Реферат: Разработка системы теплоснабжения

Реферат: Разработка системы теплоснабжения

города Самары

ВВЕДЕНИЕ

Развитие современной вычислительной техники, электроники и радиотехники позволяет создавать сложные системы, предназначенные для выполнения различных научных, производственных, технологических задач. Использование таких систем призвано улучшить качество, эффективность тех или иных производственных целей. Существует несколько научных направлений, в основе которых лежит объединение вычислительной техники и электроники с технологическими процессами, радиоаппаратурой. На основе этих направлений разработано огромное количество самых разных по функциям охранных, противопожарных систем. Если раньше объединение различных высоконаучных технологий и средств вычислительной техники использовалось в основном в решении различных научных проблем, таких как освоение космоса, изучение недр земли и многих других, то сейчас такие высоконаучные технологии используются и в повседневной жизни.

Особенностью проекта является его разработка на основе действующей системы теплоснабжения города Самары. В настоящее время предусмотрено техническое оснащение более 100 пунктов учета тепловой энергии, расположенных в Солнечном и Приволжском микрорайонах города. Аппаратно-программный комплекс предназначен для передачи и контроля измеряемых параметров с пунктов учета тепловой энергии, рассредоточенных по территории города Самары, на диспетчерский пункт. Применение аппаратно-программного комплекса позволит повысить эффективность работы системы теплоснабжения города, улучшит оперативность выполнения тех или иных восстановительных работ, так как комплекс будет следить за работой системы теплоснабжения круглосуточно. Рассматриваемая тепловая сеть находящаяся в Солнечном и Приволжском микрорайонах, состоит из следующих элементов:

– подающих трубопроводов;

– обратных трубопроводов;

– тепловых насосных станций.

Объектами системы являются тепловые насосные станции. Станции имеют две разновидности технологических схем. На станциях первого типа тепловые насосы стоят на обратных линиях. На станциях второго типа имеются теплообменники, а насосы установлены на подающих линиях. Однако разница в технологических схемах не имеет существенного значения для решения принципиальных вопросов по построению системы. Разница будет лишь в точках установки некоторых датчиков. Все основные решения одинаковы для тепловых насосных станций как первого, так и второго типа[1].

Количество тепловой энергии и масса (или объем) теплоносителя, полученные потребителем, определяются энергоснабжающей организацией на основании показаний приборов его узла учета за определенный Договором период по формуле:

Q = Qи + Qп + (Gп + Gгв + Gу)*(h2 - hхв)*10-3,

где Qи - тепловая энергия, израсходованная потребителем, по показаниям теплосчетчика;

Qп - тепловые потери на участке от границы балансовой принадлежности системы теплоснабжения потребителя до его узла учета. Эта величина указывается в Договоре и учитывается, если узел учета оборудован не на границе балансовой принадлежности;

Gп - масса сетевой воды, израсходованной потребителем на подпитку систем отопления, по показаниям водосчетчика (учитывается для систем, подключенных к тепловым сетям по независимой схеме);

Gгв - масса сетевой воды, израсходованной потребителем на водозабор, по показаниям водосчетчика (учитывается для открытых систем теплопотребления);

Gу - масса утечки сетевой воды в системах теплопотребления. Ее величина определяется как разность между массой сетевой воды G1 по показанию водосчетчика, установленного на подающем трубопроводе, и суммой масс сетевой воды (G2 + Gгв) по показаниям водосчетчиков, установленных соответственно на обратном трубопроводе и трубопроводе горячего водоснабжения, Gу = [G1 - (G2 + Gгв)];

h2 - энтальпия сетевой воды на выводе обратного трубопровода источника теплоты;

hхв - энтальпия холодной воды, используемой для подпитки систем теплоснабжения на источнике теплоты.

Величины h2 и hхв определяются по соответствующим измеренным на узле учета источника теплоты средним за рассматриваемый период значениями температур и давлений[2].

В системах теплопотребления, где приборами учета определяется только масса (или объем) теплоносителя, при определении величины израсходованной тепловой энергии по выражению значение Qи находится по формуле:

Qи = G1*(h1 - h2)*10-3,

где G1 - масса сетевой воды в подающем трубопроводе, полученная потребителе и определенная по его приборам учета;

h1 - энтальпия сетевой воды на выводе подающего трубопровода источника теплоты;

h2 - энтальпия сетевой воды на выводе обратного трубопровода источника теплоты.

Величины h1, h2 определяются по соответствующим измеренным на узле учета источника теплоты средним за рассматриваемый период значениям температур и давлений.

Аппаратно-программный комплекс предназначен для контроля из диспетчерского пункта, который расположен на насосной станции “Солнечная”, за работой тепловых насосных станций Солнечного и Приволжского микрорайонов. Теплоснабжение города действует в условиях постоянно растущей нагрузки, обусловленной продолжающимся жилищным строительством. При этом необходимо решать следующие вопросы:

– повышение надежности теплоснабжения, то есть обеспечение бесперебойной подачи тепла потребителям;

– снижение эксплуатационных расходов.

Тепловая сеть характеризуется рассредоточенностью трубопроводов и тепловых насосных станций по территории города, большим числом параметров контроля, изменение одного из которых ведет за собой изменение ряда других. Многие события, происходящие в тепловой сети, возникают в случайные моменты времени и заранее не могут быть предсказаны (прорывы трубопроводов, поломки насосов, аварии в системе электроснабжения насосных).

При достаточно большом числе контролируемых пунктов, входящих в состав системы теплоснабжения, сложной структуре их рассредоточенности, значительно повышаются требования к оперативности действий системы управления.

Любая система характеризуется технической и информационной надежностью. Наиболее эффективным путем повышения достоверности принятой информации является использование собственных возможностей системы. Применяя в соответствии с внешними условиями тот или иной способ формирования сигналов, используя наиболее близкий к оптимальному методу их передачу можно обеспечить требуемую надежность передачи информации. В этой системе информация передается с помощью радиосигналов, так как в условиях города Самары и состояния телефонной городской сети это наиболее приемлемый и доступный в экономическом смысле способ.

Внедрение аппаратно-программного комплекса позволяет отказаться от постоянного обслуживающего персонала на тепловых насосных станциях. Дежурство обслуживающего персонала будет организовано в одном месте - диспетчерском пункте, что позволит снизить эксплуатационные расходы. Современное состояние микроэлектроники, вычислительной техники позволяет эффективно решать задачи повышения надежности и качества теплоснабжения крупных городов. Это вызвано тем, что комплекс в значительной мере превосходит человека в способности наблюдать и контролировать, в виду того, что количество и размещение датчиков может быть любым. Основным звеном системы является контроллер на пункте учета тепловой энергии, так как его аппаратное и программное обеспечение - это звено передачи информации. Он выполняет команды программы и организует передачу информации. Программное обеспечение делится на общее программное обеспечение, поставляемое со средствами вычислительной техники и специальное программное обеспечение, которое специально разработано для данной конкретной системы и включает программы, реализующие ее функции.

1. Постановка задачи

1.1. Требования к аппаратно-программным средствам периферийных устройств системы сбора показаний счетчиков тепловой энергии

Конечным звеном аппаратно-программного комплекса должен являться компьютер (ПК), на котором обрабатывается и отображается вся получаемая от контролируемых пунктов информация. Персональный компьютер на диспетчерском пункте должен работать круглосуточно, под управлением специально разработанного программного обеспечения. Программное обеспечение обеспечивает связь с модемом-декодером, отображает на экране дисплея состояние всех пунктов учета тепловой энергии по очереди.

Программное обеспечение, математическое обеспечение должно быть универсальным, позволять подключение очередного пункта учета тепловой энергии к системе независимо от технологических особенностей ее работы, с различным числом и типом основного оборудования контролируемого пункта. Должна предусматриваться возможность работы с контролируемым пунктом в информационном режиме и в режиме реализации функций телесигнализации. Экранная картинка на мониторе персонального компьютера должна отображать информационно-управляющие особенности опрашиваемого в данный момент времени пункта учета тепловой энергии. Работа аппаратуры диспетчерского пункта и аппаратуры контролируемого пункта от резервного источника электропитания должна обеспечиваться в течение 14 часов.

Узел учета тепловой энергии оборудуется средствами измерения (теплосчетчиками, водосчетчиками, тепловычислителями, счетчиками пара, приборами, регистрирующими параметры теплоносителя, и др.), зарегистрированными в Государственном реестре средств измерений и имеющими сертификат Главгосэнергонадзора Российской Федерации.

Приборы учета - приборы, которые выполняют одну или несколько функций: измерение, накопление, хранение, отображение информации о количестве тепловой энергии, массе (или объеме), температуре, давлении теплоносителя и времени работы самих приборов.

Тепловой пункт (ТП) - комплекс устройств для присоединения систем теплопотребления к тепловой сети и распределения теплоносителя по видам теплового потребления.

Тепловая сеть - совокупность трубопроводов и устройств, предназначенных для передачи тепловой энергии.

Узел учета - комплект приборов и устройств, обеспечивающий учет тепловой энергии, массы (или объема) теплоносителя, а также контроль и регистрацию его параметров.

Водосчетчик - измерительный прибор, предназначенный для измерения объема (массы) воды (жидкости), протекающей в трубопроводе через сечение, перпендикулярное направлению скорости потока.

Теплосчетчик - прибор или комплект приборов (средство измерения), предназначенный для определения количества теплоты и измерения массы и параметров теплоносителя.

Тепловычислитель - устройство, обеспечивающее расчет количества теплоты на основе входной информации о массе, температуре и давлении теплоносителя.

Зависимая схема подключения системы теплопотребления - схема присоединения системы теплопотребления к тепловой сети, при которой теплоноситель (вода) из тепловой сети поступает непосредственно в систему теплопотребления.

Закрытая водяная система теплоснабжения - система теплоснабжения, в которой вода, циркулирующая в тепловой сети, из сети не отбирается.

Независимая схема подключения системы теплопотребления - схема присоединения системы теплопотребления к тепловой сети, при которой теплоноситель, поступающий из тепловой сети, проходит через теплообменник, установленный на тепловом пункте потребителя, где нагревает вторичный теплоноситель, используемый в дальнейшем в системе теплопотребления.

Открытая водяная система теплоснабжения - водяная система теплоснабжения, в которой вода частично или полностью отбирается из системы потребителями теплоты [2].

При использовании для учета тепловой энергии теплосчетчиков, тепловычислителей и счетчиков массы (объема), реализующих принцип измерения расхода теплоносителя методом переменного перепада давления (где в качестве сужающего устройства используется диафрагма, сопло или другое сужающее устройство, выполненное в соответствии с требованиями РД50 - 411- 83), узел учета должен быть аттестован в индивидуальном порядке Госстандартом и согласован с Госэнергонадзором.

Каждый прибор учета должен проходить проверку с периодичностью, предусмотренной для него Госстандартом. Приборы учета, у которых истек срок действия проверки и (или) сертификации, а также исключенные из реестра средств измерений, к эксплуатации не допускаются.

Выбор приборов учета для использования на узле учета источника теплоты осуществляет энергоснабжающая организация по согласованию с Госэнергонадзором.

Выбор приборов учета для использования на узле учета потребителя осуществляет потребитель по согласованию с энергоснабжающей организацией.

В случае разногласий между потребителем и энергоснабжающей организацией по типам приборов учета, окончательное решение принимается Госэнергонадзором.

Приборы учета должны быть защищены от несанкционированного вмешательства в их работу, нарушающего достоверный учет тепловой энергии, массы (или объема) и регистрацию параметров теплоносителя.

В Правилах учета тепловой энергии и теплоносителя установлены требования к метрологическим характеристикам приборов учета, измеряющих тепловую энергию, массу (объем) воды, пара и конденсата и регистрирующих параметры теплоносителя для условий эксплуатации, определенных Договором.

Теплосчетчики должны обеспечивать измерение тепловой энергии горячей воды с относительной погрешностью не более:

–     5%, при разности температур между подающим и обратным трубопроводами от 10 до 20 °С;

-     4%, при разности температур между подающим и обратным трубопроводами более 20 °С.

Теплосчетчики должны обеспечивать измерение тепловой энергии горячей пара с относительной погрешностью не более:

–     5%, в диапазоне расхода пара от 10 до 30%;

–     4%, в диапазоне расхода пара от 30 до 100%.

Водосчетчики должны обеспечивать измерение массы (объема) теплоносителя с относительной погрешностью не более:

– 2% в диапазоне расхода воды и конденсата от 4 до 100%.

Счетчики пара должны обеспечивать измерение массы теплоносителя с относительной погрешностью не более:

– 3% в диапазоне расхода пара от 10 до 100%.

Для прибора учета, регистрирующего температуру теплоносителя, абсолютная погрешность Dt, °С, измерения температуры не должны превышать значений, определяемых по формуле:

Dt = ± (0,6 + 0,004*t),

где t температура теплоносителя.

Приборы учета, регистрирующие давление теплоносителя, должны обеспечивать измерение давления с относительной погрешностью не более 2%.

Приборы учета, регистрирующие время, должны обеспечивать измерение текущего времени с относительной погрешностью не более 0,1 % [3].

Одним из тепловычислителей, который может найти применение в системе может стать Тепловычислитель Многофункциональный Микропроцессорный ТВМ-441.

Тепловычислитель многофункциональный микропроцессорный ТВМ-441 (в дальнейшем - тепловычислитель) предназначен для сбора, обработки и регистрации информации о количестве полученной потребителем или выработанной производителем тепловой энергии, температуре, давлении, объеме (массе) теплоносителя и о времени работы в открытых и закрытых водяных системах теплоснабжения при давлениях до 1,6 МПА (16 кг\см2) и температурах до +150 °С.

Область применения - теплоэнергетика, системы коммерческого учета расхода горячей воды и тепловой энергии, автоматизированные систем сбора и обработки данных тепло и водопотребления.

Оборудован энергонезависимым таймером реального времени и обеспечивает вычисление следующих параметров по заданной гидравлической схеме:

– массы теплоносителя в трубопроводах систем теплоснабжения;

– разность температур;

– разность давления;

– потребленной тепловой энергии;

– тепловой мощности.

Производит диагностику датчиков, линий связи и напряжения батареи (аккумулятора), также контроль данных поступающих от датчиков. Информация о неисправностях архивируется и сохраняется в энергонезависимой памяти.

Установочные параметры тепловычислителя вводятся с клавиатуры с ограниченной возможностью доступа, обеспечивается вывод на жидкокристаллический индикатор необходимой информации по требованию, осуществляется установка необходимых параметров с помощью iButton фирмы Dallas Semiconductor, обеспечивается прием необходимых параметров и передача информации по спецификации RS485, RS232. Имеет возможность питания от сети переменного тока 220В 50Гц, обеспечивает передачу необходимой информации с помощью iButton в компьютер, имеет возможность включения в информационную сеть с другими тепловычислителями и компьютером по спецификации RS485, обеспечивает работу в автономном режиме (без внешнего источника питания).

Измерение температуры:

(Для измерения разности температур необходимо использовать подобранные пары датчиков)

– количество измерительных каналов - 4;

– тип температурных датчиков - термометры сопротивления, градуировочные характеристики Pt100 или Pt500;

– диапазон измерения температуры - +1…+150 °С;

– абсолютная погрешность измерения, не более ± (0,2 +0,04t) °С;

– абсолютная погрешность измерения разности температур - не более ± 0.1 °С;

– схема включения датчика - 3-х проводная;

– длина линии связи до датчика, - не более 100м.

Измерение расхода (массы) теплоносителя:

– количество измерительных каналов - 4;

– типы водосчетчиков (расходомеров) (выходной сигнал - импульсный) - ОСВИ Ду 25..40, ВМХ, ВМГ Ду 40…300, ВЭПС-ТИ Ду 20…200, ДНЕПР-7 Ду до 1600 и им аналогичные;

– диапазон измерения расхода (массы) - определяется типом водосчетчика;

– абсолютная погрешность измерения - ± 1 импульс;

– длина линии связи до датчика, не более - 100м.

Измерение давления теплоносителя в трубопроводах:

– количество измерительных каналов - 1;

– типы манометров (выходной сигнал 0-5мА, 0-20мА или 4-20мА) - САПФИР- 22М, САПФИР-100, СТАРТ-400 и им аналогичные;

– диапазон измерения - 0 - 1,6 МПА;

– относительная приведенная погрешность измерения выходного сигнала, не более - ±0,5%;

– длина линии связи до датчика, не более - 100м;

– относительная приведенная погрешность, не более - ±0,01%.

Вычисление тепловой энергии производится при разности температур не менее 0,1°С.

Измерение параметров и их архивация производится с дискретностью по времени 1час.

Время работы тепловычислителя в автономном режиме не менее 1 года.

Тепловычислитель имеет климатическое исполнение УХЛ 4 по ГОСТ 15150. По устойчивости к климатическим воздействиям - группа исполнения В4 по ГОСТ12997 и рассчитан на эксплуатацию при температуре окружающего воздуха от +1 до +50 °С и относительной влажности не более 95%.

Тепловычислитель имеет степень защиты IP65 по ГОСТ 14254.

По устойчивости к механическим воздействиям тепловычислитель относится к виброустойчивому и вибропрочному исполнению группы 1 по ГОСТ12997.

Тепловычислитель устойчив к воздействию внешнего магнитного поля напряженностью до 400А/м, изменяющегося синусоидально с частотой 50 Гц [4].

1.2. Задачи, которые должны решать периферийные устройства системы

На данный момент реализации ТМС выполняет функции телеизмерения и телесигнализации. Проектируемая система является комплексом из трех основных частей:

– аппаратных средств (датчики, радиостанции, преобразователи);

– программного обеспечения для компьютера;

– математического обеспечения, содержащего правила и формулы преобразования информации.

Аппаратно-программный комплекс предназначен для передачи значений контролируемых параметров на значительное расстояние от объектов контроля. Основная задача, которая решается при создании телеизмерительной аппаратуры, заключается в том, чтобы обеспечить возможность измерения как электрических, так и неэлектрических параметров с высокой степенью точности. С этой целью любая измеряемая величина преобразуется в другую, вспомогательную величину, удобную для передачи по каналу связи, которая не искажалась бы каналом связи, не зависела от действия помех и могла передаваться с минимальной затратой энергии.

Система телесигнализации позволяет на расстоянии следить за работой оборудования тепловой насосной станции (состояние насосов) или пунктом учета, а также система должна оповещать диспетчера об аварийных ситуациях, возникающих в том или ином месте, так как обслуживающий персонал отсутствует.

Устройства телесигнализации состоят из передающей и приемной аппаратуры и линии связи. Сигналы в этих устройствах передаются в виде отдельных кодов и классифицируются по назначению. В настоящей телемеханической системе телеизмерения применяется для передачи сигналов служебного назначения, вызова датчиков, воздействия на настройку автоматических регуляторов.

1.3. Возможные пути решения задач периферийными устройствами системы

В связи с наложенными жесткими ограничениями на качество и оперативность передачи измеренных параметров, возможным путем решения вышеперечисленных задач будет являться применение в качестве основного передающего узла однокристальной ЭВМ.

При получении сигнала с диспетчерского пункта на считывание информации с тепловычислителя, микроЭВМ производит считывание требуемых параметров в свою память и после этого транслирует их с помощью модема и радиостанции на диспетчерский пункт.

В такой схеме будет достигнута максимальная защищенность данных от искажений при передаче внутри контроллера, который в основном состоит из однокристальной ЭВМ, которая, как видно из ее названия, выполнена на одном кристалле, и, следовательно, имеет очень высокую надежность.

2. Структурные решения

2.1. Разработка функциональной структуры

Функции системы определяются, исходя из необходимости операций получения, сбора, передачи, обработки , хранения регистрации и представления информации. Поясним некоторые функциональные преобразования телемеханической информации.

Насосная станция представляет собой контролируемый пункт, на котором осуществляется получение информации следующего вида: предупредительной и аварийной, о работе оборудования, о значениях температуры теплоносителя. Полученная информация должна быть преобразована в электрические сигналы, с последующим преобразованием этих сигналов. Далее сигналы преобразуются для передачи их по каналу связи. От каждой насосной станции по своему каналу связи сигналы передаются на диспетчерский пункт, где происходит расшифровка сигналов, производится предварительная обработка и преобразование информации, которая поступает в компьютер. Результаты обработки выдаются на дисплей компьютера или принтер.

На пункте учета тепловой энергии информация от датчиков телеизмерения и телесигнализации поступает в преобразователи информации, в которых эта информация преобразуется в нормализованные электрические сигналы. Эти сигналы по проводным линиям связи передаются на тепловычислитель.

Тепловычислитель производя математические операции по заранее известным формулам для расчета количества теплоты, объема (массы) теплоносителя, по разнице давлений, температур и расходу теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах определяет необходимые параметры.

С тепловычислителя информация байт за байтом поступает на контроллер. Тепловычислитель способен хранить и передавать архив накопленной информации за 40 дней. В архиве хранятся среднесуточные значения параметров. Существует режим передачи мгновенных параметров системы контроля. Вместе с мгновенными параметрами передаются среднечасовые значения.

К контроллеру также подключены датчик защиты от взлома пункта учета тепловой энергии (охранный), пожарной безопасности и датчик затопления. При обнаружении сигнала от одного из этих датчиков контроллер связывается с диспетчерским пунктом и передает сигнал тревоги, по которому операторы должны принять соответствующие меры.

Далее контроллер передает данные на модем, который в свою очередь кодирует сигналы и передает их на радиостанцию, которая, соответственно отправляет эти сигналы в эфир.

На диспетчерском пункте установлена радиостанция для обмена сигналами с пунктом учета тепловой энергии. Большую часть времени радиостанция на диспетчерском пункте находится в режиме “прием”. При этом постоянно анализируется информация, получаемая из эфира. Информация передается сплошным непрерывным потоком байтов, причем в начале каждого цикла измерений восемь байт - идентификатор контроллера, и восемь зарезервированных байт - “пароль”.

Страницы: 1, 2, 3, 4