1. Низкая скорость обмена данными по цифровым сетям счетчиков, что при большом их количестве приводит к достаточно большой погрешности синхронизации данных при оперативном их контроле. 2. Низкая скорость обработки данных при учетно-расчетных операциях (как правило порядка 15 с). 3. Отсутствие возможности повышения точности учета газа путем коррекции расчетов по показаниям современных высокоточных микропроцессорных поточных анализаторов состава газа, его плотности, теплотворной способности. 4. Отсутствие возможности учета теплоносителя с нестабильной фазой состояния (в условиях фазового перехода теплоносителя). 5. Отсутствие возможности реализации большинством счетчиков дополнительных функций, таких как регулирование, противоаварийные защиты, дистанционное управление исполнительными механизмами (например, на ГРП, ЦТП, котельных и насосных станциях). Для реализации этих функций даже на самом простом тепловом или газораспределительном пункте вместе со счетчиками приходится устанавливать отдельные устройства, использовать еще один комплект программного обеспечения, создавать еще одну цифровую сеть передачи данных. Все это приводит к необходимости эксплуатации на одном предприятии разнородных программных и технических средств для задач автоматизации и учета, что в свою очередь ведет еще и к увеличению издержек на эксплуатацию подобной системы в целом. Полностью свободные от вышеприведенных недостатков серийно выпускаемые НПФ «КРУГ» сертифицированные модульные программно-технические комплексы (ПТК) серии «КРУГ-2000» (см. рис. 1). ПТК серии «КРУГ-2000» предназначены для агрегатирования автоматизированных систем, обеспечивающихучет и диспетчеризацию отпускаемой или потребляемой тепловой энергии и теплоносителя в узлах учета любой конфигурации (модуль учета тепловой энергии — «КРУГ-2000/Т»), а также обеспечивающих учет и диспетчеризацию добываемого, перерабатываемого, транспортируемого, распределяемого и потребляемого природного газа и его компонентов в узлах учета любой конфигурации (модуль учета газа «КРУГ-2000/Г»). 2) Преимущества, отличительные особенности ПТК серии «КРУГ-2000» сертифицированы, занесены в Госреестр средств измерений и имеют свидетельства об утверждении типа. Кроме того, ПТК «КРУГ-2000/Т» имеет разрешение Госэнергонадзора на применение в целях коммерческого учета теплоносителя и тепловой энергии. А ПТК «КРУГ-2000/Г» имеет свидетельство о взрывозащищенности и допущен к применению во взрывоопасных условиях. Отличительными особенностями системы учета энергоносителей на базе ПТК серии «КРУГ-2000» и ее преимуществами по сравнению с аналогичными системами на базе классических счетчиков являются: ❏более высокая точность расчета энергоносителей за счет высокой скорости обработки данных; ❏более высокая достоверность расчета расхода природного газа за счет определения его полного компонентного состава, вследствие возможности интеграции ПТК с высокоточными поточными газовыми анализаторами; ❏быстрая адаптация учета в условиях изменяющегося гидравлического режима контролируемых сред. Например, возможно автоматическое определение фазы состояния теплоносителя, автоматический выбор метода расчета коэффициента сжимаемости природного газа, наиболее подходящего к данным условиям; ❏широкий динамический диапазон измерения расхода, вследствие использования многопредельных составных измерительных каналов; ❏возможность проведения метрологической поверки отдельных измерительных каналов системы на ходу без остановки всей системы в целом; ❏широкий спектр и масштабируемость выполняемых задач, вследствие модульного принципа построения программного обеспечения и однородных применяемых технических средств. В том числеучет теплоносителя (воды, перегретого и насыщенного пара), природного газа и его компонентов, во взаимосвязи с функциями регулирования, защит и блокировок технологического оборудования единым программно-техническим комплексом; ❏минимизация затрат при монтаже системы и ее дальнейшем развитии за счет возможности ее поэтапного ввода в эксплуатацию, вследствие модульного принципа построения ПТК и его распределенной архитектуры; ❏снижение издержек на эксплуатацию системы вследствие применения однородных программных и технических средств. 3) Функции Коммерческий и технический учет энергоносителей: ❏измерение аналоговых электрических сигналов от устройств нижнего уровня и преобразование их в эквивалентное значение физической величины; ❏автоматическое переключение диапазонов измерения составных измерительных каналов (многопредельный режим измерения); ❏прием цифровой информации от интеллектуальных датчиков по интерфейсам RS232, RS485 и Ethernet, Radio Ethernet. ❏вычисление теплофизических параметров теплоносителя, таких как плотность, вязкость, адиабата и энтальпия по измеренным значениям температуры и давления в соответствии с Государственной службой стандартных справочных данных; ❏вычисление теплофизических параметров природного газа и его компонентов, таких как плотности в нормальных и рабочих условиях, вязкости, адиабаты, коэффициента сжатия, фактора сжимаемости, теплоты сгорания, число Воббе по измеренным значениям температуры, давления, компонентного состава природного газа (как полного так и не полного) в соответствии с ГОСТ серии 30319; ❏вычисление расхода теплоносителя, природного газа и его компонентов в рабочих и нормальных условиях в трубопроводе или узлах учета любой конфигурации методом переменного перепада давления в соответствии с ГОСТ 8.563.2 или методом измерения по скорости в одной точке сечения трубы в соответствии с ГОСТ 8.361; ❏автоматическое определение фазы теплоносителя (вода, перегретый или насыщенный пар) в узлах учета с нестабильным состоянием измеряемой среды, обусловленным особенностью технологического процесса предприятия; ❏вычисление массы и объема теплоносителя, природного газа и его компонентов, прошедших в течении заданного интервала времени по трубопроводу или узлам учета любой конфигурации; ❏вычисление тепловой энергии, отпускаемой или потребляемой с теплоносителем в течение заданного времени по трубопроводу или узлам учета любой конфигурации в соответствии с «Правилами учета тепловой энергии и теплоносителя»; ❏восстановление учетных данных за время простоя системы. ❏формирование и вывод на печать отчетных ведомостей, в форме регламентированной «Правилами учета тепловой энергии и теплоносителя», а также в произвольной форме, задаваемой самим пользователем. Регулирование, контроль и управление технологическим оборудованием: ❏контроль, дистанционное управление и регулирование по известным законам (ПИ, ПД, ПИД) исполнительными механизмами (насосным оборудованием, 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 в режиме реального времени исходных данных для учета (договорные значения, коэффициенты и т.п.); ❏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.); ❏архивация информации (тренды, отчетные ведомости, протокол событий) на магнитооптический диск, CDR/RW-диск и жесткий диск компьютера; ❏удаленное проведение работ по сервисному обслуживанию абонентов сети системы (удаленное программирование, работа с файловыми операциями, вызов удаленного терминала); ❏предоставление информации пользователям сети предприятия, посредством программного обеспечения «WEB-Контроль»; ❏передача/прием данных в сторонние системы посредством файл-сервера и ОРС-технологий. 4) Архитектура В общем случае автоматизированная система учета энергоресурсов на базе ПТК серии «КРУГ-2000» представляет собой многоуровневую систему распределенного типа, интегрированную в сеть предприятия. Нижний уровень — условно уровень КИП — может быть представлен любыми устройствами, обладающими выходными аналоговыми сигналами по ГОСТ 26.011 и ГОСТ 6651 или имеющими стандартные интерфейсы RS232, RS485 или Ethernet. Такими устройствами могут быть датчики температуры, давления и разности давления, газовые анализаторы и хроматографы, плотномеры, измерители влажности. Кроме того, в устройства нижнего уровня могут входить различные типы исполнительных механизмов, обладающие входными/ выходными дискретными сигналами электрозадвижки, клапаны, отсекатели, насосное оборудование, датчики загазованности и т.д. Средний уровень представлен микропроцессорными контроллерами и/или устройствами связи с объектом (УСО), представляющими собой совокупность измерительных модулей ввода/вывода сигналов нижнего уровня. УСО размещаются непосредственно вблизи объекта автоматизации (узла учета), осуществляют выдачу управляющих сигналов на исполнительные механизмы, собирают информацию с датчиков и устройств нижнего уровня, после чего в цифровом формате она передается в контроллер. Полученные данные обрабатываются в контроллере, осуществляется вычисление теплофизических и количественных параметров энергоносителя, а также реализуются алгоритмы управления исполнительными механизмами. 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, в общем случае выполнен с использованием архитектуры клиент-сервер и может быть представлен серверами станций оператора-архивирования, станциями оператора — клиентами, станцией инжиниринга и станцией Web-контроля. Серверы станции оператора-архивирования, обычно выполненные по схеме 100 % «горячего» резервирования и зеркализации, осуществляют ведение сервера базы данных в режиме реального времени, хранение и заданную обработку данных, поступающих с контроллера. Станции оператора — клиенты не имеют своего сервера базы данных и предназначены для визуализации данных с сервера станции оператора-архивирования, обеспечивают оперативный контроль и диспетчеризацию отпускаемого или потребляемого энергоносителя, а также дистанционное управление исполнительными механизмами и технологическим процессом в целом. Станция инжиниринга и станция Web-контроля реализуют функции удаленного доступа к абонентам системы. Посредством станции инжиниринга обслуживающий персонал системы осуществляет наладочные работы на операторских станциях и контроллере, связанные с выполнением следующих функций: ❏операции с дисками ОС; ❏работа с абонентами локальной вычислительной сети системы в режиме удаленного терминала; ❏коррекция системного времени абонентов системы; ❏диагностика работы контроллера и УСО в режиме on-line; ❏выполнение операций по работе с контроллером (сетевая загрузка, модификация программного обеспечения, программирование, перезагрузка); ❏работа с протоколом сообщений станции инжиниринга. Станция Web-контроля обеспечивает доступ к просмотру информации системы сторонним пользователям в сети предприятия. Так, например, посредством браузера Internet-сети (например, Internet Explorer) пользователь сети при наличии соответствующего доступа может просмотреть в режиме реального времени текущее состояние мнемосхем и видеокадров, ведомостей и документов, графиков и т.п. 5) Технические характеристики ПТК Период опроса измерительных каналов — до 1 с. Период вычисления количественных параметров энергоносителя — 1 с. Общее количество входных/выходных измерительных каналов — до 30 000. Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерительных каналов ПТК для стандартных сигналов тока, напряжения, сопротивления— от 0,025 до 0,3 % в зависимости от типа используемых УСО. Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности преобразования сигналов термопреобразователей сопротивления в значения температуры— от 0,2 до 1°С в зависимости от типа используемого контроллера. Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности преобразования сигналов термопар в значения температуры — от 0,5 до 5°С в зависимости от типа используемого контроллера и нормированной статической характеристики термопары. Пределы допускаемой основной приведенной погрешности выходных аналоговых сигналов постоянного тока — от 0,1 до 0,5 % в зависимости от типа используемых УСО. 6) Опыт внедрений ПТК За 11 лет существования НПФ «КРУГ» разработано и введено в эксплуатацию более 120 автоматизированных систем на базе ПТК серии «КРУГ-2000». Среди объектов внедрения: Уфимские ТЭЦ-1, -2, -3, -4; Приуфимская ТЭЦ; Ново-Салаватская ТЭЦ; Саранская ТЭЦ-2; Пензенская ТЭЦ-1; Казанские ТЭЦ-1, -2; Набережно-Челнинская ТЭЦ-1; Нижнекамская ТЭЦ-1; Заинская ГРЭС, Самарская ГРЭС, Киришский НПЗ, Туапсинский НПЗ, Саратовский НПЗ и др. 7) Выводы Таким образом, внедрение современных, высокоточных автоматизированных систем учета энергоносителя на базе ПТК серии «КРУГ-2000» является эффективным решением задач коммерческого учета энергоносителей и их диспетчеризации. В частности: ❏повышение точности и достоверности учета потребляемого энергоносителя; ❏уменьшение издержек на производство тепловой энергии источниками теплоты за счет более точного коммерческого учета потребления ими природного газа и уменьшение себестоимости тепловой энергии за счет понижения потребления энергоресурсов на собственные нужды вследствие точного и оперативного коммерческого и технического учета материальных и энергетических потоков; ❏обеспечение соответствия графиков производства и потребления тепловой энергии, благодаря обеспечению необходимых диапазонов регулирования нагрузок и параметров теплоносителя в общем графике рабочих нагрузок в соответствии с условиями договоров, которые заключены с потребителями тепловой энергии. РИСУНКИ:1~1~;