1. Розподіл теплового навантаження споживачів теплової енергії у системі теплопостачання між джерелами теплової енергії, що постачають теплову енергіюу цій системі теплопостачання здійснюється органом, уповноваженим відповідно до цього Федеральним закономна затвердження схеми теплопостачання шляхом внесення щороку змін до схеми теплопостачання.
2. Для розподілу теплового навантаження споживачів теплової енергії всі теплопостачальні організації, які володіють джерелами теплової енергії в цій системі теплопостачання, зобов'язані подати до органу, уповноваженого відповідно до цього Федерального закону на затвердження схеми теплопостачання, заявку, що містить відомості:
1) про кількість теплової енергії, яку теплопостачальна організація зобов'язується постачати споживачам та теплопостачальним організаціям у цій системі теплопостачання;
2) про обсяг потужності джерел теплової енергії, яку теплопостачальна організація зобов'язується підтримувати;
3) про діючі тарифи у сфері теплопостачання та прогнозні питомі змінні витрати на виробництво теплової енергії, теплоносія та підтримку потужності.
3. У схемі теплопостачання повинні бути визначені умови, за наявності яких існує можливість постачання теплової енергії споживачам від різних джерел теплової енергії за збереження надійності теплопостачання. За наявності таких умов розподіл теплового навантаження між джерелами теплової енергії здійснюється на конкурсній основі відповідно до критерію мінімальних питомих змінних витратна виробництво теплової енергії джерелами теплової енергії, що визначаються у порядку, встановленому основами ціноутворення у сфері теплопостачання, затвердженими Урядом Російської Федерації, на підставі заявок організацій, які володіють джерелами теплової енергії, та нормативів, що враховуються при регулюванні тарифів у галузі теплопостачання на відповідний період регулювання.
4. Якщо теплопостачальна організація не згодна з розподілом теплового навантаження, здійсненим у схемі теплопостачання, вона має право оскаржити рішення про такий розподіл, прийняте органом, уповноваженим відповідно до цього Федерального закону на затвердження схеми теплопостачання, до уповноваженого Урядом Російської Федерації федерального органу виконавчої влади.
5. Теплопостачальні організації та тепломережні організації, які здійснюють свою діяльність в одній системі теплопостачання, щорічно до початку опалювального періоду зобов'язані укладати між собою угоду про управління системою теплопостачання відповідно до правил організації теплопостачання, затверджених Урядом Російської Федерації.
6. Предметом зазначеної в частині 5 цієї статті угоди є порядок взаємних дій щодо забезпечення функціонування системи теплопостачання відповідно до вимог цього Закону. Обов'язковими умовамизазначеної угоди є:
1) визначення супідрядності диспетчерських служб теплопостачальних організацій та тепломережевих організацій, порядок їх взаємодії;
2) порядок організації налагодження теплових мереж та регулювання роботи системи теплопостачання;
3) порядок забезпечення доступу сторін угоди або, за взаємною домовленістю сторін угоди, іншої організації до теплових мереж для здійснення налагодження теплових мереж та регулювання роботи системи теплопостачання;
4) порядок взаємодії теплопостачальних організацій та тепломережевих організацій у надзвичайних ситуаціях та аварійних ситуаціях.
7. У випадку, якщо теплопостачальні організації та тепломережні організації не уклали зазначену в цій статті угоду, порядок управління системою теплопостачання визначається угодою, укладеною на попередній опалювальний період, а якщо така угода не укладалася раніше, зазначений порядок встановлюється органом, уповноваженим відповідно до цієї статті. Федеральним законом затвердження схеми теплопостачання.
В рамках постачання електрощитового обладнання були поставлені силові шафи та шафи керування для двох корпусів (ІТП). Для прийому та розподілу електроенергії у теплових пунктах використовуються вступно-розподільні пристрої, що складаються з п'яти панелей кожне (всього 10 панелей). У вступних панелях встановлені перемикачі рубильники, обмежувачі перенапруги, амперметри та вольтметри. Панелі АВР в ІТП1 та ІТП2 реалізовані на базі блоків автоматичного введення резерву. У розподільчих панелях ВРУ встановлені апарати захисту та комутації (контактори, пристрої плавного пуску, кнопки та лампи) технологічного обладнаннятеплові пункти. Всі автоматичні вимикачі мають контакти стану, що сигналізують про аварійне відключення. Ця інформація передається на контролери, встановлені у шафах автоматики.
Для контролю та управління обладнанням використовується контролери ОВЕН ПЛК110. До них підключені модулі введення/виведення ОВЕН МВ110-224.16ДН, МВ110-224.8А, МУ110-224.6У, а також сенсорні панелі оператора.
Введення теплоносія здійснюється безпосередньо у приміщення ІТП. Подача води на гаряче водопостачання, опалення та теплопостачання повітронагрівачів систем вентиляції повітря здійснюється з корекцією за температури зовнішнього повітря.
Відображення технологічних параметрів, аварій, стан обладнання та диспетчерське управління ІТП здійснюється з АРМ диспетчерів в об'єднаному ЦДП будівлі. На сервері диспетчеризації здійснюється зберігання архіву технологічних параметрів, аварій, стану обладнання ІТП.
Автоматизацією теплових пунктів передбачається:
- підтримання температури теплоносія, що подається до системи опалення та вентиляції, відповідно до температурного графіка;
- підтримання температури води у системі ГВП на подачі споживачам;
- програмування різних температурних режимів по годинах доби, днях тижня та святковим дням;
- контроль за дотриманням значень параметрів, що визначаються технологічним алгоритмом, підтримка технологічних та аварійних меж параметрів;
- контроль температури теплоносія, що повертається до теплової мережі системи теплопостачання, за заданим температурним графіком;
- вимірювання температури зовнішнього повітря;
- підтримка заданого перепаду тиску між подавальним та зворотним трубопроводами систем вентиляції та опалення;
- керування циркуляційними насосами за заданим алгоритмом:
- включення/вимикання;
- керування насосним обладнанням із частотними приводами за сигналами від ПЛК, встановленими в шафах автоматики;
- періодичне перемикання основний/резервний для забезпечення однакового напрацювання;
- автоматичне аварійне перемикання на резервний насос контролю датчика перепаду тиску;
- автоматична підтримка заданого перепаду тиску в системах теплоспоживання.
- керування регулюючими клапанами теплоносія у первинних контурах споживачів;
- управління насосами та клапанами підживлення контурів опалення вентиляції;
- завдання значень технологічних та аварійних параметрів через систему диспетчеризації;
- керування дренажними насосами;
- контроль стану електричних вводів за фазами;
- синхронізація часу контролера з єдиним часом системи диспетчеризації (СОЄВ);
- пуск обладнання після відновлення електроживлення відповідно до заданого алгоритму;
- надсилання аварійних повідомлень до системи диспетчеризації.
Інформаційний обмін між контролерами автоматизації та верхнім рівнем (АРМ зі спеціалізованим ПЗ диспетчеризації MasterSCADA) здійснюється за протоколом Modbus/TCP.
Мал. 6. Двопровідна лінія з двома коронуючими проводами за різних відстаней між ними
16 м; 3 - Ьп = 8 м; 4 - Ь,
СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ
1. Єфімов Б.В. Грозові хвилі у повітряних лініях. Апатити: Вид-во КНЦ РАН, 2000. 134 с.
2. Костенко М.В., Кадомська К.П., Левіншгейн МЛ., Єфремов І.А. Перенапруги та захист від них у
повітряних та кабельних електропередач високої напруги. Л.: Наука, 1988. 301 с.
A.M. Прохоренко
МЕТОДИ ПОБУДУВАННЯ АВТОМАТИЗОВАНОЇ СИСТЕМИ РОЗПОДІЛЕНОГО УПРАВЛІННЯ ТЕПЛОПОСТАЧАННЯМ МІСТА
Питанням впровадження ресурсозберігаючих технологій у сучасної Росіїприділяється значна увага. Особливо гостро ці питання стоять у районах Крайньої Півночі. Як паливо для міських котелень використовується мазут, який доставляється залізничним транспортом з центральних регіонів Росії, що істотно підвищує вартість теплової енергії, що виробляється. Тривалість
опалювального сезону в умовах Заполяр'я на 2-2,5 місяці довше порівняно з центральними районами країни, що пов'язано з кліматичними умовами Крайньої Півночі. При цьому теплоенергетичні підприємства мають виробляти необхідну кількість теплоти у вигляді пари, гарячої води за певних параметрів (тиск, температура) для забезпечення життєдіяльності всіх міських інфраструктур.
Зниження витрат на вироблення теплової енергії, що відпускається споживачам, можливе тільки за рахунок економічного спалювання палива, раціонального використанняелектроенергії для власних потребпідприємств, зведення втрат теплоти до мінімуму на ділянках транспортування (теплові мережі міста) та споживання (будівлі, підприємства міста), а також зниження чисельності обслуговуючого персоналуна дільницях виробництва.
Вирішення всіх цих завдань можливе лише за рахунок впровадження нових технологій, обладнання, технічних засобівуправління, що дозволяють забезпечити економічну ефективністьроботи теплоенергетичних підприємств, а також підвищити якість управління та експлуатації теплоенергетичних систем.
Постановка задачі
Одна з важливих завданьу сфері теплофікації міст - створення теплопостачальних систем із паралельною роботою кількох джерел тепла. Сучасні системицентралізованого теплопостачання міст склалися як дуже складні, просторово розподілені системи із замкнутою циркуляцією. Властивість саморегулювання у споживачів, як правило, відсутня, розподіл теплоносія проводиться попередньою установкою спеціально розрахованих (на один із режимів) постійних гідравлічних опорів [1]. У зв'язку з цим випадковий характер відбору теплової енергії споживачами пари та гарячої води призводить до складних у динамічному відношенні перехідних процесів у всіх елементах теплоенергетичної системи (ТЕС).
Оперативний контроль стану віддалених об'єктів та управління обладнанням, що знаходиться на контрольованих пунктах (КП), неможливі без розробки автоматизованої системи диспетчерського контролю та управління центральними тепловими пунктами та насосними станціями(АСДК та У ЦТП та СР) міста. Тому однією з актуальних проблемє керування потоками теплової енергії з урахуванням гідравлічних характеристикяк самих теплових мереж, і споживачів енергії. Вона вимагає вирішення завдань, пов'язаних зі створенням теплопостачальних систем, де паралельно роз-
ботають кілька джерел тепла (теплових станцій - ТЗ)) на загальну теплову мережу міста та на загальний графік теплового навантаження. Такі системи дозволяють економити паливо при теплофікації, збільшувати рівень завантаження основного обладнання, здійснювати експлуатацію котлоагрегатів в режимах з оптимальними значеннями ККД.
Вирішення задач оптимального управління технологічними процесамиопалювальної котельні
Для вирішення завдань оптимального управління технологічними процесами опалювальної котельні "Північна" Державного обласного теплоенергетичного підприємства (ГОТЕП) "ТЕКОС" у рамках гранту Програми імпорту енергозберігаючих та природоохоронних обладнання та матеріалів (ПІЕПОМ) Російсько-Американського комітету було здійснено постачання обладнання (фінансування уряду США). Це обладнання та розроблене для нього програмне забезпеченнядозволили вирішити широке коло завдань реконструкції на базовому підприємстві ГОТЕП "ТЕКОС", а отримані результати – тиражувати на теплоенергетичні підприємства області.
Основою реконструкції систем управління котлоагрегатами ТЗ стала заміна морально застарілих засобів автоматизації центрального пульта управління та локальних системавтоматичне регулювання на сучасну мікропроцесорну розподілену систему управління. Впроваджена розподілена система управління котлоагрегатами на базі мікропроцесорної системи (МПС) TDC 3000-S (Supper) фірми Honeywell забезпечила єдине комплексне рішення для реалізації всіх системних функцій керування технологічними процесами ТС. Експлуатована МПС має цінні якості: простоту і наочність компонування функцій управління та експлуатації; гнучкістю виконання всіх вимог процесу з урахуванням показників надійності (робота в режимі "гарячого" резерву другого комп'ютера та УСО), готовністю та економічністю; легким доступом до всіх даних системи; простотою зміни та розширення сервісних функцій без зворотного впливу на систему;
покращеною якістю подання інформації у вигляді, зручному для прийняття рішень (дружній інтелектуальний операторський інтерфейс), що сприяє скороченню помилок оперативного персоналу під час експлуатації та контролю процесів ТЗ; комп'ютерним створеннямдокументації АСУ ТП; підвищену експлуатаційну готовність об'єкта (результат самодіагностики системи управління); перспективністю системи з високим ступенем інновації. У системі TDC 3000 - S (рис. 1) є можливість підключення зовнішніх контролерів PLC інших виробників (ця можливість реалізується за наявності модуля шлюзу PLC). Інформація від PLC контролерів ото-
бражається в ТОС у вигляді масиву точок, доступного для читання-запису з програм користувача. Це дає можливість використовувати для збору даних розподілені станції введення-виводу, встановлені в безпосередній близькості від керованих об'єктів, і передавати дані в ТГЗ по інформаційному кабелю, використовуючи один із стандартних протоколів. Подібний варіант дозволяє інтегрувати нові об'єкти управління, зокрема автоматизовану системудиспетчерського контролю та управління центральними тепловими пунктами та насосними станціями (АСДКіУ ЦТПіНС), до наявної АСУ ТП підприємства без зовнішніх змін для користувачів.
Локальна комп'ютерна мережа
Універсальні станції
Комп'ютерний прикладний Історичний
шлюз модуль модуль
Локальна мережауправління
Шлюз магістралі
I Резервний (АРММ)
Модуль Удосконалення. ного менеджера процесу (АРММ)
Універсальна мережа управління
Контролери введення-виводу
Кабельні траси 4-20 мА
Станція введення-виведення SIMATIC ЕТ200М.
Контролери введення-виводу
Мережа PLCпристроїв (PROFIBUS)
Кабельні траси 4-20 мА
Датчики витрати
Датчики температури
Датчики тиску
Аналізатори
Регулятори
Частотні станції
Засувки
Датчики витрати
Датчики температури
Датчики тиску
Аналізатори
Регулятори
Частотні станції
Засувки
Мал. 1. Збір інформації розподіленими станціями PLC, передачі її в TDC3000-S для візуалізації та обробки з подальшою видачею керуючих сигналів
Проведені експериментальні дослідження показали, що процеси, що протікають у паровому казані в експлуатаційних режимах його роботи, мають випадковий характер і відносяться до нестаціонарних, що підтверджується отриманими результатами математичної обробки та статистичного аналізу. Враховуючи випадковий характер процесів, що протікають у паровому котлі, за міру оцінки якості управління прийнято оцінки зміщення математичного очікування (МО) M(t) і дисперсії 5 (?) за основними координатами регулювання:
Їм, (t) 2 MZN (t) - MrN (t) ^ гМих (t) ^ min
де Mzn(t), Mmn(t) - задане і поточне МО основних регульованих параметрів парового котла: кількість повітря, кількість палива, а також паропроизводительность котла.
s 2 (t) = 8|v (t) - q2N (t) ^ s ^ (t) ^ min, (2)
де 52Tn, 5zn2(t) - поточна та задана дисперсії основних регульованих параметрів парового котла.
Тоді критерій якості управління матиме вигляд
Jn = I [авМй(t) + ßsö;, (t)] ^min, (3)
де n = 1, ..., j; - ß – вагові коефіцієнти.
Залежно від режиму роботи котла (регулювальний чи базовий) має формуватися оптимальна стратегіяуправління.
Для регулювального режиму роботи парового котла стратегія управління повинна бути спрямована на підтримання тиску в паровому колекторі постійним незалежно від витрати пари споживачами теплової енергії. Для цього режиму роботи за міру якості управління прийнято оцінку зміщення МО тиску пари в головному паровому колекторі у вигляді
ер (/) = Рг(1) - Рт () ^Б^ (4)
де ВД, Рт(0 - задане та поточне середнє значення тиску пари в головному паровому колекторі.
Зміщення тиску пари в головному паровому колекторі з дисперсії з урахуванням (4) має вигляд
(0 = -4г(0 ^^ (5)
де (УрзОО, арт(0 - задана та поточна дисперсії тиску).
Для налаштування коефіцієнтів передачі регуляторів контурів багатозв'язкової системи керування котла використовувалися методи нечіткої логіки.
У процесі дослідної експлуатації автоматизованих парових котлів було накопичено статистичний матеріал, що дозволив отримати порівняльні (з роботою неавтоматизованих котлоагрегатів) характеристики техніко-економічної ефективності впровадження нових методів та засобів управління та продовжити реконструкційні роботи на інших котлах. Так, за період піврічної експлуатації неавтоматизованих парових котлів № 9 та 10, а також автоматизованих парових котлів № 13 та 14 були отримані результати, які представлені в табл.1.
Визначення параметрів оптимального завантаження теплової станції
Для визначення оптимального завантаження ТЗ необхідно знати енергетичні характеристики їх парогенераторів і котельні в цілому, які є залежністю між кількістю палива, що підводиться, і одержуваної теплоти.
Алгоритм знаходження цих характеристик включає наступні етапи:
Таблиця 1
Показники роботи котлоагрегатів
Назва показника Значення показників дою котлів
№9-10 № 13-14
Вироблення тепла, Гкал Витрата тошшва, т Питома норма витрати палива на вироблення 1 Гкал теплової енергії, кг у.т.
1. Визначення теплової продуктивності котлів для різних режимів навантаження їх роботи.
2. Визначення втрат теплоти А() з урахуванням ККД котлів та їх корисного навантаження.
3. Визначення навантажувальних характеристик котлоагрегатів у діапазоні зміни від мінімально допустимих до максимальних.
4. Виходячи із зміни сумарних втрат теплоти в парових котлах визначення їх енергетичних характеристик, що відбивають годинну витрату умовного палива, за формулою 5 = 0,0342 (0, + АС?).
5. Отримання енергетичних характеристик котелень з використанням енергетичних характеристик котлів.
6. Формування з урахуванням енергетичних характеристик ТЗ керуючих рішень про послідовність та черговість їх завантаження протягом опалювального періоду, а також у літній сезон.
Інше важливе питання організації паралельної роботи джерел (ТЗ) - визначення факторів, що надають суттєвий вплив на навантаження котелень, та завдань системи управління теплопостачанням щодо забезпечення споживачів необхідною кількістю теплової енергії при можливо мінімальних витратахна її вироблення та передачу.
Розв'язання першого завдання здійснюється за допомогою ув'язування графіків подачі з графіками використання теплоти за допомогою системи теплообмінних апаратів, рішення другої - за допомогою встановлення відповідності теплового навантаження споживачів її вироблення, тобто за допомогою планування зміни навантаження та зниження втрат під час передачі теплової енергії. Забезпечення ув'язування графіків подачі та використання теплоти має здійснюватися за рахунок застосування локальної автоматики на проміжних щаблях від джерел теплової енергії до її споживачів.
Для вирішення другого завдання пропонується реалізувати функції оцінки запланованого навантаження споживачів з урахуванням економічно обґрунтованих можливостей джерел енергії (МС). Такий підхід можливий з використанням методів ситуаційного управління з урахуванням реалізації алгоритмів нечіткої логіки. Основний фактор, що істотно впливає на
теплове навантаження котелень, - це та її частина, яка використовується на опалення будівель та на гаряче водопостачання. Середній тепловий потік (Ваттах), що використовується на опалення будівель, визначається за формулою
де /від - Середня температуразовнішнього повітря за певний період; г( - середня температура внутрішнього повітря опалювального приміщення (температура, яку потрібно підтримувати на заданому рівні); /0 - розрахункова температура зовнішнього повітря для проектування опалення;<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).
З формули (6) видно, що теплове навантаження на опалення будинків визначається переважно температурою зовнішнього повітря.
Середній тепловий потік (Ваттах) на гаряче водопостачання будівель визначається виразом
1,2ш(а + ^)(55 - ^) р
Іт „. „ _ с"
де т – число споживачів; а – норма витрати води на гаряче водопостачання при температурі +55 °С на одну особу на добу в літрах; Ь - норма витрати води на гаряче водопостачання, що споживається в громадських будинках, при температурі +55 °С (приймається рівною 25 літрів на добу на одну особу); з – теплоємність води; /х- температура холодної (водопровідної) води в опалювальний період (приймається рівною +5 ° С).
Аналіз виразу (7) показав, що при розрахунку середнє теплове навантаження на гаряче водопостачання виходить постійним. Реальний відбір теплової енергії (у вигляді гарячої води з крана), на відміну від розрахованого значення, має випадковий характер, що пов'язано зі збільшенням розбору гарячої води вранці і ввечері, і зменшенням відбору протягом дня і ночі. На рис. 2, 3 представлені графіки зміни
Oil 012 013 014 015 016 017 018 019 1 111 112 113 114 115 116 117 118 119 2 211 212 213 214 215 1 3 13 314 315 316 317
дні місяця
Мал. 2. Графік зміни температури води в ЦТП N9 5(7 - пряма котельна вода,
2 – пряма квартальна, 3 – вода на ГВП, 4 – зворотна квартальна, 5 – зворотна котельна вода) та температури зовнішнього повітря (6) за період з 1 по 4 лютого 2009 року
тиску та температури гарячої води для ЦТП № 5, які були отримані з архіву СДКі У ЦТП та НР м. Мурманська.
З настанням теплих днів, коли температура довкілля протягом п'яти діб не опускається нижче +8 °С, опалювальне навантаження споживачів відключається та теплова мережа працює на потреби гарячого водопостачання. Середній тепловий потік на ГВП у неопалювальний період розраховується за формулою
де - Температура холодної (водопровідної) води в неопалювальний період (приймається рівною +15 ° С); р - коефіцієнт, що враховує зміну середньої витрати води на ГВП у неопалювальний період стосовно опалювального періоду (0,8 - для житлово-комунального сектора, 1 - для підприємств).
З урахуванням формул (7), (8) розраховуються графіки теплового навантаження споживачів енергії, які є основою для побудови завдань із централізованого регулювання подачі теплової енергії ТЗ.
Автоматизована система диспетчерського контролю та управління центральними тепловими пунктами та насосними станціями міста
Специфічна особливість міста Мурманська полягає в тому, що воно розташоване на горбистій місцевості. Мінімальна висотна позначка 10 м, максимальна – 150 м. У зв'язку з цим тепломережі мають важкий п'єзометричний графік. Через підвищений тиск води на початкових ділянках збільшується аварійність (розриви труб).
Для оперативного контролю стану віддалених об'єктів та управління обладнанням, що знаходиться на контрольованих пунктах (КП),
Мал. 3. Графік зміни тиску води в ЦТП N° 5 за період з 1 по 4 лютого 2009 року: 1 - вода на ГВП, 2 - пряма котельня вода, 3 - пряма квартальна, 4 - зворотна квартальна,
5 – холодна, 6 – зворотна котельна вода
була розроблена АСДКіУЦТПіНС міста Мурманська. Контрольовані пункти, на яких у процесі реконструкційних робіт встановлено обладнання телемеханіки, розташовані на відстані до 20 км від головного підприємства. Зв'язок із обладнанням телемеханіки на КП здійснюється за виділеною телефонною лінією зв'язку. Центральні бойлерні (ЦТП) і насосні станції являють собою окремі будівлі, в яких встановлено технологічне обладнання. Дані з КП надходять на диспетчерський пункт (в ПКАРМ диспетчера), що знаходиться на території ТЗ "Північна" підприємства "ТЕКОС", і сервер ТЗ, після чого стають доступними користувачам локальної обчислювальної мережі підприємства для вирішення своїх виробничих завдань.
Відповідно до завдань, які вирішуються за допомогою АСДКіУЦТПіНС, комплекс має дворівневу структуру (рис. 4).
Рівень 1 (верхній, груповий) – пульт диспетчера. На цьому рівні реалізовані такі функції: централізований контроль та дистанційне керування технологічними процесами; відображення даних на дисплеї пульта керування; формування та видача від-
парної документації; формування завдань в АСУ ТП підприємства на керування режимами паралельної роботи теплових станцій міста на загальну міську теплову мережу; доступ користувачів локальної мережі підприємства до бази даних технологічного процесу.
Рівень 2 (локальний, місцевий) – обладнання КП з розміщеними на них датчиками (сигналізації, вимірювання) та кінцевими виконавчими пристроями. На цьому рівні реалізовані функції збору та первинної обробки інформації, видача керуючих впливів на виконавчі механізми.
Функції, що виконуються АСДКіУЦТПіНС міста
Інформаційні функції: контроль показань датчиків тиску, температури, витрати води та контроль стану виконавчих механізмів (увімк./вимк., відкр./закр.).
Керуючі функції: керування мережевими насосами, насосами гарячої води, технологічним обладнанням КП.
Функції візуалізації та реєстрації: всі інформаційні параметри та параметри сигналізації відображаються натрендах та мнемосхемах операторської станції; всі інформаційні
ПК АРМ диспетчера
Адаптер ШВ/К8-485
Виділені телефонні лінії
Контролери КП
Мал. 4. Структурна схема комплексу
параметри, параметри сигналізації, команди управління реєструються в базі даних періодично, а також у випадках зміни стану.
Функції сигналізації: відключення електроенергії на КП; спрацьовування датчика затоплення на КП та охорони на КП; сигналізація від датчиків граничного (високого/низького) тиску в трубопроводах та віддатчиків аварійної зміни стану виконавчих механізмів (вкл./викл., відкр./закр.).
Концепція системи підтримки прийняття та виконання рішень
Сучасна автоматизована система управління технологічними процесами (АСУ ТП) є багаторівневою людино-машинною системою управління. Диспетчер у багаторівневій АСУ ТП отримує інформацію з монітора ЕОМ та впливає на об'єкти, що знаходяться від нього на значній відстані, за допомогою телекомунікаційних систем, контролерів, інтелектуальних виконавчих механізмів. Таким чином, диспетчер стає головною дійовою особою в управлінні технологічним процесом підприємства. Технологічні процеси у теплоенергетиці потенційно небезпечні. Так, за тридцять років кількість врахованих аварій подвоюється приблизно кожні десять років. Відомо, що в режимах складних систем енергетики помилки через неточність вихідних даних становлять 82-84%, через неточність моделі -14-15%, через неточність методу - 2-3%. Зважаючи на велику частку похибки вихідних даних виникає і похибка для цільової функції, що призводить до значної зони невизначеності при виборі оптимального режиму роботи системи. Ці проблеми можна усунути, якщо розглядати автоматизацію не просто як спосіб заміщення ручної праці безпосередньо при управлінні виробництвом, а як засіб аналізу, прогнозу та управління. Перехід від диспетчеризації до системи підтримки прийняття рішення означає перехід до нової якості – інтелектуальної інформаційної системи підприємства. В основі будь-якої аварії (крім стихійних лих) лежить помилка людини (оператора). Одна з причин цього - старий, традиційний підхід до побудови складних систем управління, орієнтований на застосування нових техні-
ських та технологічних досягнень при недооцінці необхідності використання методів ситуаційного управління, методів інтеграції підсистем управління, а також побудови ефективного людино-машинного інтерфейсу, орієнтованого на людину (диспетчера). При цьому передбачено перенесення функцій диспетчера щодо аналізу даних, прогнозування ситуацій та прийняття відповідних рішень на компоненти інтелектуальних систем підтримки прийняття та виконання рішень (СППІР). Концепція СППІР включає цілу низку коштів, об'єднаних спільною метою - сприяти прийняттю та реалізації раціональних та ефективних управлінських рішень. СППІР - це діалогова автоматизована система, яка виступає як інтелектуальний посередник, що підтримує природно-мовний інтерфейс користувача із ЗСАОА-системою, і використовує правила прийняття рішень, відповідні моделі та бази. Поряд із цим СППІР здійснює функцію автоматичного супроводу диспетчера на етапах аналізу інформації, розпізнавання та прогнозування ситуацій. На рис. 5 представлена структура СППІР, за допомогою якої диспетчер ТС здійснює керування теплопостачанням мікрорайону.
З зазначеного вище можна назвати кілька нечітких лінгвістичних змінних, які впливають навантаження ТЗ, отже, і роботу теплових мереж . Ці змінні наведено у табл. 2.
Залежно від сезону, часу доби, дня тижня, а також характеристик довкілля блок оцінки ситуацій здійснює розрахунок технічного стану та необхідної продуктивності джерел теплової енергії. Такий підхід дозволяє вирішувати проблеми економії палива при теплофікації, збільшувати рівень завантаження основного обладнання, здійснювати експлуатацію котлів в режимах з оптимальними значеннями ККД.
Побудова автоматизованої системи розподіленого управління теплопостачанням міста можлива за таких умов:
впровадження автоматизованих систем керування котлоагрегатами опалювальних котелень. (Впровадження АСУ ТП на ТЗ "Північна")
Мал. 5. Структура СППІР опалювальної котельні мікрорайону
Таблиця 2
Лінгвістичні змінні, що визначають навантаження опалювальної котельні
Позначення Назва Область значень (універсальна безліч) Терми
^міс Місяць від січня до грудня «січ», «лютий», «березень», «квітень», «травень», «червень», «липень», «серпень», «сент», «окт», «листопад» , «Грудень»
День тижня робочий або вихідний «робітник», «вихідний»
ТСуг Час доби від 00:00 до 24:00 «ніч», «ранок», «день», «вечір»
т 1 н.в Температура зовнішнього повітря від -32 до +32 ° С "нижче", "-32", "-28", "-24", "-20", "-16", "-12", "-8", "^1", "0", "4", "8", "12", "16", "20", "24", "28", "32", "вище"
1"в Швидкість вітру від 0 до 20 м/с "0", "5", "10", "15", "вище"
забезпечило зниження питомої норми витрат палива на котлах № 13,14 порівняно з котлами № 9,10 на 5,2 %. Економія електроенергії після встановлення частотних векторних перетворювачів на приводи вентиляторів та димососів котла № 13 склала 36 % (питома витрата до реконструкції - 3,91 кВт-год/Гкал, після реконструкції - 2,94 кВт-год/Гкал, а для котла
№ 14 – 47 % (питома витрата електроенергії до реконструкції – 7,87 кВт-год/Гкал., після реконструкції – 4,79 кВт-год/Гкал);
розроблення та впровадження АСДКіУЦТПіНС міста;
запровадження методів інформаційної підтримки операторів МС та АСДКіУЦТПіНС міста з використанням концепції СППІР.
СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ
1. Шубін Є.П. Основні питання проектування систем теплопостачання міст. М: Енергія, 1979. 360 с.
2. Прохоренко А.М. Реконструкція опалювальних котелень на базі інформаційно-керівних комплексів // Наука виробництва. 2000. № 2. С. 51-54.
3. Прокхоренков А.М., Совлюков А.С. Fuzzy моделі в керівних системах бойлера прив'язують технологічні процеси // Computer Standarts & Interfaces. 2002. Vol. 24. P. 151-159.
4. Месарович M., Мако Д., Такахара Я. Теорія ієрархічних багаторівневих систем. М.: Світ, 1973. 456 з.
5. Прокхоренков А.М. Методи для identifikation of random process characteristics in information processing systems // IEEE Transactions on instrumentation and measurement. 2002. Vol. 51, N 3. P. 492-496.
6. Прохоренко А.М., Качала H.M. Обробка випадкових сигналів у цифрових промислових системах управління // Цифрова обробка сигналів. 2008. № 3. С. 32-36.
7. Прокхоренков А.М., Качала Н.М. Визначення класифікації характеристик мандатних процесів // Measurement Techniques. 2008. Vol. 51 № 4. P. 351-356.
8. Прохоренко А.М., Качала H.M. Вплив класифікаційних характеристик випадкових процесів на точність обробки результатів вимірів // Вимірювальна техніка. 2008. N 8. С. 3-7.
9. Прокхоренков А.М., Качала Н.М., Saburov I.V., Sovlukov A.S. Інформаційна система для аналізу процесів радіусу в невизначених об'єктах // Proc. of the Third IEEE Int. Workshop on Intelligent Data Acquisition and Advanced Computing Systems: Technology and Applications (IDAACS "2005). Sofia, Bulgaria. 2005. P. 18-21.
10. Методи робастного нейро-нечіткого та адаптивного управління / За ред. Н.Д. Єгупова // М: Вид-во МДТУ ім. н.е. Баумана, 2002". 658 с.
П. Прокхоренков А.М., Качала Н.М. Ефективність adaptive algoritms for tuning regulators in control controls systems sled to influence of random disturbances // BicrniK: Науково-техніч. ж-л. Спецвипуск. Черкаський державний технол. ун-т.-Черкаськ. 2009. С. 83-85.
12. Прокхоренков А.М., Saburov I.V., Sovlukov A.S. Data maintenance for processes decision-making under industrial control // BicrniK: науково-техніч. ж-л. Спецвипуск. Черкаський державний технол. ун-т. Вінниця. 2009. С. 89-91.
Особливостями теплопостачання є жорсткий взаємовплив режимів теплопостачання та теплоспоживання, а також множина точок постачання кількох товарів (теплова енергія, потужність, теплоносій, гаряча вода). Мета теплопостачання, не забезпечення генерації та транспорту, а підтримка якості названих товарів для кожного споживача.
Ця мета досягалася щодо ефективно при стабільних витратах теплоносія у всіх елементах системи. "Якісне" регулювання, що застосовується у нас, по самій своїй суті передбачає зміну тільки температури теплоносія. Поява будівель із регульованим споживанням забезпечила непередбачуваність гідравлічних режимів у мережах за збереження сталості витрат у самих будинках. Скарги у сусідніх будинках довелося ліквідувати завищеною циркуляцією та відповідними масовими перетопами.
Гідравлічні розрахункові моделі, що застосовуються сьогодні, не дивлячись на їх періодичне калібрування, не можуть забезпечити облік відхилень витрат на вводах будівель через зміну внутрішніх тепловиділень та споживання гарячої води, а також впливу сонця, вітру та дощу. При фактичному якісно-кількісному регулюванні необхідно “бачити” систему в реальному часі та забезпечити:
- контроль максимальної кількості точок постачання;
- зведення поточних балансів відпустки, втрат та споживання;
- керуючий вплив за неприпустимого порушення режимів.
Управління має бути максимально автоматизованим, інакше його просто неможливо реалізувати. Завдання полягало в тому, щоб досягти цього без надмірних витрат на обладнання контрольних точок.
Сьогодні, коли у великій кількості будівель є вимірювальні системи з витратомірами, датчиками температури та тиску, використовувати їх лише для фінансових розрахунків нерозумно. АСУ «Тепло» побудовано переважно на узагальненні та аналізі інформації «від споживача».
Під час створення АСУ були подолані типові проблеми застарілих систем:
- залежність від коректності обчислень приладів обліку та достовірності даних у невірних архівах;
- неможливість зведення оперативних балансів через нестикування часу вимірювань;
- неможливість контролю швидкозмінних процесів;
- невідповідність новим вимогам інформаційної безпеки федерального закону "Про безпеку критичної інформаційної інфраструктури Російської Федерації".
Ефекти від застосування системи:
Служби роботи зі споживачами:
- визначення реальних балансів за всіма видами товарів та комерційних втрат:
- визначення можливих позабалансових доходів;
- контроль фактичного споживання потужності та відповідності її ТУ на підключення;
- запровадження обмежень, що відповідають рівню платежів;
- перехід на двоставковий тариф;
- контроль КПЕ для всіх служб, що працюють зі споживачами, та оцінка якості їхньої роботи.
Експлуатація:
- визначення технологічних втрат та балансів у теплових мережах;
- диспетчерське та аварійне управління за фактичними режимами;
- підтримання оптимальних температурних графіків;
- контроль стану мереж;
- налагодження режимів теплопостачання;
- контроль відключень та порушень режимів.
Розвиток та інвестиції:
- достовірна оцінка результатів запровадження проектів поліпшень;
- оцінка ефектів інвестиційних витрат;
- розробка схем теплопостачання у реальних електронних моделях;
- оптимізація діаметрів та конфігурації мережі;
- зниження витрат на підключення при врахуванні реальних резервів пропускної спроможності та енергозбереження у споживачів;
- планування ремонтів
- організація спільної роботи ТЕЦ та котелень.
