Назначение
Комплексы автоматизированные измерительно-управляющие "КИ-ЭБ-ПГУ Тамань-2" (в дальнейшем комплекс) предназначены для измерений, вычислений, контроля и хранения измеренных параметров оборудования и энергоносителей (воды, перегретого и насыщенного пара, воздуха, газа, тепловой и электрической энергии), потребляемых или получаемых в процессе работы энергоблоков.
Описание
Принцип действия комплекса основан на измерении, обработке и индикации информации, поступающей с первичных преобразователей, согласно заложенным алгоритмам.
Комплекс входит в состав автоматизированной системы управления технологическими процессами (далее - АСУТП) энергоблоков №1 и №2 ПГУ Тамань-2 и обеспечивает измерение параметров, их визуализацию и реализацию алгоритмов управления теплотехнического оборудования энергоблоков, принимая измерительную информацию из систем, работающих в составе оборудования энергоблока:
- локальной системы автоматического управления (далее - САУ) газовой турбины (да-лее-ГТУ);
- систем управления тепломеханическим оборудованием (далее - ТМО) паровой турбины (далее -ПТУ), котлов -утилизаторов и общеблочного оборудования.
Комплекс представляет собой совокупность технических и программных средств, в том
числе:
1. Оборудования нижнего уровня локальной САУ ГТУ состоящего из:
- программно-технических средств на базе модулей аналогового ввода Simatic S7-300 типа SM331 в составе устройств распределенного ввода-вывода Simатiс ЕТ-200М (регистрационный № 15772-11, № 66213-16), осуществляющих циклический опрос измерительного оборудования, прием и преобразование токовых сигналов от датчиков давления, расхода, уровня, механических и электрических измерений, газового анализа и сигналов с датчиков температуры в выходной код и передачу их в процессоры комплекса по стандартам промышленных протоколов обмена семейства "Industrial Ethernet" и Profibus-DP;
- дублированного процессора измерительного комплекса серии Simatic S7-400^ тип 410-5Н, обеспечивающего выполнение алгоритмов измерений, расчетов, управления и технологических защит при ведении технологического процесса ГТУ в составе энергоблока на основе принятой измерительной информации от измерительных модулей САУ ГТУ;
- линий связи соединяющих измерительные модули с датчиками;
2. Оборудования нижнего уровня АСУТП ТМО состоящего из:
- программно-технических средств ТПТС-НТ на базе измерительных модулей ТПТС55.1661, ТПТС55.1662 (регистрационный № 56645-14), осуществляющих циклический опрос измерительного оборудования, прием и преобразование токовых сигналов от датчиков давления, расхода, уровня, механических и электрических измерений, газового и жидкостного анализа и сигналов с датчиков температуры в выходной код и передача их в процессоры комплекса по стандартам промышленных протоколов обмена семейства "Industrial Ethernet";
- Линий связи соединяющих измерительные модули ТПТС-НТ с датчиками;
- Нормирующих преобразователей НП-002 и ТМТ82 (регистрационный № 22393-08 и 50138-12). применяемых в составе некоторых измерительных каналов температуры котлов -утилизаторов энергоблоков;
3. Оборудования верхнего уровня САУ ГТУ, в качестве которого используется программно - технический комплекс "SPPA-T3000", состоящего из:
- дублированного сервера системы автоматизации САУ ГТУ, предназначенного для хранения полученной измерительной и расчетной информации и обеспечения "клиент-серверной" технологии работы комплекса;
- рабочей станции САУ ГТУ (АРМ САУ ГТУ), реализованной на базе персонального компьютера, которые получают измерительную информацию от сервера локальной САУ ГТУ и обеспечивают визуализацию результатов измерений и функционирования оборудования энергоблока;
- стандартного программного обеспечения - операционной системы Windows Server 2008 R2 Standard и специализированного инженерного программного обеспечения SPPA-T3000, предназначенного для конфигурации серверов и рабочей станций, обеспечения диагностики работы системы управления оборудованием ГТУ в составе энергоблока и передачи измерительной информации на рабочую станцию;
4. Оборудования верхнего уровня АСУТП ТМО энергоблока, в качестве которого используется программно - технический комплекс (далее ПТК) "ТПТС-НТ" и специализированного программного обеспечения состоящего из:
- дублированных процессоров ПТК "ТПТС-НТ" комплекса серии 55.1211, обеспечивающих прием измерительной информации от измерительных модулей, выполнение алгоритмов управления ТМО энергоблока;
- дублированного сервера ПТК "ТПТС-НТ", предназначенного для хранения полученной измерительной и расчетной информации и обеспечения "клиент-серверной" технологии работы комплекса;
- рабочих (АРМ оператора комплекса) и инженерных станций ПТК "ТПТС-НТ", реализованных на базе персональных компьютеров, которые получает информацию от сервера по общестанционной сети Ethernet и обеспечивают визуализацию результатов измерений и функционирования оборудования энергоблока;
- специализированного программного обеспечения - программного проекта разработанного с использованием САПР "GET-R1", предназначенного для конфигурации измерительных модулей и контроллеров ПТК "ТПТС-НТ", обработки измерительных сигналов, автоматического регулирования, управления, выполнения функций защит и блокировок;
- специализированным программным обеспечением SKADA "WinCC" версия 3.14 обеспечивающей визуализацию процессов работы оборудования энергоблока и контроля над всем технологическим процессом.
Комплекс обеспечивает измерение, вычисление, индикацию и автоматическое обновление данных измерений и расчетов на экранах рабочих станций, архивирование и вывод на печать следующих параметров при ведении технологического процесса энергоблока:
a. расхода газа, воды, этиленгликоля, пара, дизтоплива, м3/ч, т/ч;
b. давлений воздуха, пара, воды, этиленгликоля, масла, кПа, МПа; бар, мбар;
c. температуры газов, пара, воды, этиленгликоля, дизтоплива, масла, металла, °С;
d. уровня воды, этиленгликоля, масла, мм, м; %;
e. вибраций, смещений, расширений, искривлений, скорости вращения, мм, мкм, мм/с, об/мин, цш pk-pk, Гц;
Г.электрического тока, напряжения, частоты и мощности, А, В, кВ, МВт, Гц;
g. концентраций СН4, О2, СО, NO, в отходящих газах котла энергоблока, %; ррм, %НКПР;
h. концентраций pH, электропроводность в жидких и паровых средах котла энергоблока, мг/м3, рН, мкСм/см.
| Условные обозначения |
| S7-410- 5Н | Дублированный программируемый контроллер Simatic S7-400 |
| ТПТС55 | Шкаф модулей ввода вывода аналоговых сигналов и микроконтроллеров |
| ЕТ200М | Устройство распределенного ввода-вывода Simatic S7-300 |
| АРМ | Автоматизированное рабочее место |
| -□ | Industrial Ethernet Profibus DP Аналоговые линии связи |
Щит управления ПГУ
Инженерная станция □
□□□
с
Шина терминалов Industrial Ethernet -Р-Р-
Сервер приложений ITumj umj АСУ ТП ЭБ ^
с
г
Шина приложений Industrial Ethernet -ooq-пап
ЕТ 200М IKLILIIJLIIHH
нушии
ГШПИШ
Первичные измерительные Первичные измерительные
Первичные измерительные преобразователи газовой турбины
Первичные измерительные иреобразователипаровой турбины
преобразователи котла утилизатора преобразователи общеблочного
оборудования
Рисунок 1 - Структурная схема комплексов автоматизированных измерительно-управляющих "КИ-ЭБ- ПГУ Тамань-2"
Программное обеспечение
Комплексы работают под управлением лицензионного программного обеспечения:
- "SPPA-T3000", версия "07.2.11.10" для САУ ГТУ энергоблока;
- "GET-R1" и WinCC версия 3.14. для ТПТС-НТ для АСУТП ТМО энергоблока. Конфигурация программного проекта 35N14 на базе ПТК "SPPA-T3000" и "ТПТС-НТ",
выполнена под задачи "Комплекса автоматизированного измерительно- управляющего "КИ-ЭБ-ПГУ Тамань-2".
Метрологически значимая часть программного обеспечения находится во встроенном программном обеспечении (далее- ВПО) измерительных модулей ПТК, устанавливаемое в энергонезависимую память модулей в производственном цикле на заводе- изготовителе и в процессе эксплуатации изменению не подлежит. Возможности, средства и интерфейсы для изменения ВПО отсутствуют.
Защита от несанкционированного изменения алгоритмов измерений, преобразования и вычисления параметров обеспечивается системой электронного паролирования доступа к интерфейсу ПО, параметры настроек измерительных каналов и результатов измерений закрыты персональным паролем.
Идентификационные данные приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | "SPPA-T3000" | "WinCC |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 07.2.11.10 | 3.14 |
| Цифровой идентификатор ПО | - |
ПО имеет уровень защиты "Высокий" от непреднамеренных и преднамеренных изменений согласно Р 50.2.077 - 2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование | Значение |
| Диапазон преобразования входных сигналов силы постоянного тока в значения технологических параметров (давления, уровня, расхода, температуры, химического анализа, электрических и механических величин), работающих от датчиков со стандартным токовым выходом, без учета погрешности первичных измерительных преобразователей, мА | от 4 до 20 |
| Диапазон преобразования входных сигналов напряжения постоянного тока, поступающих от термопар типа ХА(К) в значения температуры, мВ (°С) | от -1,527 до 35,313 (от -40 до +850) |
| Диапазон преобразования входных сигналов сопротивления, поступающих от термопреобразователей сопротивления, в значения температуры, Ом (°С): - для термопреобразователей сопротивления НСХ 100П - для термопреобразователей сопротивления НСХ Pt100 - для термопреобразователей сопротивления НСХ 50М | от 80,00 до 249,41 (от -50 до +400) от 76,33 до 247,09 (от -60 до +400) от 39,23 до 82,10 (от -50 до +150) |
| Наименование | Значение |
| Пределы допускаемой погрешности, приведенной к верхнему значению диапазона преобразования входных сигналов силы постоянного тока в значения технологических параметров, %: - расхода прямого измерения, давления, уровня, температуры, химического анализа, электрических и механических величин, работающих от датчиков со стандартным токовым выходом, без учета погрешности первичных измерительных преобразователей - расхода энергоносителей с помощью стандартных СУ, без учета погрешности первичных измерительных преобразователей: - жидкости - пара | ±0,4 ±0,5 ±1,0 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности преобразования сигналов термоЭДС, поступающих от термопар типа ХА(К), в значения температуры, без учета погрешности первичных измерительных преобразователей, °С: - для измерительных каналов не имеющих в своем составе нормирующих преобразователей - для измерительных каналов имеющих в своем составе нормирующие преобразователи | ±1,0 ±1,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности преобразования сигналов сопротивления, поступающих от термопреобразователей сопротивления, в значения температуры, без учета погрешности первичных измерительных преобразователей, °С: - для измерительных каналов, не имеющих в своем составе нормирующих преобразователей - для измерительных каналов имеющих в своем составе нормирующие преобразователи | ±0,5 ±1,0 |
| Примечания: Пределы допускаемой погрешности преобразования сигналов термоЭДС, поступающих от преобразователей термоэлектрических, даны с учетом погрешности компенсации температуры холодного спая |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование | Значение |
| Заводской номер комплекса измерительного | 35N14/01 | 35N14/02 |
| Количество измерительных модулей УСО в составе комплекса, | | |
| шт.: | | |
| - ТПТС55.1661 | 53 | 58 |
| - ТПТС55.1662 | 57 | 63 |
| - SM331 | 27 | 27 |
| Количество измерительных преобразователей подключаемых на | | |
| вход одного модуля, шт.: | | |
| - ТПТС55.1661 | 14 |
| - ТПТС55.1662 | 16 |
| - SM331 | 8 |
| Количество измерительных преобразователей со стандартным | 485 |
| токовым выходом на входе ПТК, шт. | | |
| Количество измерительных преобразователей температуры, на | 540 |
| входе ПТК, шт. | | |
| Наименование | Значение |
| Параметры электрического питания: - напряжение постоянного тока, В | от 24 до 30 |
| Режим работы | непрерывный, в условиях помещения |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С: - измерительные преобразователи - электронная аппаратура и вычислительная техника - относительная влажность при температуре плюс 25 °С, % - атмосферное давление, кПа | от -25 до +50 от +20 до +40 от 30 до 80 от 80 до 108 |
| Средний срок службы, лет | 15 |
Комплектность
Таблица 4
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Комплекс автоматизированный измери-тельно-управляющий | "КИ-ЭБ-ПГУ Тамань-2" | 2 шт. Зав № 35N14/01 Зав № 35N14/02 |
| Руководство по эксплуатации. "Комплекс автоматизированный измерительно- управляющий "КИ-ЭБ-ПГУ Тамань-2", часть 1. "Инструкция по эксплуатации АРМ оператора" | 35Ш4-00-РЭ.01 | 1 экз. |
| Руководство по эксплуатации. "Комплекс автоматизированный измерительно- управляющий "КИ-ЭБ-ПГУ Тамань-2", часть 2. "Инструкция по эксплуатации средств разработки ТПТС" | 35Ш4-00-РЭ.02 | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 208-020-2019 | 1 экз. |
| Формуляр | 35Ш4-00-ФОШ 35Ш4-00-ФО.02 | 1 экз. 1 экз. |
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации. Поверка
осуществляется по документу МП 208-020-2019 "ГСИ. Комплексы автоматизированные изме-рительно-управляющие "КИ-ЭБ-ПГУ Тамань-2". Методика поверки", утвержденному ФГУП "ВНИИМС" 22.05.2019 г.
Основное средство поверки - калибратор многофункциональный МС2-Я-18 (регистрационный № 22237-08).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих опреде-ление метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки в виде оттиска клейма и (или) наклейки наносится на свидетельство о поверке, в формуляр наносят клеймо о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе
Нормативные документы, устанавливающие требования к комплексам автоматизированным измерительно-управляющим "КИ-ЭБ-ПГУ Тамань-2”
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
76930-19: Методика поверки МП 208-020-2019Скачать6.1 Мб