Содержание общие вопросы метрологического обеспечения измерительных систем 9 Брюханов В. А. 9
| Вид материала | Доклад |
- Вопросы по дисциплине «Метрология, стандартизация и сертификация» для подготовки, 69.28kb.
- Организационной основой метрологического обеспечения ОАО «Теплоприбор» является Центр, 31.48kb.
- Совершенствование метрологического обеспечения инклинометрии нефтегазовых скважин 25., 254.4kb.
- Решение IX семинара по вопросам метрологического обеспечения топографо-геодезического, 201.85kb.
- Эталонный комплекс для метрологического обеспечения акустических измерений в твердом, 58.45kb.
- Экзаменационные вопросы по дисциплине «Измерительная техника», 40.7kb.
- Методика приемки из наладки в эксплуатацию измерительных каналов информационно-измерительных, 235.63kb.
- Отдел метрологического обеспечения измерений физико-химических величин, 18.17kb.
- Рабочая программа дисциплины мерительные устройства систем управления, 448.87kb.
- Анализ и синтез измерительных преобразователей с частотным выходным сигналом для информационно-измерительных, 675kb.
3. Новые разработки Измерительных Систем
Шехтман М.Б., Ладугин Д.В.
Типовые решения при создании систем управления ГРП
и коммерческих узлов учёта газа
на базе программно-технического комплекса “КРУГ-2000/Г”
1. Цель, назначение системы
Природный газ на сегодняшний день является основным видом топлива для объектов теплоснабжения, таких как, например, ТЭЦ, малых и больших котельных. При этом качество и стоимость поставляемого на объекты теплоснабжения природного газа, в целом формируют себестоимость произведённой тепловой и электрической энергии, а также определяют издержки на их производство. Использование морально и технически устаревших узлов учёта природного газа на таких предприятиях вследствие низкой точности приводит к удорожанию себестоимости выпускаемой продукции, а отсутствие грамотной автоматизации учёта потребления природного газа, контроля и управления за его диспетчеризацией на газораспределительных пунктах (ГРП) и газораспределительных станциях (ГРС) приводит к увеличению общего дисбаланса в трубопроводных сетях.
Решение проблемы связано с переоборудованием и комплексной автоматизацией газораспределительных пунктов и, как результат, создание современной автоматизированной системы учета природного газа, контроля и управления за его диспетчеризацией. Такая система в итоге обеспечит:
– взаимодействие диспетчерских служб между всеми уровнями контроля и управления технологическими процессами диспетчеризации природного газа;
– эффективное управление рабочими и технологическими процессами;
– повышение точности, достоверности и оперативности учёта расхода природного газа, что в свою очередь позволит установить реальную картину потребления газа и обеспечит объективность взаиморасчётов на границе между потребителем и поставщиком газа;
– уменьшение издержек на производство тепловой энергии за счёт более точного коммерческого учёта потребления природного газа;
– уменьшение себестоимости тепловой энергии за счёт понижения потребления энергоресурсов на собственные нужды вследствие точного и оперативного коммерческого и технического учёта материальных и энергетических потоков.
Подобные поставленные задачи успешно решаются на базе программно-технического комплекса (ПТК) “КРУГ-2000/Г”.
2. Преимущества, отличительные особенности
ПТК серии “КРУГ-2000/Г” сертифицированы, занесены в Госреестр средств измерений и имеют сертификаты об утверждении типа. Кроме того, ПТК “КРУГ-2000/Г” имеет свидетельство о взрывозащищенности и допущен к применению во взрывоопасных условиях.
Отличительными особенностями системы управления и учёта природного газа на базе ПТК “КРУГ-2000/Г” и её преимуществами по сравнению с аналогичными системами на базе классических газовых счётчиков являются:
– более высокая точность расчёта расхода природного газа за счёт высокой скорости обработки данных (1 с – в ПТК “КРУГ-2000/Г”, 15 с – в газовых счётчиках);
– более высокая достоверность расчёта расхода природного газа за счёт определения его полного компонентного состава, вследствии возможности интеграции ПТК “КРУГ-2000/Г” с высокоточными поточными газовыми анализаторами;
– широкий динамический диапазон измерений расхода, вследствии использования многопредельных составных измерительных каналов;
– возможность проведения поверки отдельных измерительных каналов системы без останова всей системы в целом;
– широкий спектр и масштабируемость выполняемых задач, вследствии модульного принципа построения программного обеспечения и однородных применяемых технических средств. В том числе учёт природного газа и его компонентов, интеграция с модулем учёта тепловой энергии и теплоносителя, взаимосвязь с функциями регулирования, защит и блокировок технологического оборудования единым программно-техническим комплексом;
– минимизация затрат при монтаже системы и её дальнейшем развитии, за счёт возможности её поэтапного ввода в эксплуатацию, вследствии модульного принципа построения ПТК “КРУГ-2000/Г” и его распределённой архитектуры;
– снижение издержек на эксплуатацию системы вследствии применения однородных программных и технических средств.
3. Функции
Коммерческий и технический учёт энергоносителей:
– измерение аналоговых электрических сигналов от устройств нижнего уровня и преобразование их в эквивалентное значение физической величины;
– автоматическое переключение диапазонов измерений составных измерительных каналов (многопредельный режим измерений);
– приём цифровой информации от интеллектуальных датчиков по интерфейсам RS232, RS485, Ethernet и Radio Ethernet.
– вычисление теплофизических параметров природного газа и его компонентов, таких как плотности в нормальных и рабочих условиях, вязкости, показателя адиабаты, коэффициента сжатия, фактора сжимаемости, теплоты сгорания, числа Воббе по измеренным значениям температуры, давления, компонентного состава природного газа (как полного, так и не полного) в соответствии с ГОСТ серии 30319 [1–4];
– вычисление расхода природного газа и его компонентов в рабочих и нормальных условиях в трубопроводе или узлах учёта любой конфигурации методом переменного перепада давления в соответствии с ГОСТ 8.563.2 [5] или методом измерений по скорости в одной точке сечения трубы в соответствии с ГОСТ 8.361 [6];
– вычисление массы и объёма природного газа и его компонентов, прошедшего в течении заданного интервала времени по трубопроводу или узлам учёта любой конфигурации;
– восстановление учётных данных за время простоя системы, ведение учёта по договорным значениям.
– формирование и вывод на печать отчётных ведомостей.
Регулирование, контроль и управление технологическим оборудованием:
– контроль, дистанционное управление и регулирование по известным законам (ПИ, ПД, ПИД) исполнительными механизмами (насосным оборудование, задвижками, клапанами и т.п.);
– реализация противоаварийных защит и блокировок технологического оборудования;
– охранная сигнализация, контроль загазованности и поддержка других функций жизнеобеспечения технологических помещений.
Взаимодействие с обслуживающим персоналом:
– визуализация на экранах мониторов операторских станций общих мнемосхем с динамической индикацией выведенных на них измеряемых и вычисляемых параметров в цифровом, табличном виде или в виде графиков изменения во времени (трендов);
– ввод исходных данных для учёта (договорные значения, коэффициенты и т.п.) в режиме реального времени данных;
– ведение протокола событий системы;
– формирование световой и звуковой сигнализации при выходе текущих значений параметров за регламентируемые границы, а также при других нештатных ситуациях (обрыв связи, выход из строя отдельного модуля и т.п.);
– архивации информации (тренды, отчётные ведомости, протокол событий) на магнитооптический диск, на CD-R/RW-диск и на жёсткий диск компьютера;
– удалённое проведение работ по сервисному обслуживанию абонентов сети системы (удалённое программирование, работа с файловыми операциями, вызов удалённого терминала);
– предоставление информации пользователям сети предприятия, посредством программного обеспечения “WEB-Контроль”;
– передача/приём данных в сторонние системы посредством файл-сервера и ОРС технологий.
4. Архитектура
Рассмотрим типовую схему построения автоматизированной системы учёта природного газа, контроля и управления ГРП (ГРС) на базе ПТК “КРУГ-2000/Г”, изображённую на рис. 1.
В общем случае система представляет собой многоуровневую, иерархически распределённую автоматизированную систему, интегрированную в сеть предприятия.
Нижний уровень – условно уровень КИП, может быть представлен датчиками параметров потока, а именно: датчики температуры (термометры сопротивления), датчики давления и разности давлений, газовым анализатором; исполнительными механизмами (электрозадвижки, клапаны и отсекатели, насосное оборудование и т.д.), датчиками загазованности и т.п.
Средний уровень в общем случае может быть представлен микропроцессорными контроллерами и устройствами связи с объектом (УСО), представляющими собой совокупность измерительных модулей ввода/вывода. УСО, размещаются в непосредственной близости к объекту автоматизации (например на ГРП), собирают информацию с датчиков нижнего уровня, после чего в цифровом формате она передаётся в контроллер. Полученные данные в контроллере обрабатываются, и на их основе осуществляется вычисление теплофизических и количественных параметров энергоносителя, а также производится выдача управляющих сигналов на исполнительные механизмы.
Рис. 1. Схема построения автоматизированной системы учёта природного газа, контроля и управления ГРП (ГРС) на базе ПТК “КРУГ-2000/Г”
Средний уровень может быть выполнен по схеме 100% “горячего” резервирования и зеркализации процессорной части, модулей ввода/вывода, сетевого оборудования и локально-вычислительной сети. При выходе из строя одного из указанных компонентов в безударном режиме немедленно в работу вводится резерв.
Верхний уровень – условно операторский, строится с использованием архитектуры клиент-сервер и может быть представлен в общем случае серверами станций оператора-архивирования, станциями оператора – клиентами, станцией инжиниринга и станцией Web-контроля.
Серверы, выполненные по схеме 100% “горячего” резервирования и зеркализации, осуществляют визуализацию, хранение, заданную обработку данных, поступающих с контроллера.
Станции оператора – клиенты предназначены для оперативного контроля и дистанционного управления исполнительными механизмами, технологическим процессом в целом.
Станция инжиниринга и станция Web-контроля реализуют функции удалённого доступа к компонентам системы.
Посредством Станции инжиниринга обслуживающий персонал системы осуществляет наладочные работы на операторских станциях и контроллере, связанные с выполнением следующих функций:
– выполнение операций с дисками станций операторов и контроллера;
– работа с абонентами локальной вычислительной сети системы в режиме удалённого терминала;
– коррекция системного времени абонентов системы;
– диагностика контроллера и УСО в режиме on-line;
– выполнение операций по работе с контроллером (сетевая загрузка, модификация ПО контроллеров, программирование, перезагрузка);
– работа с протоколом сообщения станции инжиниринга.
Станция Web-Контроля обеспечивает доступ на просмотр информации системы сторонним пользователям в заводской сети. Так, посредством браузера Internet сети (например, Internet Explorer) пользователь заводской сети при наличии соответствующего доступа может просмотреть в режиме реального времени текущее состояние мнемосхем, отчётных ведомостей, графиков и т.п.
5. Технические характеристики ПТК “КРУГ-2000/Г”
Период опроса аналоговых измерительных каналов (20 – 1000) мс.
Период вычисления количественных параметров энергоносителя 1 с.
Общее количество входных/выходных измерительных каналов до 30000.
Пределы допускаемой основной приведённой погрешности измерительных каналов ПТК “КРУГ-2000/Г” для стандартных сигналов тока, напряжения, сопротивления (0,025 – 0,3) % в зависимости от типа используемых УСО.
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности преобразования сигналов термопреобразователей сопротивления в значения температуры (0,2 – 1) С в зависимости от типа используемого УСО.
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности преобразования сигналов термопар в значения температуры (0,5 – 5) С в зависимости от типа используемого типа УСО и нормированной статической характеристики термопары.
Пределы допускаемой основной приведённой погрешности выходных аналоговых сигналов постоянного тока (0,1 – 0,5) % в зависимости от типа используемых УСО.
Пределы допускаемой относительной погрешности ведения интервальных счётчиков расхода природного газа и его компонентов, прошедшего в течении заданного интервала времени по трубопроводу или узлу учёта в целом – 0,1 %.
Пределы допускаемой основной относительной погрешности вычисления мгновенного массового или объёмного расхода теплоносителя в трубопроводе или по узлу учёта в целом 0,15 %.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени – 5 с (за 24 часа).
6. Опыт внедрений ПТК “КРУГ-2000/Г”
Среди объектов внедрения автоматизированных систем управления и учёта на базе ПТК “КРУГ-2000/Г” являются: Саранская ТЭЦ-2, Пензенская ТЭЦ-1; Киришский НПЗ, Саратовский НПЗ и др.
7. Выводы
Таким образом, внедрение современных, высокоточных автоматизированных систем учета природного газа, контроля и управления за его диспетчеризацией, на базе ПТК “КРУГ-2000/Г” является перспективным решения поставленных задач:
– повышения достоверности учета потребляемого газа, а следовательно решением проблемы небаланса между поставщиками и потребителями.
– уменьшение издержек на производство тепловой энергии за счёт более точного коммерческого учёта потребления природного газа
– уменьшение себестоимости тепловой энергии за счёт понижения потребления энергоресурсов на собственные нужды вследствии точного и оперативного коммерческого и технического учёта материальных и энергетических потоков.
Литература
1. ГОСТ 30319.0-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения
2. ГОСТ 30319.1-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки
3. ГОСТ 30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости
4. ГОСТ 30319.3-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния
5. ГОСТ 8.563.2 -97ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Методика выполнения измерений с помощью сужающих устройств
6. ГОСТ 8.361-79 ГСИ. Расход жидкости и газа. Методика выполнения измерений по скорости в одной точке сечения трубы
Авторы
Шехтман Михаил Борисович – генеральный директор НПФ “КРУГ”, к.т.н.
E-mail: shehtman@krug2000.ru
Ладугин Денис Витальевич – зам. нач. отдела систем учета НПФ “КРУГ”
E-mail: krug@krug2000.ru
Россия, 440028, Пенза, ул. Титова, 1-Г www.krug2000.ru
Тел. (841-2) 55-64-75, 55-64-97, 49-94-14. Факс. (841-2) 55-64-76