУ ТП, мониторинг параметров, учет каналов, программный продукт, база данных.
INFORMATION SYSTEM FOR THE COMPLEX MONITORING PARAMETERS ON THE BTEC
AS A STAGE OF FULL-SCALE APCS
The paper solves the problem of developing an information system for one of the stages of a full-scale APCS at the Blagoveshchensk Cogeneration Station.
Keywords: information system, APCS, monitoring parameters, registration channels, software, database.
Введение
Автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) находят применение в различных отраслях промышленности, в том числе при производстве тепловой и электрической энергии. Полномасштабная АСУ ТП для тепловой энергетики в общем случае является многоуровневой системой управления, содержащей несколько взаимосвязанных частей (рис. 1) [1]. При этом только для одного отдельно взятого энергетического объекта (котла или турбины) такая часть - сложная система со своими связями и иерархией (рис. 2).
Необходимо отметить, что для многих предприятий России полномасштабной реализации (представленной на рис. 1) не существует, однако в части, касающейся управления и мониторинга основных технологических параметров (см. рис. 2), большинство задач и функций все же реализуется, - как, например, на Благовещенской ТЭЦ (БТЭЦ) [2].
В настоящее время на БТЭЦ имеется система контроля и управления (СКУ), функционирующая в зоне ответственности цеха тепловой автоматики и измерений (ЦТАИ), а также мониторинга параметров, разрабатываемая монтажно-наладочным участком автоматики (МНУА). СКУ вбирает в себя большую часть элементов, представленных на рис. 2. Ее структура типична для предприятий, спроектированных свыше 30 лет назад, и образуется совокупностью средств измерений, вывода данных на центральный щит с помощью показывающих приборов, а также автономно и параллельно существующей системой управления основными параметрами, образованной собственными средствами измерения и регулирующей аппаратурой [2].
1 Работа выполнена в СКБ АмГУ «Автоматизация и регулирование».
Рис. 1. Обобщенная структура АСУ ТП для тепловых электрических станций.
Рис. 2. Обобщенная структура АСУ ТП для ТЭС.
Проводимые на станции в настоящее время работы направлены на поэтапное создание полномасштабной АСУ ТП, но они еще далеки до завершения. Детальный анализ проблем реализации данных задач представлен в [2], здесь же отметим, что, несмотря на все сложности, система продолжает поэтапно и непрерывно совершенствоваться.
Аппаратная реализация системы мониторинга на БТЭЦ осуществлялась в несколько этапов. Первоначально был реализован модуль сбора данных только с контроллеров КР300, по сети. Опрашивались датчики и исполнительные механизмы, входящие в состав локальных систем
регулирования. Тогда это была единственная возможность анализа данных, и принцип имел право на существование, несмотря на то, что системы измерений, входящие в состав комплекса, калибровке и поверке не подвергались (они использовались только для осуществления функций регулирования). Впоследствии в систему были интегрированы другие контроллеры. Сбор данных был сгруппирован по отдельным серверам, а информация стала собираться с откалиброванных и поверенных датчиков, с помощью специализированных плат ввода-вывода [2]. В действие было введено и другое оборудование, работающее по промышленным протоколам передачи информации (вибрации турбин, данные с электролизной, весов и пр.).
Программная реализация существующего модуля АСУ ТП на БТЭЦ создана с привлечением комплекса Trace Mode5 компании AdAstra Research GroupLtd. Описанная выше непрерывная модернизация аппаратуры потребовала развития программной части системы мониторинга. В итоге от простейшей формы визуализации с несколькими отображаемыми значениями система развилась до сложного программно-аппаратного комплекса, со множеством окон, возможностью слежения за параметрами, сигнализации об их превышении, системой рассылки отчетов и мощной базой данных. Пользователями системы в настоящее время являются не только машинисты котла, но и инженерные работники различных подразделений, руководители служб и цехов, вспомогательный персонал станции и др.
Основные проблемы функционирования имеющихся модулей АСУ ТП и предлагаемые решения
Основная проблема на данный момент заключается в том, что на предприятии нет единой информационной системы, в которой была бы сосредоточена информация обо всех измерительных каналах. Само понятие «канал» здесь толкуют в самом широком смысле - это те параметры, с которыми приходится работать, измерять, контролировать, обсчитывать. Каждый такой канал не только единица системы мониторинга и Trace Mode, это элемент, имеющий в общем случае несколько точек измерения, по-разному учитывающийся, обслуживанием которого занимаются разные цеха и службы; он может принимать участие в регулировании и иметься в локальных СКУ.
Необходимо отметить, что отдельные структурные подразделения все же ведут свой учет измеряемых каналов (скорее, проводят систематизацию) и составляют, например, таблицы параметров с необходимыми для них свойствами в программе Excel, но все они не приведены к единому стандарту. При изменении одного параметра или его свойств это изменение не отображается у других пользователей. Данный факт особо критичен, так как существует перекрестная ответственность служб и цехов за один и тот же параметр, а также дублирование линий и средств измерения.
На рис. 3 представлен пример ведения учета параметров планово-техническим отделом (ПТО) в программе Excel, применяемый для расчета технико-экономических показателей (ТЭП).
На рис. 4 представлена таблица, которую в своей работе используют группа уровня, расхода, давления (УРД), а также ответственный за метрологическое обеспечение станции.
На рис. 5 представлена таблица каналов, учет которых ведет группа пирометрии и газового анализа (ПГА).
При детальном изучении всех данных, участвующих в обработке, были выявлены некоторые особенности.
Несмотря на то, что атрибуты у каждого канала свои, фактические значения их одни и те же и зачастую дублируются. Данный факт еще раз подчеркивает отсутствие систематизированного учета и избыточность в системе хранения данных.
Необходимо отметить, что каждый из отделов и групп использует и дополнительные сведения, не нужные другим подразделениям. Например, на рис. 5 показана колонка «Уставки», которая необходима только группе ПГА для проведения работ по своим непосредственным задачам. Между тем изменение вида датчика температуры, находящегося в зоне ответственности ПГА, должно быть автоматически отражено и в других информационных модулях, в противном случае информация во всей системе может оказаться неактуальной.
Помимо этого очевидно, что в условиях постоянного расширения задач, выполняемых модулями АСУ ТП на БТЭЦ, имеющаяся система и схема взаимодействия служб и цехов будет все усложняться, следовательно, необходимо решать проблемы актуализации сведений, создания иерархичной структуры проектируемой системы и т.п.
Таким образом, очевидно, что для предприятия актуальна задача разработки эффективной,
А В с 0 Е р С н К 1 м
3
4 №№ Наименование Позиция Диапазон Граду- Ско- Запись Панель Приме- АСУ ТП
5 п/п параметра шкалы ировка рость чание в наличии
6 ЛПМ
7 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
8 1.Котлоагрегаты 128 63
9 к/а-1
10 1 Расход питательной воды к/а-1 1К-130 0-500 т/ч 20мм Ф 1К-2 сумма + +
11 2 Расход перегретого пара к/а-1 1К-128 0-500 т/ч 20мм Ф 1К-2 сумма + +
12 3 Температура питательной воды к/а-1 1К-33 0-600 :с хк<и 20мм ПТ-6 1К-2 среднесуточное + +
13 4 Температура уходящих газов (лев) к?а-1 1К-33 0-600 "С хк<и 20мм ПТ-6 1К-2 среднесуточное + +
14 5 Температура уходящих газов (пр) к/а-1 1К-33 0-600 "С ХК<и 20мм ПТ-6 1К-2 среднесуточное + +
15 6 Температура перегретого пара к/а-1 1К-31 0-600'С ХАв 20мм ф 1К-2 среднесуточное + +
16 7 Давление перегретого пара к/а-1 1К-93 0-250 кгс/см2 20мм ф 1К-2 среднесуточное + +
17 8 Расход непрерывной продувки к/а-1 1К-121 8,3 т/ч 20мм ф 1К-3 сумма + +
10 9 Содержание Ог к/а-1 (слева) ■ь ■ ю0/« 20мм ф 1К-1 среднесуточное + +
19 10 Содержание Ог к/а-1 (справа) К-| 42 10%|/| 20мм ф 1К-1 среднесуточное + +
20 к/а-2 Г* *
21 11 Расход питательной воды к/а-2 2К-130 0-500 т/ч 20мм ф 2К-2 сумма + +
22 12 Расход перегретого пара к/а-2 2К-128 0-500 т/ч 20мм ф 2К-2 сумма + +
23 13 Температура питательной воды к/а-2 2К-33 0-600°С хк<и 20мм ПТ-6 2К-2 среднесуточное + +
24 14 Температура уходящих газов (лев) к/а-2 2К-33 0-600аС ХК(1_) 20мм ПТ-В 2К-2 среднесуточное + +
25 15 Температура уходящих газов (пр) к/а-2 2К-33 0-600аС ХК<1_) 20мм ПТ-6 2К-2 среднесуточное + +
26 16 Температура острого пара к/а-2 2К-31 0-600аС ХА® 20мм ф 2К-2 среднесуточное + +
27 17 Давление перегретого пара к/а-2 2К-93 0-250 кгс/см2 20мм ф 2К-2 среднесуточное + +
1й ■1й □ 1П11Г.М ПГ^П1(Г.|ГИ 1 г' о Т ■П1 Р 1 т/п тги»* л 11Г 1
И 1 ► « N8 1 & н I •
эргономичной и многофункциональной системы для комплекса мониторинга параметров БТЭЦ как одного из этапов реализации проекта создания полномасштабного АСУ ТП и ее необходимо решать.
ХАРАКТЕРИСТИКА И ПЕРЕЧЕНЬ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ КАНАТОВ ПО К/а №1
№п.п Адрес (№) измерительног о канала.(ИК) Измеряемый параметр Диапозон измерений Модуль преобразования аналог/цифра Сетевой адрес модуля Назначение контроль/ ТЭП Место установки модуля Заводской №-модуля Дата ввода в эксплуатацию Коэфициент смещения Коэфш. наклон;
1 8-1Ш4/1 Температура дымовых газов за скрубером №1 (1т) 0-150С° ТРМ-138 8 К 1К-2 2137488 2009Г
в-1 К004 / 2 Температура дымовых газов за скрубером №2(2г) 0-1 БОС0 к
®-1 К004 / 3 Температура дымовых газов за скрубером №3 (Зт) 0-150С° к
8-1К004/4 Температура дымовых газов за скрубером №4 [4т) 0-1БОС0 к
8-1К004/5 Температура газов в поворотной камере слева (5т) 0-1500® к
8-1К004/6 Температура газов в пово-ротной камере справа (6т) 0-1 Б0С° к
м РЕЗЕРВ
** РЕЗЕРВ
2 ао-1 коо5 Температура за котлом 0-600С° ТРМ-201 80 ТЭП 1К-3 2046129 2009Г
3 16-1К016/1 Температура холУвоздуха слеваГ 1т) 0-1 Б0С° трм-ш 16 К(тэг) 1К-1 2144333 20 ЮГ
16-1 К[>16 У 2 Температура хол^воздуха справа (2т) 0-150С° К(тэп)
16-1К016УЗ Температура воздуха до колорифера слева (Зт) 0-150С° К(тэп)
16-1К016/4 Температура воздуха до колорифера справа (4г) 0-150С° К(тэг)
16-1К016/5 Температура воздуха перед1ст ВЗП слева тыл (5т) 0-150С° К(тэг)
1в-1К01В/й Температура воздуха перед1ст ВЗП справа тыл Í6r> 0-1 БОС0 КГТЭП)
Рис. 3. Учет, проводимый ПТО.
Рис. 4. Таблица группы УРД и метролога.
Рис. 5. Таблица каналов группы ПГА.
Создаваемая система должна представлять собой специально организованный массив данных, обрабатываемый и хранящийся в едином аппаратно-программном комплексе, такая система обеспечивает быстрый доступ к оперативной и хранимой информации. При этом должна быть возможность решать следующие задачи:
1. Ведение учета с вероятностью дополнения и выборки параметров, их модификации и обеспечение единообразия в отображении.
2. Обеспечение целостности системы и актуальности хранимой информации.
3. Разграничение прав доступа к хранимым данным и привилегий пользователя, защита системы от несанкционированного вмешательства.
4. Решение вопросов взаимодействия с имеющимся архивом системы мониторинга и интеграции с другими программами, - например, Excel.
Проектирование информационной системы
При разработке информационной системы было решено сформировать главную структуру, где будут храниться все актуальные данные и их атрибуты. Впоследствии из данной структуры для каждого конкретного пользователя выбираются необходимые только ему элементы, и они же будут доступны только ему для редактирования.
После анализа исходных данных на предприятии были выбраны следующие основные элементы проектируемой системы: код (обозначение для каждого подразделения); наименование параметра (словесное описание соответствующего параметра); позиция (диспетчерское наименование параметра); дата поверки (отражает дату прохождения прибора поверки); дата окончания срока поверки (отражает дату следующей поверки); адрес измерительных каналов (диспетчерское наименование параметра, его унифицированный номер, с учетом сетевого адреса модуля); диапазон измерений для ПИП и ВИП (отражает диапазон изменения параметра для первичного измерительного преобразователя - ПИП и вторичного - ВИП); единицы измерений (указывает на то, в каких единицах измеряется параметр); модуль АЦП (если ВИП предполагает присутствие дополнительного преобразователя в промышленный протокол); сетевой адрес модуля (адрес связи
8СЛБа системы с ВИП); место установки для ПИП и ВИП (обозначение панели, где данные элементы установлены); тип для ПИП и ВИП (служит для указания типа и марки преобразователей); коэффициент смещения и наклона для ПИП, ВИП, АЦП (числовые значения для коррекции диапазона); назначение контроль/ТЭП (служит для указания типа и марки первичного измерительного преобразователя); заводской номер модуля (отражает заводской номер прибора); градуировка (соответствие абсолютных величин действительным); скорость ЛПМ (скорость лентопротяжного механизма, определяется только для ВИП, если он такой механизм имеет); запись (имеется ли его архивирование в системе); примечание (вспомогательная информация).
Из главной структуры данные формируются не только для конкретного пользователя, но и предусматривается возможность работы только с указанным оборудованием, - например, с одним
котлоагрегатом (КА) или турбоагрегатом (ТА) - см. рис. 6.
Рис. 6. Принцип формирования данных для пользователей.
Помимо пользователей из определенных отделов (предусматривается процедура аутентификации), выделен администратор системы с полными полномочиями и правами вносить изменения в главную структуру. При этом внесение новых данных происходит через автоматически генерируемый запрос «Внести данные для БТЭЦ...».
Полная структура спроектированной системы может быть представлена в виде схемы (рис. 7).
Рис. 7. Структурная схема информационной системы. Полученная в итоге концепция была реализована в виде завершенного программного продукта.
Функционирование информационной системы
Работа любого пользователя начинается с процедуры прохождения авторизации (рис. 8). Для администратора системы (имя «Ыс») в случае верной аутентификации работа продолжится, откроется
окно, представленное на рис. 9.
Рис. 8. Прохождение авторизации.
Рис. 9. Главное окно для «Ыс».
Из главного окна (рис. 9) пользователь «Ыс» может осуществить работу со всеми данными, хранящимися в системе (рис. 10), а также внести по требованию других пользователей новые данные или осуществить регистрацию новых пользователей (рис. 11).
=в] (гтМс
БТЭИ
Код * Код ПГА - Код ПТО - КодУРД - Наименование параметр - Адресизмерител - Диапозонизмерений - Единицы из - Позиция -
67 57 57 Температура подшипника 1 ** - 1К-020/7 0-100 СО 1К-020/7
58 58 58 Температура подшипника 1 ** - 1К-020/8 0-100 СО 1К-020/8
59 59 59 Температура подшипника 1 ** - 1К-021/1 0-100 СО 1К-021/1
70 70 70 Температура подшипника 1 ** - 1К-021/ 2 0-100 со 1К-021/2
71 71 71 Температура подшипника ** - 1К-021/ 3 0-100 со 1К-021/3
72 72 72 Температура подшипника 1 ** - 1К-021/ 4 0-100 со 1К-021/4
11 73 73 Температура подшибника 1 ** - 1К-021/ 5 0-100 со 1К-021/5
74 74 74 Температура подшибника 1 ** - 1К-021/ 5 0-100 со 1К-021/6
75 75 75 Температура подшипника 1 ** - 1К-021/ 7 0-100 со 1К-021/7
75 75 75 Температура подшипника 1 ** - 1К-021/ 8 0-100 со 1К-021/В
77 77 1 77 Температура пит. воды пер 54- 1К-033 /1 0-300 со 1К-033/1
78 78 2 78 Температура уходящих газе 54- 1К-033 / 2 0-500 со 1К-033/2
79 79 3 79 Температура уходящих газе 54- 1К-033 / 3 0-500 со 1К-033/3
80 80 4 80 Температура воздуха за 2ст 54- 1К-033 / 4 0-500 со 1К-033/4
81 81 5 81 Температура воздуха за 2ст 54- 1К-033 / 5 0-500 со 1К-033/5
82 82 5 82 Температура мазута 54- 1К-033 / 5 0-150 со 1К-033/6
83 83 83 Разностью д. га зов перед 2 24-1К151 /1 (-50) ...(+150) со 1К-151/1
84 84 84 Разность И д.газов перед 2 24-1К161 / 2 (-50) ...(+150) со 1К-161/2
85 85 85 Разность Ю д. га зов перед 2 24-1К151 / 3 (-50) ...(+150) со 1К-161/3
85 85 85 Разность Ш д. га зов перед 2 24-1К161 / 4 (-50) ...(+150) со 1К-161/4
87 87 87 Разность И д. га зов перед 1 24-1К161 / 5 (-50) ...(+150) со 1К-151/5
88 88 88 Разность И) д.газов перед 1 24-1К151 / 5 (-50) ...(+150) со 1К-151/6
Рис. 10. Хранящиеся в системе данные.
Рис. 11. Регистрация нового пользователя.
В случае, если после прохождения авторизации были введены имя пользователя и пароль, отличные от администратора системы, можно попасть в другие рабочие окна - см., например, рис. 12.
Рис. 12. Главное окно для пользователя группы УРД. Здесь допустимо создать запрос на внесение новых данных (рис. 13); просмотреть параметры и каналы, а также заняться персональными задачами (например, просмотреть список приборов, поверенных за последнее время (рис. 14).
Рис. 13. Внесение новых данных по требованию пользователей от УРД.
ܧ] поверенные за последнее время
Код УРД Наименование параметра Дата поверки Позиция Тип ВИН Градуировка Заводской номер модуля Место установки ВИП
Е! Температура дымовых газов за скрубером №1 (1т) 07.02.2013 1К-004/1 TPM-13S 50М 21374SS 1К-2
31 Температура дымовых газов за скрубером Г.' / (2т) 07.02.2013 1К-004/2 TPM-13S 50М 1К-2
32 Температура дымовых газов за скрубером №3 (Зт) 07.02.2013 1К-004/3 TPM-13S 50М 1К-2
33 Температура дымовых газов за скрубером №4 (4т) 07.02.2013 1К-004/4 TPM-13S 50М 1К-2
Рис. 14. Таблица приборов, поверенных за последнее время.
Имеется возможность работы с протоколами калибровки (например, рис. 15) или, как в случае работы инженерно-технических работников группы автоматических систем регулирования (АСР), обеспечивается доступ к данным участвующих в функционировании локальных САР протоколам испытания клапанов (рис. 16).
ОАО "ДГК", филиал "Амурская генерация" СП "Блвговещенская ТЭЦ" ПРОТОКОЛ КАЛИБРОВКИ На 3
Средство измерений Потенциометр_
Тип
КСП-2
№ 6063449
С пределами измерений ет "С до 600 "С
6,06 тВ до 49.11 мВ
Год выпуска 1087 Градуировка ХК Класс точюсти 0.5
В комплекте с датчиком тта На -
С пределами измерений от ЧС ДО ■С
Год выпуска - Градуировка Класс точности 0
Представленного СП "БлаговещенскаяТЭЦ"
Калибровка проводилась с применением эталонов магазин сопротивления
Типа калибратор КИСС-003 № 184 6 Класс точности 0,05
С пределами измерений от 0 и В до 20 мВ
При следующих значениях влияющих факторов:
Г воздуха - 21 г относительна? влажность воздуха - 43 %
атмосферное давление - 758 мм рт. ст.
Расчет погрешности комплекта V 0.5 1 0,5 + 0 I 11 0 = 0.6 %
Допустимая погрешность средства измерений:
0,8" 0,5 •( 49,108 - 6,862 >/ 100% = 0,169 Результаты внешнего осмотра: удовлетворительные
Номинальные значения калибруемого СИ Расчётные значения входного ситала Показания эталона Осповмая погрешность прибора
прямой ход обратным ход прямой ход обратный ход вариация
мВ мВ мВ 1vB иЕ мВ
1(0.000 6,862 6.864 6.859 0.002 -0,003 0.005
200.000 14,560 14,564 14,560 0,004 0.000 0.004
300,000 22.843 22,848 22.839 0,006 -0,004 0,009
400,000 31,492 31,497 31,487 0.006 -0.005 о.оно
500,000 4-0,299 40,303 40,297 0.004 -0.002 0,006
600.000 49,108 49,112 49,105 0,004 -0,003 0.007
На основании проведённой калибровки СИ признано Калибровку провёл калибровщик по теплотехническим измерениям
годным к дальнейшей эксплуатации
Журавлёв П И
Протокол испытания регулятора питания котлоагрегэта N51
Наименование оборудования
Котлоазр. Клапан: 1К-Р21Б "ЯУ-100*
Дата испытаний
Тип регулирующей аппаратуры
Тип и заеобекой номер балтчикое
Краткое описание регул от am ое обхода перед испытанием
Показания е момент испытания: "Р* е барабане = 137.7 кес/cii "Р" пит. воды = 190 кгс/см1 "Р* пер. пара = 130,9 кгс/оА Нагрузка на котпе = 300 т/ч
Резулотаны испытания: -j "О "мак = 254 т/ч "О'мин - 0 т/ч Люфт = 1.5 % Пропуск = О т/ч
Расчетная кривая при: "О'мак - 224 т/ч
= 50 кгс/см 1
Проверка предварительной сигнализации
Проверка автоматического аварийного сброса
Мс.*ш?ач!м ,*узи еозиущвтш лита eoöo.9
Испытания при возмущении частичным изменением нагрузки
Замечания об отклонении от нормы
28 ноября 2012 г.
Поворотный клапан, Контраст КР-300И
по "Q^napa
Замечаний нет
i '/ /
'''
/
/, О
" -50 ш . *50 л.ш "
влядшлие сзрхэ- ш
■аакрмяие сЗрха ш
Шменачьа
ЛВДУМй .ГУ-1
еозмуплеяив
JUMC. атлачелие jwm
лерехоОнож
Замечании нет
Рис. 15. Протокол калибровки.
Рис. 16. Протокол испытания клапана.
Заключение
Таким образом, в статье проанализирована существующая на БТЭЦ система мониторинга параметров и выяснено, что для дальнейшего развития проекта по созданию полномасштабного АСУ ТП необходимо создать информационную систему систематизирующей и упорядочивающей
информации об имеющихся параметрах, средствах их измерения и преобразования, которая в том числе является единой структурой, использующейся различными цехами и службами.
Полученный в итоге программный продукт построен на такой концепции, которая дает возможность его дальнейшей модернизации и решения с его помощью задач текущей эксплуатации цеха тепловой автоматики и измерений, планово-технического отдела и т.д.
1. РД 153-34.1-35.127-2002. Общие технические требования к программно-техническим комплексам для АСУ ТП тепловых электростанций. - М.: ОАО ОРГРЭС, 2002. - 76 с.
2. Безруков, Н.С. Особенности и опыт разработки проектов АСУТП для действующих объектов теплоэнергетики / Н.С. Безруков, Д.Ю. Лебедко, Д.А. Теличенко // Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов. Сборник трудов VI Всероссийской науч.-техн. конф. с международным участием. - Благовещенск: Изд-во АмГУ, 2011. - С. 108-114.
