АСУ

Зачем нужно АИИС КУЭ?

admin Comments

Счетчик ЭЭ

Цели, функции и показатели эффективности на примере АИИС КУЭ ТЭЦ.

Целью создания АИИС КУЭ является получения достоверной информации о производстве, передаче, распределении и потреблении электрической энергии на оптовом рынке электроэнергии и решения основных технико-экономических задач по точкам учета ТЭЦ.

Функции АИИС КУЭ:

— Измерение количества потребленной/отпущенной электрической энергии по точкам поставки, позволяющее определить величины учетных показателей, используемых в финансовых расчетах ТЭЦ.

— Периодический и/или  по запросу автоматический сбор измеренных данных с дискретностью определенной в проектной документации.

— Хранение измеренных параметров в специализированной базе данных, отвечающей требованиям повышенной защищенности от потери информации и от несанкционированного доступа.

— Передача информации пользователям АИИС КУЭ (АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и др.)

— Формирование и ведение технической, оперативной и отчетной документации

— Обеспечение контроля диспетчерского графика производства электроэнергии в соответствии с «Положением о диспетчерском графике» субъекта ОРЭ»

— Обеспечение непрерывного мониторинга для кратко- и долгосрочного планирования режимов производства электроэнергии и мощности

— Конфигурирование и настройка параметров учета ЭЭ.

— Наличие сервера для организации доступа к информации в реальном времени.

Показатели эффективности АИИС КУЭ:

— Измерение количества потребленной/отпущенной электрической энергии по точкам поставки, позволяющее определить величины учетных показателей, используемых в финансовых расчетах ООО «Тепловая генерация г. Волжского» на оптовом рынке электроэнергии

— Обеспечение контроля диспетчерского графика производства электроэнергии

— Отсутствие штрафных санкций от АО «АТС»

Срок полезного использования оборудования АИИС КУЭ составляет 12 лет.

АИИС КУЭ ТЭЦ

admin Comments

АСКУЭ

Пример краткого описания автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии (далее АИИС КУЭ) ТЭЦ.

В состав АИИС КУЭ ТЭЦ входит 54 точки учета.

АИИС КУЭ состоит из 3-х уровней:

I уровень –  приборы учета электрической энергии (счетчики эл. энергии типа СЭТ-4ТМ; класс точности акт/реакт. 0,2S/0,5; интерфейс связи RS 485; трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН) класса точности не ниже 0,5). На территории ТЭЦ средства измерений установлены на ОРУ 110 кВ, РУ 6 кВ;

II уровень – автоматизированная система управления, предназначенная для сбора информации:

— на ТЭЦ — устройство сбора и передачи информации УСПД — сетевой индустриальный контроллер «СИКОН С1» установлен в помещении ГрЩУ Главного корпуса — 1 шт. и на релейном щите ОРУ-110 кВ установлен «СИКОН С50» — 1 шт.

Устройство синхронизации времени УСВ-1 установлено на территории ТЭЦ в аппарате управления.

III уровень – центр сбора информации, с программным обеспечением «Пирамида 2000». По линиям связи информация передается в Центр сбора информации (центральный сервер), расположенный на территории ТЭЦ в аппарате управления.

Все 3 уровня представляют собой единую базу данных. Конфигурированием и синхронизацией таблиц на каждом уровне управляет Центр сбора информации (ЦСИ).

Для измерения (формирования, счета) текущих значений времени и даты, по сигналам проверки и времени «шести» точек или по сигналам через GPS или Глонасс/GPS и передачи этих данных через последовательный интерфейс RS-232 в АИИС КУЭ предусмотрено устройство синхронизации времени УСВ-2.

Требования к надежности систем АСУ

admin Comments

Фото операторной

Требования к надежности систем АСУ устанавливаются в соответствии с ГОСТ 24.701.

Срок службы комплекса технических средств с учетом восстановления и замены отказавших частей — не менее 10 лет. Обеспечение Заказчика в этот период запасными частями, расходными материалами или эквивалентными элементами с аналогичными функциями должно осуществляться в рамках дополнительных сервисных договоров.

Критериями оценки надежности аппаратуры, используемой в подсистеме технологических защит, являются средняя вероятность несрабатывания (на один канал) за интервал времени один год при заданной частоте запросов, периоде обслуживания и среднем времени устранения неисправности, а так же параметр ложных срабатываний на один канал.

Средняя вероятность несрабатывания за год не должна превышать 5*10-5.

Параметр потока ложных срабатываний 1/ч не более 5*10-6.

Для других систем АСУ критерием надежности являются средняя наработка на отказ и среднее время восстановления устройств.

Нормирование надежности комплекса технических средств производится согласно требованиям РД 153-34.1-35.127-2002.

 

Подсистема, вид отказа

 Средняя наработка на

отказ, тыс.ч.,

не менее

 Среднее время восстановления, ч.,

не более
Автоматическое регулирование:    
— канальный отказ (отказ по одному контуру регулирования);  

20,0

  

1
— групповой отказ (одновременный отказ от 2-х до 10-ти контуров регулирования);  

50,0

  

1
— полный отказ подсистемы автоматического регулирования.  

100,0

  

1
Дистанционное управление:    
— невозможность управления по одному каналу;  

200,0

  

1
— невозможность управления по двум и более каналам;  

300,0

  

1
— ложное срабатывание по одному каналу.  

1000,0

  

0,5
Отображение информации оператору-технологу:    
— невозможность вызова одной видеограммы; 10,0 1
— отсутствие динамической информации по одному каналу; 30,0  

1
— невозможность вызова всех видеограмм одной операторской станции;  

200,0

  

1
— невозможность вызова всех видеограмм на всех операторских станциях.  

400,0

  

1
Регистрация аварийных ситуаций (РАС):    
— отказ по одному параметру РАС; 20,0 1
— полный отказ РАС. 100,0 1


Нормирование надежности комплекса технических средств, используемых в реализации функций ТЗ и Б производится согласно РД 153-34.1-35.137-00.

* — проверяйте актуальность нормативно-технической документации.

Нормы на создание АСУ

admin Comments

Логотип РСТ

Разрабатываемая АСУ ТП должна удовлетворять требованиям следующих основных нормативно — технических документов:

  • ГОСТ 34.602-89 «Техническое задание на создание автоматизированной системы;
  • РД 50-34.698-90 «Автоматизированные системы. Требования к содержанию документов»;
  • ГОСТ 34.201.89 «Виды, комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем»;
  • СП 77.13330.2016 «Системы автоматизации. Актуализированная редакция СНиП 3.05.07-85»;
  • РД 153-34.1-35.137-00 «Технические требования к подсистеме технологических защит, выполненных на базе микропроцессорной техники»;
  • РД 153-34.1-35.142-00 «Методические указания по эксплуатации технологических защит, выполненных на базе микропроцессорной техники»;
  • РД 34.11.202-95 «Методические указания. Измерительные каналы информационно-измерительных систем. Организация и порядок проведения метрологической аттестации»;
  • ПР 50.2.022-99 «Порядок осуществления государственного метрологического контроля и надзора за применением и состоянием измерительных комплексов с сужающими устройствами»;
  • СП 76.13330.2016 «Электротехнические устройства. Актуализированная редакция СНиП 3.05.06-85»;
  • Правила устройства электроустановок 7-е издание.

Далее АСУ ТП разрабатывается в соответствии с отраслевыми нормами, например, для теплоэнергетики список документов выглядит следующим образом:

— РД 153-34.1-35.127-2002 «Общие технические требования к ПТК АСУ ТП тепловых электростанций»;

— СТО 70238424.27.100.038-2009 «Автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) ТЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования»;

— СТО 70238424.27.100.010-2011 «Автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) ТЭС. Условия создания. Нормы и требования»;

— СТО 70238424.27.100.078-2009 «Системы КИП и тепловой автоматики ТЭС. Условия создания. Нормы и требования»;

  • Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденных приказом Минэнерго РФ от 19 июня 2003 г. № 229;
  • РД 153-34.1-35.523-2002 «Методические указания по оснащению рациональным объемом резервных аппаратных средств контроля и управления котлотурбинным оборудованиям ТЭС, оснащенным АСУ ТП»;
  • РД 34.35.414-91 «Правила организации пусконаладочных работ по АСУ ТП на тепловых электростанциях»;

 

* — проверяйте актуальность нормативно-технической документации.

ПТК САРГОН

admin Comments

Фото SCADA системы САРГОН

Система автоматизированного управления горелками (САУГ) ПТК САРГОН, обеспечивает управление технологическим процессом розжига и набора мощности горелок: управление ПЗК (предохранительно-запорный клапан) горелок; регулирующими клапанами на подаче воздуха и газа/мазута к горелкам, а также сбор информации с аналоговых и дискретных датчиков о технологическом процессе и состоянии арматуры. Кроме того, система САУГ выполняет функции защит и блокировок, технологической сигнализации.

САУГ ПТК САРГОН удовлетворяет требования РД 153-34.1-35.127-2002 «Общие технические требования к ПТК АСУ ТП тепловых электростанций» и обеспечивает выполнение следующих функций:

  • дистанционное управление исполнительными устройствами;
  • автоматическое регулирование;
  • технологические блокировки;
  • технологические защиты;
  • технологическая сигнализация;
  • программно-логическое управление;
  • контроль и диагностика состояния элементов САУГ и информационной системы;
  • настройку и управление функционирования программно-техническим комплексом и системы управления горелками с автоматизированного рабочего места (АРМ), инженера АСУТП.

ПТК САРГОН аттестован РАО ЕЭС для использования в АСУ ТП основного теплоэнергетического оборудования тепловых электростанций.

Нижний уровень базируется на контроллерах. Количество и конфигурация контроллеров обеспечивает требуемый объем ввода, вывода и обработки информации. В контроллерах, управляющих горелками, предусмотрен резерв, достаточный для реализации по 6 дополнительных единиц запорной арматуры на горелку (всего 36).

Контроллеры, реализующие технологические защиты, соответствуют требованиям РД 153-34.1-35.137-00.

Контроллеры, реализующие технологические защиты, защитные блокировки и регулирование зарезервированы.

Существующие технологические защиты и сигнализация сохраняются.

ПТК САРГОН является разработкой компании АО «НВТ-Системы», в прошлом НТЦ НВТ-Автоматика.