Автоматическая система управления каскадом микро-ГЭС на базе SCADA System

Дипломная работа

Автоматическая система управления каскадом микро-ГЭС на базе SCADA System

1. МИКРО-ГЭС — ИСТОЧНИК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

1.1 Общие сведенья по ГЭС на территории Республики Беларусь

1.2 Каскад микро-ГЭС

1.2.1 Микрои мини-ГЭС

1.2.2 Преимущества использования ГЭС в составе каскада

1.3 Основные задачи автоматизации

2 РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ

2.1 Особенности малых ГЭС как объекта управления

2.2 Структурная схема АСУ малых и микро-ГЭС

2.3 Реальный объект

2.4 Выбор основных компонентов СУ

2.4.1 Преобразователь частоты FR-A741

2.4.2 Выбор программируемого логического контроллера (ПЛК)

2.4.3 Выбор датчиков

2.4.3.1 Поплавковые датчики уровня

2.4.3.2 Магнитострикционные датчики уровня

2.4.3.3 Датчики температуры и термоэлементы

2.4.3.4 Датчик оборотов турбин

3 РЕАЛИЗАЦИЯ ПРОЕКТА С ПОМОЩЬЮ SCADA SYSTEM

3.1 Обзор SCADA System

3.2 Создание проекта в среде Citect

4 ПРОГРАММИРОВАНИЕ ПЛК SIEMENS С ПОМОЩЬЮ ПРОГРАММЫ STEP 7

5 ЭКОЛОГИЯ

5.1 Защита от лазерного излучения при проектировании компьютерных систем

6 ОХРАНА ТРУДА

6.1 Производственная санитария

6.1.1 Требования к микроклимату, содержанию в воздухе помещений эксплуатации мониторов и ПЭВМ

6.1.2 Обоснование и выбор системы вентиляции и кондиционирования65

6.1.3 Требования к шуму и вибрации

6.1.4 Требования к освещению помещений и рабочих мест с мониторами и ПЭВМ

6.1.5 Эргономика

6.2 Техника безопасности

6.3 Пожарная безопасность

7 ЭКОНОМИКА

7.1 Определение единовременных затрат на создание программного продукта

7.2 Определение трудоемкости разработки ПП

7.3 Определение себестоимости создания ПП

7.4 Определение минимальной цены ПП

7.5 Определение ожидаемого прироста прибыли в результате внедрения ПП

7.6 Определение годовых эксплуатационных расходов при ручном решении задачи

7.7 Определение годовых текущих затрат, связанных с эксплуатацией задачи

7.8 Определение дополнительной прибыли пользователя за период использования ПП

7.9 Определение максимальной и планируемой цены ПП

7.10 Расчет показателей эффективности использования программного продукта ЗАКЛЮЧЕНИЕ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАНЫХ ИСТОЧНИКОВ94

ПРИЛОЖЕНИЕ, А логический контроллер датчик температура гидроэлектростанция

В настоящее время и в перспективе в энергобалансе всех стран мира растет доля возобновляемых источников электроэнергии (ВИЭ). Так, в странах Евросоюза рассматривается возможность доведения их доли в 2020 г. до 20%. Значительная роль здесь отводится ГЭС (гидроэлектростанции), в частности малым ГЭС. Поскольку увеличивается значение малых ГЭС в энергобалансе страны, актуальным становится развитие методического, информационного и технического обеспечения эксплуатации малых ГЭС.

Гидроэлектростанции малой мощности обладают целым рядом преимуществ, которые делают это оборудование все более популярным. Прежде всего, стоит отметить экологическую безопасность мини ГЭС — критерий, который становится все более важным в свете проблем защиты окружающей среды. Малые гидроэлектростанции не возникает вредного влияния ни на свойства, ни на качество воды. Акватории, где устанавливается гидроэлектростанция малой мощности, можно использовать как для рыбохозяйственной деятельности, так и в качестве источника водоснабжения населенных пунктов. Кроме того, для работы малых ГЭС нет необходимости в наличии больших водоемов. Они могут функционировать, используя энергию течения небольших рек и даже ручьев.

Что касается экономической эффективности, то и здесь у микро и мини гидроэлектростанций есть немало преимуществ. Станции, разработанные с учетом современных технологий, отличаются простой в управлении, они полностью автоматизированы. Таким образом, оборудование не требуют присутствия человека. Специалисты отмечают, что и качество тока, вырабатываемого малыми ГЭС, соответствует требованиям ГОСТа как по напряжению, так и по частоте. При этом, мини ГЭС могут действовать как автономно, так и в составе электросети.

Говоря о малых гидроэлектростанциях, стоит отметить и такое их преимущество, как полный ресурс их работы, который составляет не менее 40 лет. Ну, а главное — объекты малой энергетики не требуют организации больших водохранилищ с соответствующим затоплением территории и колоссальным материальным ущербом.

Одним из важнейших экономических факторов является вечная возобновляемость гидротехнических ресурсов. Если подсчитать буквальную выгоду от применения малых ГЭС, то выяснится, что электроэнергия вырабатываемая ими практически в 4 раза дешевле электроэнергии, которую потребитель получает от теплоэлектростанций. Именно по этой причине сегодня ГЭС все чаще находят применение для электроснабжения электроёмких производств.

Не забудем и о том, что малые ГЭС не требуют приобретения какого-либо топлива. К тому же они отличаются сравнительно простой технологией выработки электроэнергии, в результате чего затраты труда на единицу мощности на ГЭС почти в 10 раз меньше, чем на ТЭЦ.

Для обеспечения эффективной эксплуатации малых ГЭС необходимым является внедрение средств автоматизации процесса выработки электроэнергии. При этом разрабатываемые автоматизированные системы управления должны обеспечивать выполнение следующих задач:

— полная автоматизация информационного обмена между ГЭС и расчетно-диспетчерским центром (в перспективе — оператором энергорынка) для решения задач коммерческого учета электроэнергии;

— контроль состояния основного оборудования, его защита в анормальных режимах работы и обеспечение надежности работы ГЭС в целом;

— обеспечение централизованного управления основными процессами, маневренности ГЭС и максимальной эффективности использования первичной энергии на протяжении заданного периода работы;

— минимизация необходимого количества обслуживающего персонала для АСУ и станций в целом.

Внедрение системы автоматизированного контроля и управления на ГЭС позволяет получить максимальный эффект не только с точки зрения производительности и информативности, но и с точки зрения правильного и рационального использования водных ресурсов, оптимального использования механизмов гидросооружения, своевременного проведения технического обслуживания оборудования. В работе рассматривается разработка АСУ с использованием SCADA-систем на реальном объекте входящем в состав каскада микро-ГЭС.

1. МИКРО-ГЭС— ИСТОЧНИК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

1.1 Общие сведения по ГЭС на территории Республики Беларусь

На территории Беларуси насчитывается более 20,8 тысячи рек и ручьев общей протяженностью 90,8 тысячи километров. Их суммарный сток составляет 58 кубических километров. К крупным рекам относятся Днепр, Неман, Припять, Западная Двина, Сож, Березина. Путь этих рек по нашей земле составляет сотни километров. Цифры впечатляющие, вот только трансформировать их в киловаттчасы не так просто.

Дело в том, что как раз по центру равнинной территории Беларуси проходит водораздел между бассейнами Балтийского и Черного морей (примерно 46 процентов балтийского речного стока, 55 процентов черноморского). Причем есть уникальное место, где на площади менее 5 километров берут начало две реки, одна из которых взяла курс на Балтику, а вторая устремилась в теплые края. Однако для развития гидроэнергетики это как раз таки проигрышная «фишка»: зарождающиеся на территории Беларуси реки обретают мощь уже за ее пределами, что предопределяет строительство в нашей стране главным образом малых гидроэлектростанций.

Состояние гидроэнергетики страны характеризуется соотнесением запасов ее гидроэнергетических ресурсов (гидроэнергопотенциала рек) и масштаба их освоения. Так называемый теоретический потенциал наших рек оценивается примерно в 7,5 миллиарда кВт· ч в средний по водности год. Технический потенциал (то, что может быть использовано путем выработки электроэнергии на ГЭС или иными техническими средствами) составляет 2,53 миллиарда кВт· ч/год. Но при этом в расчет берется прежде всего экономическая целесообразность строительства и эксплуатации ГЭС. Иными словами, чем выше цены на топливо, тем выгоднее становится гидроэнергетика.

Несколько лет назад методические указания по оценке экономического гидропотенциала рек Беларуси были разработаны Центральным научно-исследовательским институтом комплексного использования водных ресурсов (ЦНИИКИВР). В нашей стране пока освоено только 3 процента имеющегося экономического гидроэнергетического потенциала, тогда как в Литве — 30 процентов, в Польше — 44 процента.

Как уже отмечалось, территория Беларуси равнинная, поэтому здесь могут быть использованы только низконапорные гидроэнергетические объекты. И если на Днепре и в бассейне Припяти возможности строительства гидроэлектростанций ограничены из-за огромных площадей затапливаемых земель при создании водохранилищ, то на притоках Днепра, а также в бассейнах Западной Двины и Немана имеются условия для создания достаточно экономичных и экологически безопасных гидроэлектростанций.

Количество малых ГЭС в Беларуси уже приближается к трем десяткам, а их суммарная мощность превышает 10 МВт. К 2020 году суммарную мощность белорусских ГЭС предусматривается довести до 210 МВт. Это позволит получать около 4 процентов электроэнергии, потребляемой республикой в настоящее время. При этом следует учесть, что с ростом цены на топливо будет расти и экономическая эффективность отечественных ГЭС, а их строительство и эксплуатация станут еще более выгодными по сравнению с ТЭЦ. Ожидается, что общий объем капиталовложений в гидроэнергетику составит около 300 миллионов долларов.

Соответствующая программа включает мероприятия по развитию гидроэнергетики по трем разделам: строительство каскадов ГЭС на основных реках (Западная Двина, Неман, Днепр) строительство малых ГЭС на притоках основных рек и существующих водохранилищах неэнергетического назначения (ориентировочная установленная мощность — 1,8 МВт); восстановление ранее действовавших ГЭС (ориентировочная установленная мощность — 1,4 МВт). В общей сложности намечено ввести в эксплуатацию более двух десятков ГЭС суммарной установленной мощностью около 200−210 МВТ, которые обеспечат производство более 1 миллиарда кВт· ч электроэнергии. По прогнозам, выработанная на этих ГЭС электроэнергия позволит заместить 215−225 тысяч тонн условного топлива.

1.2 Каскад микро-ГЭС

1.2.1 Микрои мини-ГЭС

Гидроэлектрические станции разделяются в зависимости от вырабатываемой мощности:

— мощные — вырабатывают от 25 МВт и выше;

— средние — до 25 МВт;

— малые (мини) гидроэлектростанции — до 5 МВт;

— микро — ГЭС — до 0,1 МВт.

Использование энергии небольших водотоков с помощью малых гидроэлектростанций (микро-ГЭС) — одно из наиболее эффективных направлений развития альтернативной энергетики.

Малая гидроэнергетика является прекрасной альтернативой централизованному энергоснабжению для удаленных и труднодоступных районов и районов с ограниченной передаточной мощностью линий электропередач (ЛЭП).

Использование мини-ГЭС позволяет зафиксировать стоимость энергоресурсов на приемлемом для потребителя уровне, решает проблему перебоев электроэнергии.

Преимущества микрои мини-ГЭС:

— отсутствует нарушение природного ландшафта и окружающей среды в процессе строительства и на этапе эксплуатации;

— отсутствует отрицательное влияние на качество воды: она не теряет первоначальных природных свойств и может использоваться для водоснабжения населения;

— практически отсутствует зависимость от погодных условий;

— обеспечивается подача потребителю дешевой электроэнергии в любое время года;

— отсутствуют проблемы, характерные крупной гидроэнергетике (строительство сложных и дорогостоящих гидросооружений, затопление местности и т. п.).

Источники энергии для малой гидроэнергетики являются:

— небольшие реки, ручьи;

— естественные перепады высот на озерных водосбросах и на оросительных каналах ирригационных систем;

— технологические водотоки (промышленные и канализационные сбросы);

— перепады высот питьевых трубопроводов, систем водоподготовки и других трубопроводов, предназначенных для перекачки различных видов жидких продуктов.

1.2.2 Преимущества использования ГЭС в составе каскада

Каскад — несколько гидроэлектростанций, расположенных одна после другой на одной реке.

Каскад обладает следующими преимуществами по сравнению с одной большой гидроэлектростанцией той же мощности на той же реке:

— несколько последовательных плотин затопляют территорию, существенно меньшую, чем одна гигантская плотина;

— одна гигантская плотина, выдерживающая напор очень большой массы воды, требует значительных затрат;

— каскад улучшает возможности изменения мощностей ГЭС, например, в случае паводков.

В случае с крупными ГЭС плюсы каскада весьма очевидны, но для малых ГЭС они не применимы т.к. в основном малые ГЭС строятся без расчета на использование плотин. Основным плюсом для малых ГЭС является увеличение вырабатываемой электроэнергии с участка реки. Приведем примерный список потребителей:

— Сельский поселок с населением 200 чел ———————- 100кВт

— Хлебозавод производительностью 25 тыс.т. выпечки в год — 250кВт

— Лесопильный завод производительностью 100 тыс. леса в год 500кВт Как мы уже знаем малые ГЭС способны вырабатывать до 5 МВт, а микро и того меньше, но установить малые ГЭС в Республике Беларусь не везде и всегда возможно, поэтому будем ориентироваться на микро-ГЭС. Одной микро-ГЭС мощностью в 100кВт вполне может хватить для поселка на 200 человек, но если поставить не одну ГЭС, а несколько, то мы сможем обслуживать поселок с большим количеством людей. Учитывая конструкцию микро-ГЭС их можно ставить на не большом расстоянии друг от друга в отличии от более крупных ГЭС и гидроэлектростанций с использованием плотин. В итоге каскад из микро-ГЭС позволяет решать задачи по снабжению энергией, как и небольшие поселки, так и более энергозависимые предприятия, при этом все гидроэлектростанции находятся недалеко друг от друга, что облегчает их обслуживание.

1.3 Основные задачи автоматизации

В связи с тем что эксплуатационные расходы малой ГЭС существенно влияют на ее эффективность, а зарплата персонала достигает 50% всех эксплуатационных расходов, то основой формирования принципов управления таких ГЭС должно быть сокращение эксплуатационных расходов.

Основные принципы управления и автоматизации малых ГЭС следующие: отсутствие на ГЭС дежурного персонала; периодические осмотры проводятся 1 раз в месяц, а текущие ремонты сооружений и оборудования — выездными бригадами энергосистемы или нескольких малых ГЭС; полная автоматизация работы с оборудования как в условиях работы в энергосистеме и на изолированную нагрузку.

Исходя из этих двух основных принципов управления, можно сформулировать и соответствующие требования к оборудованию малых ГЭС: оборудование должно быть простым в управлении и обслуживании; вспомогательное оборудование, необходимое для работы гидроагрегата и его безопасности, должно работать только автоматически и число его должно быть минимально; ремонт оборудования должен сводиться к замене стандартных изнашиваемых узлов запасными, изготовление каких-либо запасных частей на ГЭС не предусматривается; вместо дорогостоящего резервирования основных элементов и частей вспомогательного оборудования и сложных защит следует применять аварийную остановку гидроагрегата с выдачей сигнала на центральный пост управления; регуляторы гидротурбин должны выполнять все функции автоматического управления гидроагрегатом, включая все вспомогательное оборудование; для охраны ГЭС должны быть предусмотрены специальные автоматические охранные устройства.

С учетом этих требований можно себе представить следующий объем органов управления и автоматизации для малой и микро-ГЭС:

1. Регулятор турбины с функциями регулятора частоты вращения при работе на изолированную нагрузку и функциями регулятора по водотоку при работе в энергосистему.

2. Маслонапорная установка как аккумулятор энергии для автоматического запуска ГЭС при отсутствии напряжения на шинах.

3. Электронная панель управления с выполнением всех функций регулирования частоты, режима по водотоку, распределения нагрузки между гидроагрегатами, выполнения последовательности операций при пуске-остановке агрегата, а также управления вспомогательным оборудованием.

4. Устройство для аварийной остановки гидроагрегата при неисправностях системы управления (аварийный золотник при наличии маслонапорной установки или грузовой привод направляющего аппарата при ее отсутствии).

5. Охранные и противопожарные автоматические устройства, включающие предупредительную сигнализацию или средства водяного пожаротушения.

Исполнение указанных органов управления может быть обычным с использованием отдельных шкафов управления с традиционными релейными и контактными элементами или современным с использованием компьютеров с внешними исполнительными устройствами на бесконтактных элементах.

В связи с развитием электроники использование компьютеров получает большое распространение для управления современными малыми и микроГЭС. Это значительно сокращает габариты системы управления и позволяет не «скупиться» на создание дополнительных задач по оптимизации управления малыми и микро-ГЭС. Есть примеры установки компьютеров одновременно на каскад малых и микро-ГЭС, и есть примеры установки индивидуальных компьютеров на каждой ГЭС.

2. РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ

2.1 Особенности малых ГЭС как объекта управления

Эксплуатация малых гидроэлектростанций имеет ряд особенностей по сравнению с традиционными источниками энергии :

— небольшая единичная мощность ГЭС (от 100 кВт до 20 МВт) и часто низкий коэффициент использования установленной мощности на протяжении суток не позволяют получать значительные поступления от реализации электроэнергии, что приводит к необходимости максимально сокращать эксплуатационные расходы;

— одному субъекту энергорынка может подчиняться 10 и более малых ГЭС, расположенных в разных областях и регионах страны, что, учитывая практическое отсутствие промышленных каналов связи, существенно осложняет централизацию диспетчерского управления ими;

— повышение требований энергорынка относительно автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) в части оперативности обмена информацией между операторами и потребителями требует совершенствования средств информационного обеспечения, установленных на малых ГЭС;

— производительность малых ГЭС в значительной степени зависит от фактически непредсказуемого влияния окружающей среды, что приводит к осложнениям в процессе планирования режимов их работы;

— несогласованность норм и правил эксплуатации водных ресурсов в сочетании с человеческим фактором налагает искусственные, часто необоснованные, ограничения в задачах обеспечения эффективности работы гидростанций данного класса. [3]

2.2 Структурная схема АСУ малых и микро-ГЭС

Для выполнения указанных ранее задач автоматизации, необходимым условием является обеспечение возможности централизованного управления объектом в реальном времени. Вместе с тем, это условие не может быть обеспечено из-за пространственной разветвленности объектов и отсутствия надежных каналов связи между ними и диспетчерским центром. Исходя из этого, АСУ с заданным перечнем функций может быть построена как централизованная система оперативного управления с децентрализацией функций реального времени за счет применения локальных (в перспективе адаптивных) систем автоматического управления (САУ). Структурная схема представлена на рисунке 2.1

Учитывая структурную и аппаратную сложность такой системы управления, а также требования относительно минимизации капитальных и эксплуатационных расходов, АСУ должна строиться, опираясь на результаты детального технико-экономического анализа. С учетом сказанного разработана концепция автоматизации малых ГЭС, главными принципами которой являются:

— обоснованная последовательность разработки и внедрения АСУ предусматривает очередность реализации задач автоматизированной системы управления;

— реализация трехуровневой иерархической структуры с выделением двух уровней объектов управления (ГЭС) — объектов низшего уровня и «опорных» объектов — уменьшает капитальные расходы на аппаратную и программную реализацию АСУ;

— полная автономность объектов управления (ГЭС) всех уровней в нормальных (плановых) режимах их работы позволяет обеспечить управляемость объектов и выполнения ими заданных функций на протяжении определенного периода времени даже в случае отказа каналов связи с верхним иерархическим уровнем.

Практическая реализация АСУ малых ГЭС Разработка и внедрение автоматизированной системы управления группой малых ГЭС предусматривает ряд завершенных этапов, каждый из которых соответствует реализации определенного круга задач. [4]

На первом этапе решаются задачи автоматизации коммерческого учета электроэнергии, как необходимого условия функционирования ГЭС в энергорынке.

Рисунок 2.1- Структурная схема АСУ ГЭС Далее разрабатывается аппаратное и программное обеспечение для сбора и передачи данных относительно получасовых графиков отпуска электроэнергии и формирования отчетной документации согласно с действующими нормативными документами. Дополнительными заданиями данного этапа является тестирование избранных интеллектуальных счетчиков, аппаратной платформы и каналов связи, подготовка оперативного персонала к работе с новым оборудованием. Цель следующего этапа реализации АСУ — автоматизация процесса производства электроэнергии и обеспечение автономности ГЭС в нормальных (плановых) режимах их работы. Решаются задачи дистанционного управления ГЭС, автоматического контроля работоспособности и защиты их основного оборудования и, таким образом, уменьшения необходимого количества обслуживающего персонала. При этом существенно увеличивается состав информационного обеспечения, поскольку для ведения заданного дистанционного режима ГЭС с принятием элементарных решений по управлению ими необходимо:

— контролировать уровень воды в верхнем бассейне и останавливать агрегаты в случае достижения минимального уровня;

— контролировать режим работы генераторов с использованием измерительных приборов щита управления и соответственно корректировать мощность турбин;

— контролировать параметры механической части ГЭС (подшипники генераторов, турбин, передач и тому подобное) и останавливать агрегаты в случае достижения предельных значений по вибрации и температуре;

— регистрировать аварийные и предаварийные ситуации, а также присутствие персонала и посторонних лиц на территории ГЭС (включая периодическое видеонаблюдение) с информированием высшего иерархического уровня управления (диспетчерского центра), а также обслуживающего персонала.

Решение проблем информационного обеспечения задачи ведения режима ГЭС требует расширения аппаратно-программной части локальных систем управления — установления сенсоров © механических и электрических параметров, а также исполнительных органов (ИО), объединенных в информационную сеть нижнего уровня, PLC-контролеров для организации выполнения задач реального времени и обмена данными между подсистемами АСУ и тому подобное. Структурная схема аппаратной реализации АСУ ГЭС на рисунке 2.2

Рис. 2.2 — Структурная схема аппаратной реализации АСУ ГЭС Третий этап разработки и реализации АСУ ГЭС начинается с выделения (по территориальному признаку, установленной мощности, количеству и квалификации обслуживающего персонала) опорных ГЭС. Именно на таких станциях устанавливается дополнительное оборудование для организации локальной автоматизированной системы управления ими и соединенных с ними ГЭС низшего уровня. PLC-контролеры таких объектов объединяются в локальную сеть Ethernet, что обеспечивает возможность обмена данными между ними и сервером локальной АСУ. Последний оснащается программным обеспечением, позволяющим накапливать и анализировать ретроспективные данные собственной локальной САУ и САУ соединенных ГЭС, повышать эффективность использования водных ресурсов, прогнозировать аварийные ситуации и ликвидировать аварии с минимальными ущербами. [5]

Таким образом, локальные АСУ опорных ГЭС предназначены для автономного программного управления режимами работы ГЭС в соответствии с изменениями параметров окружающей среды, оперативного анализа режимов работы их оборудования, а также для информирования диспетчерского центра и дежурного персонала соответствующей ГЭС о возможных аварийных ситуациях, анализа тенденций изменения основных параметров (электрических, механических), их регистрации и организации полноценного информационного обмена между объектами управления и диспетчерским центром.

Очевидно, что реализация описанной АСУ малыми ГЭС требует, кроме надлежащей аппаратной реализации, разработки соответствующего математического и программного обеспечения, которое для отдельной ГЭС (особенно ГЭС уровня ІІ) нуждается в значительных капитальных затратах и расходах времени. Но экономический эффект, связанный с улучшением управляемости ГЭС, с повышением надежности работы и эффективности использования водного потенциала, по приблизительным оценкам позволит компенсировать все указанные выше расходы на протяжении 3 — 4 лет.

Из всего выше сказанного можно сделать выводы что:

1. Современные условия и особенности эксплуатации малых ГЭС на энергетическом рынке требуют повышение уровня автоматизации процессов, связанных с выработкой электроэнергии.

2. Поэтапная разработка и реализация автоматизированной системы управления позволяет последовательно создать систему, максимально адаптированную к составу и параметрам малых ГЭС, которые являются составляющими отдельного субъекта энергорынка.

3. Трехуровневая иерархия АСУ ГЭС обеспечивает высокую надежность и эффективность системы и, вместе с тем, позволяет существенно сократить капитальные затраты на разработку и внедрение АСУ.

2.3 Реальный объект

В данной работе будет использоваться спроектированная модель микро-ГЭС, разработанная на кафедре гидравлика БНТУ. Данная ГЭС обладает двумя турбинами, с помощью клиноременной передачи, крутящий момент передается на вал генератора (асинхронный двигатель 20кВт). Обе турбины соединены с шкивом вала генератора. Объектом управления является направляющая пластина, с помощью которой можно регулировать величину потока. После анализа системы управления скоростью потока, нами была предложена альтернативная система управления с помощью преобразователя частоты FR-A741. Данную ГЭС планируется построить на реке Птичь для снабжения электричеством котельной в санатории, а также на реке Неропля возле поселка Белыничи для фермерских нужд. 6]

2.4 Выбор основных компонентов СУ

2.4.1 Преобразователь частоты FR-A741

Этот компактный преобразователь частоты за счет использования множества технических инноваций позволяет достичь небывалого уровня производительности, он прекрасно подходит для управления приводами подъемников или же мощными машинами, крутящие моменты при торможении/замедлении которых пригодны для генерирования электроэнергии, как это имеет место в общих случаях с горизонтальным и вертикальным перемещением, в конвейерных установках, центробежных сепараторах, испытательных машинах, намоточных станках и пр.

Новый преобразователь частоты FR-A741 помогает сократить капитальные затраты и предоставляет возможность в долгосрочной перспективе минимизировать эксплуатационные издержки.

Наличие встроенной функции рекуперации позволяет создавать более компактные и доступные по цене системы электропривода, а также упростить конструкцию шкафов управления.

Энергосбережение и охрана окружающей среды — вот, пожалуй, самые важные направления нынешнего машиностроения и производства комплектного промышленного оборудования. На электродвигатели, как правило, приходится львиная доля всего энергопотребления, при этом они занимают много места, да еще и требуют особых мер для отвода тепла. По сравнению с традиционными системами электропривода, FR-A741 с интегрированной функцией рекуперации энергии отличается высоким потенциалом энергосбережения.

Поскольку преобразователь частоты и рекуператор смонтированы в общем корпусе, устройство занимает меньше места, что позволяет существенно экономить пространство в шкафу управления.

Благодаря встроенным сетевым дросселям и отказу от внешнего модуля торможения нет необходимости в дополнительных электромонтажных работах. Это означает, что, в отличие от преобразователей частоты с внешними блоками рекуперации, число монтажных проводов со стороны сети уменьшается на 40%, а общее занимаемое пространство — в зависимости от класса производительности — на 60%. Это позволяет существенно уменьшить длину монтажных кабелей и сэкономить место в шкафу управления. Встроенная функция рекуперации энергии в сеть позволяет повысить энергосбережение.

Существенное снижение затрат на монтаж, более эффективное проектирование установки и упрощение конструкции шкафов управления.

Привод высшего класса с обширными функциональными возможностями.

Более низкие общие издержки по сравнению с традиционными решениями.

2.4.2 Выбор программируемого логического контроллера (ПЛК)

Программируемый логический контроллер (ПЛК) (англ. Programmable Logic Controller, PLC) или программируемый контроллер — электронная составляющая промышленного контроллера, специализированного (компьютеризированного) устройства, используемого для автоматизации технологических процессов. В качестве основного режима длительной работы ПЛК, зачастую в неблагоприятных условиях окружающей среды, выступает его автономное использование, без серьёзного обслуживания и практически без вмешательства человека.

Иногда на ПЛК строятся системы числового программного управления станком (ЧПУ, англ. Computer numerical control, CNC).

ПЛК являются устройствами реального времени.

В отличие от:

— микроконтроллера (однокристального компьютера), микросхемы предназначенной для управления электронными устройствами, областью применения ПЛК обычно являются автоматизированные процессы промышленного производства, в контексте производственного предприятия;

— компьютеров, ПЛК ориентированы на работу с машинами и имеют развитый машинный ввод-вывод сигналов датчиков и исполнительных механизмов в противовес возможностям компьютера, ориентированного на человека (клавиатура, мышь, монитор и т. п.);

— встраиваемых систем — ПЛК изготавливается как самостоятельное изделие, отдельно от управляемого при его помощи оборудования.

Существуют несколько видов ПЛК:

Ш Основные ПЛК

— Siemens — SIMATIC S5 и S7;

— Segnetics — Pixel 2511 и SMH 2Gi;

— Omron;

— Mitsubishi — серия Melsec (FX, Q);

— Schneider Electric — Modicon серий Twido, M340, TSX Premium, TSX Quantum;

— Beckhoff

Ш Программируемое (интеллектуальные) реле:

— Siemens LOGO!,

— Mitsubishi — серия Alpha XL,

— Schneider Electric — Zelio Logic,

— Omron — ZEN,

— Moeller — EASY, MFD-Titan,

— Comat BoxX.

— ОВЕН ПР110

Ш Программные ПЛК на базе IBM PC-совместимых компьютеров (англ. SoftPLC):

— MicroPC,

— WinCon,

— WinAC,

— CoDeSys SP/SP RTE

Ш ПЛК на базе простейших микропроцессоров (i8088/8086/80 186 и т. п.):

— ICP DAS,

— Advantech

Выбор пал на контроллеры Siemens, а именно на S7−300 из-за комбинированного языка программирования и относительной дешевизны.

Simatic S7−300 — семейство контроллеров средней производительности фирмы Siemens AG из семейства устройств автоматизации Simatic S7. В линейке контроллеров этого семейства по своей производительности занимает промежуточное положение между семействами S7−200 и S7−400. Количество поддерживаемых входов и выходов до 65 536 дискретных/4096 аналоговых каналов. Конструкция контроллера модульная, модули монтируются на профильной шине (рельсе).

Таблица 2.1 — Основные технические данные центральных процессоров S7−300

Самым простым и следовательно самым дешевым ПЛК из семейства S7−300 является S7−300 CPU 312С. Необходимое количество входов — от 6 до 10. Остальные параметры S7−300 CPU 312С вполне удовлетворяют задачам микро-ГЭС. [7]

2.4.3 Выбор датчиков

2.4.3.1 Поплавковые датчики уровня

Поплавковые датчики уровня одни из самых недорогих и, вместе с тем, надежных устройств для измерения уровня жидкостей. При правильном выборе, поплавковые датчики уровня могут использоваться для контроля уровня самых разных продуктов, начиная от сточных вод, химически агрессивных жидкостей или пищевых продуктов. Высокие или низкие температуры, наличие пены, пузырьков или например работающей мешалки так же перестает быть проблемой при правильном выборе. [8]

Конструкции поплавковых датчиков показаны на рисунке 2.3.

Рис. 2.3. Виды поплавковых датчиков Самым простым является датчик с поплавком, передвигающимся по вертикальному штоку. Внутри поплавка, как правило, находится постоянный магнит, а в штоке, представляющем из себя полую трубку, находятся герконы. Плавая на поверхности жидкости поплавок передвигается по штоку датчика вслед за изменением уровня и проходя мимо герконов внутри штока замыкает или наоборот размыкает их. Сигнализируя о достижении определенного уровня. Внутри штока могут располагаться сразу несколько герконов и, соответственно, один такой датчик может сигнализировать сразу о нескольких значениях уровня жидкости, например минимальном и максимальном.

Поплавковый датчик уровня такой конструкции может так же измерять непрерывный уровень жидкости и выдавать сигнал в виде сопротивления, пропорционального уровню жидкости, либо в виде стандартного токового сигнала 4−20мА. Для этого герконы внутри штока соединены параллельно с резисторами, как показано на рисунке. Поплавок, передвигаясь вслед за изменением уровня жидкости, замыкает разные герконы, вызывая изменение общего сопротивления датчика уровня. Такие датчики уровня обычно устанавливаются сверху емкости и их длина может достигать трех метров.

Отдельной областью применения для поплавковых датчиков уровня можно назвать контроль уровня жидкости в транспортных средствах. Прежде всего это задачи по контролю за объемом топлива в тяжелой технике: грузовиках, экскаваторах, тепловозах. Здесь датчики уровня работают в условиях сильной вибрации и волнения на поверхности жидкости. Для устранения влияния этих факторов поплавковый датчик помещают в специальную демпферную трубу, диаметром чуть большую, чем диаметр поплавка.

Если установка датчика сверху емкости невозможна, то поплавковый датчик уровня можно вмонтировать в стенку емкости. В этом случае поплавок с магнитом крепится на шарнире, а герконовый выключатель обычно в корпусе датчика. Такие датчики срабатывают, когда жидкость достигает поплавка и предназначены для сигнализации предельного уровня. Датчики могут работать при температурах до 200 С в химически агрессивных средах. Следует помнить, что датчики уровня такого типа не подходят для измерения липких и засыхающих жидкостей, жидкостей с механическими включениями, а так же в случае замерзания жидкости.

Если в жидкости высокая концентрация твердых включений, существует вероятность замерзания или создания липкого слоя на оборудовании, то для контроля уровня в этом случае можно использовать поплавковый датчик уровня на гибком кабеле. Датчик уровня такого типа представляет собой пластиковый цилиндр или сферу, внутри которой находится механический или герконовый переключатель и металлический шарик. Такой датчик уровня крепится за кабель на нужной глубине, и когда уровень жидкости достигает поплавка, то он переворачивается и металлический шарик внутри него активирует геркон или механический переключатель. Примером таких датчиков уровня можно назвать серию поплавковых датчиков уровня жидкости LFL, производства компании Pepprl+Fuchs.

2.4.3.2 Магнитострикционные датчики уровня

Существует еще один тип поплавковых датчиков уровня — это магнитострикционные датчики. Принцип их действия основан на измерении времени распространения ультразвукового импульса внутри металлического стержня, снабженного поплавком со встроенным магнитом. Это, пожалуй, самый точный тип датчика уровня. Типичная точность магнитострикционных датчиков составляет 10 мкм., и более.

Магнитострикционные датчики выпускаются например фирмами Balluff (Micropulse), MTS Sensors (Temposonic и Level Plus), TR Electronic и другими. Еще одним отличием от традиционных датчиков уровня является то, что в магнитострикционных датчиках уровня в качестве штока, по которому перемещается поплавок, может быть использован гибкий трос. Тем самым измеряемая длина может составлять 12 и более метров, сохраняя при этом непревзойденную точность измерений.

Технические преимущества

— Передача сигналов на большие расстояния

— Простой монтаж и испытание. Однократная калибровка.

— Непрерывное измерение высоты уровня не зависит от физических и химических свойств среды таких как, образование пены и пузырей, токопроводимости, давления и температуры в указанных пределах.

— Легкая переустановка диапазона измерения по всей длине трубы скольжения

— Высокая точность, выше 1 мм

— Высокая повторяемость сигналов

— Взрывозащищённые исполнения

— Температура среды от — 200 °C до + 250°C

— Температура окружающей среды от — 70 °C до +85°C

— Давление от вакуума до 10 MПa Плотность? 400 кг/м3

— Совместное измерение общего уровня и уровня раздела фаз, при этом плотность двух жидкостей должна различаться не менее 50 кг/м3

— Пригодность к суровым условиям

— Многочисленные коррозионностойкие материалы дают заказчикам возможность применять приборы во всех отраслях промышленности.

Магнитострикционные датчики уровня имеют два типа корпуса: из нержавеющей стали FFG и из алюминия KMS. Присоединение к процессу может быть абсолютно любым: резьба, фланец, молочная резьба, подвижное резьбовое соединение. Настройка любого диапазона измерений в пределах длины датчика производится очень легко и быстро с помощью трех кнопок под крышкой корпуса в течении пяти минут.

2.4.3.3 Датчики температуры и термоэлементы

Датчики температуры и термоэлементы разработаны специально для применения в самых тяжелых условиях. Стандартная комплектация включает пользующиеся самым большим спросом соединения и длины погружения.

Перечень выпускаемых продуктов включает резистивные датчики для температур до 400 С и термопары для температур до 800 С. Оба типа поставляются с фиксированными заменяющимися вкладышами. Датчики температуры Данфосс сертифицированы признанными аттестующими организациями, в том числе основными компаниями по классификации морских судов.

1. Полная линия резистивных датчиков и термопар

2. Многолетний опыт производства аппаратуры для измерения температур

3. Легкая адаптация к особым требованиям заказчика

4. Высокий уровень безопасности

5. Датчики соответствуют Директиве EU-EMC 89/336/EEC

Из ниже изложенной таблицы нам подходит датчик LM335A т.к. подходит температура измерений от -40 до +100, так же он имеет аналоговый выход, что необходимо для связи с контроллером.

Таблица 2.2 — Датчики температуры

2.4.3.4 Датчик оборотов турбин

Бесконтактные оптические датчики оборотов или тахометрические преобразователи обеспечивают формирование импульсов, частота повторения которых пропорциональна частоте прохождения тахометрической метки, установленной на элементе (валу) вращающегося объекта, через область чувствительности датчика.

ВС 401 — бесконтактный оптический датчик оборотов

— Чувствительность, при л=940 нм, E=1 мВт/К· мІ: 750 мВ

— Диапазон измерения скорости: 0…20 000 об/мин

— Угол обзора: ±20°

— Расстояние до вращающегося объекта от 2 до 15 мм

— Выходное сопротивление: <500 Ом

— Температурный диапазон: −20…+70 °С

— Питание стандарта ICP

— Напряжение питания: 30 В

— Ток питания: 3 — 4 мА

— Уровень постоянного напряжения на выходе: 20 В

— Масса (без кабеля): 30 г

3. РЕАЛИЗАЦИЯ ПРОЕКТА С ПОМОЩЬЮ SCADA SYSTEM

3.1 Обзор SCADA System

SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition, Диспетчерское управление и сбор данных) — программный пакет предназначенный для разработки или обеспечения работы в реальном времени систем сбора, обработки, отображения и архивирования информации об объекте мониторинга или управления. SCADA может являться частью АСУ ТП, АСКУЭ, системы экологического мониторинга, научного эксперимента, автоматизации здания и т. д. SCADA-системы используются во всех отраслях хозяйства, где требуется обеспечивать операторский контроль за технологическими процессами в реальном времени. Данное программное обеспечение устанавливается на компьютеры и, для связи с объектом, использует драйверы ввода-вывода или OPC/DDE серверы. Программный код может быть как написан на языке программирования, так и сгенерирован в среде проектирования.

Иногда SCADA-системы комплектуются дополнительным ПО для программирования промышленных контроллеров. Такие SCADA-системы называются интегрированными и к ним добавляют термин SoftLogic.

Основные задачи решаемые SCADA-системами

SCADA-системы решают следующие задачи:

Обмен данными с УСО (устройства связи с объектом, то есть с промышленными контроллерами и платами ввода/вывода) в реальном времени через драйверы.

Обработка информации в реальном времени.

Логическое управление.

Отображение информации на экране монитора в удобной и понятной для человека форме. Ведение базы данных реального времени с технологической информацией.

Аварийная сигнализация и управление тревожными сообщениями.

Подготовка и генерирование отчетов о ходе технологического процесса.

Осуществление сетевого взаимодействия между SCADA ПК.

Обеспечение связи с внешними приложениями (СУБД, электронные таблицы, текстовые процессоры и т. д.). В системе управления предприятием такими приложениями чаще всего являются приложения, относимые к уровню MES.

SCADA-системы позволяют разрабатывать АСУ ТП в клиент-серверной или в распределенной архитектуре. [7]

Термин SCADA обычно относится к централизованным системам контроля и управления всей системой, или комплексами систем, осуществляемого с участием человека. Большинство управляющих воздействий выполняется автоматически RTU или ПЛК. Непосредственное управление процессом обычно обеспечивается RTU или PLC, а SCADA управляет режимами работы. Например, PLC может управлять потоком охлаждающей воды внутри части производственного процесса, а SCADA система может позволить операторам изменять уставку для потока, менять маршруты движения жидкости, заполнять те или иные емкости, а так же следить за тревожными сообщениями (алармами), такими как — потеря потока и высокая температура, которые должны быть отображены, записаны, и на которые оператор должен своевременно реагировать. Цикл управления с обратной связью проходит через RTU или ПЛК, в то время как SCADA система контролирует полное выполнение цикла.

Сбор данных начинается в RTU или на уровне PLC и включает — показания измерительного прибора. Далее данные собираются и форматируются таким способом, чтобы оператор диспетчерской, используя HMI мог принять контролирующие решения — корректировать или прервать стандартное управление средствами RTU/ПЛК. Данные могут также быть записаны в архив для построения трендов и другой аналитической обработки накопленных данных.

3.2 Создание проекта в среде Citect

В начале нужно создать все необходимые условия для работы программы с контроллером. Чтобы программа понимала действия контроллера и могла их отобразить в своей среде, необходимо установить связь между ПЛК и Citect.

Сначала нужно создать проект, запускаем проводник Citect SCADA и создаем проект под названием «kascad» (Рисунок 3.1).

Рисунок 3.1 — Создание проекта Далее создаем кластеры, сервер ввода/вывода, сервер трендов и алармов, и сервер отчетов.

Кластер определяет как и где будут работать различные сервера системы (ввода-вывода, алармов, трендов) и как они будут взаимодействовать друг с другом. В каждой системе Citect должен быть хоть один кластер, и сервер ввода-вывода должен быть с ним связан (Рисунок 3.2).

Рисунок 3.2- Создание кластера

Прописываем сетевой адрес системы, в нашем случае компьютер работает не в сети. Поэтому прописываем IP адрес 127.0.0.1. Таким образом Citect будет обращаться к компьютеру для получения данных о проекте, это нужно для дальнейшего мониторинга системы (Рисунок 3.3).

Рисунок 3.3 — Создание сетевого адреса После того как был создан кластер и сетевой адрес можно приступать к созданию серверов. Аналогичным образом создаем сервера алармов, трендов и отчетов. Для всех их нужно выбрать свойство «Primary». Заполненные формы представлены на рисунках 3.4−3.7.

Рисунок 3.4 — Создание сервера ввода-вывода Рисунок 3.5 — Создание сервера алармов Рисунок 3.6 — Создание сервера трендов Рисунок 3.7 — Создание сервера отчетов.

Теперь создаем связи с контроллером. Для этого запускаем «Мастер настройки параметров связи», который поможет сконфигурировать систему (Рисунок 3.8).

Рисунок 3.8 — Запуск Мастера настройки параметров связи

В следующем окне можно выбрать либо создать новый сервер ввода-вывода. Выбираем использовать существующий сервер ввода-вывода. И нажимаем «Далее» (Рисунок 3.9).

Рисунок 3.9 — Выбор сервера ввода-вывода На следующем экране можно выбрать либо создать новое устройство ввода-вывода. Создаем устройство IODev, и нажимаем «Далее» (Рисунок 3.10).

Рисунок 3.10 — Создание нового устройства ввода-вывода

Далее выбираем тип устройства ввода-вывода. Это может быть либо «Внешнее устройство ввода-вывода» (ПЛК, ПЧ, расходомер и т. д.), либо виртуальное устройство в памяти компьютера, которое используется для имитации реальных устройств (Рисунок 3.11).

Рисунок 3.11 — Тип устройства ввода-вывода Затем выбираем производителя устройства модель и способ подключения. Производитель — Mitsubishi, модель — Melsec-FX3U, тип подключения — Serial (Point to Point) (COM порт) (Рисунок 3.12).

Рисунок 3.12 — Выбор драйвера для подключения к ПЛК.

Далее система попросит указать адрес устройства, в данном случае ничего не меняем, нажимаем «Далее» (Рисунок 3.13).

Рисунок 3.13 — Адрес устройства Далее следует настройка подключения устройства через модем. В данном случае — не используется, нажимаем «Далее» (Рисунок 3.14).

Рисунок 3.14 — Настройка подключения модема

Далее система предложит выбрать COM порт, к которому подключается ПЛК. В данном случае это COM 3. В реальности номер COM порта может быть другим (Рисунок 3.15). Контроллер может подключаться с помощью кабеля программирования SC-09 (с преобразователем RS232-RS422), через порт программирования к COM порту компьютера. Либо с помощью простого COM кабеля через модуль расширения RS232 BD, к COM порту компьютера.

Рисунок 3.15 — Выбор COM порта для подключения ПЛК Далее выбираем способ подключения к внешней базе данных тегов. Просто нажимаем «Далее» (Рисунок 3.16 -3.17)

Рисунок 3.16 — Связь тэгов с внешней базой данных Рисунок 3.17- Подтверждение выполнения настройки устройства связи На завершающем этапе проверяем выполненные настройки, и нажимаем «Готово».

После того как была создана связь программы с оборудованием, приступаем к написанию тегов. Теги помогают Citect распознавать действия контроллера и в дальнейшем на этих тегах строиться визуализация проекта (Рисунок 3.18). Для корректное работы визуализации указываются все необходимые данные. Очень важно указывать типы данных для переменных тегов такие же, что и у контроллера, иначе программа будет работать не корректно. Все теги и их типы данных будут указаны и описаны в следующем разделе.

Рисунок 3.18 — Обозначение тегов

После того как все необходимые тэги были записаны, можно приступить к созданию графического образа проекта. Это очень важная часть проекта, поскольку от степени информативности главного рабочего окна зависит насколько быстро и понятно, будет усваиваться информация оператором.

Citect имеет большую библиотеку образов, которые могут быть использованы в проекте. Если же необходимых образов нет, то программа позволяет создавать их самому с помощью встроенного редактора. Каждый образ имеет множество свойств, которые, в процессе создания проекта, можно менять под необходимую задачу, делая эти образы уникальными (Рисунок 3.19).

Рисунок 3.19 — Окна свойств образов

Чтобы образ реагировал на изменения в контроллере, необходимо прописать в свойствах образа тег или условие из тегов, при котором образ будет изменяться. Образы могут исчезать, передвигаться, заполняться, вращаться и т. д., в зависимости от поставленной задачи.

Теперь создаем и прописываем алармы — тревожные сообщения. Алармы необходимы для оповещения оператора о сбоях в системе. Если контролируемый параметр выходит из рабочего диапазона, то система выдает тревожное сообщение (Рисунок 3.20).

Рисунок 3.20 — Создание алармов После описания всех алармов нужно добавить в проект тэги тренда, которые будут отображать контролируемые параметры в виде графиков. Это очень удобно для составления отчетов о произведенной микро-ГЭС электроэнергии.

Для того чтобы вызвать форму параметров тэгов тренда нужно в редакторе проектов Citect выбрать команду Тэги-Тэги тренда. После появления формы, нажать клавишу F2, чтобы открыть расширенные настройки (Рисунок 3.21).

Рисунок 3.21 параметры тэга тренда После всех выполненных действий мы получаем изображение всех необходимых процессов для оператора (Рисунок 3.22)

Рисунок 3.22 — Окно оператора

После запуска программы у оператора появляется окно с вкладками каждой из микро-ГЭС с информацией и данными о них, которые он контролирует. Оператор в состояния контролировать параметры как одной ГЭС так и целого каскада. Оператор сможет осуществлять контроль всего установленного оборудования на каждой микро-ГЭС. В данном окне отображается состояние оборудования, заданные параметры и контролируемые параметры. Оператор может задавать параметры работы станции вручную, если оператор не изменяет параметры, то станция будет работать по записанной в ПЛК программе, где уже будут учитываться все необходимые параметры для корректной работы станции.

Разработанная автоматическая система управления выполняет следующие задачи:

— считывает и задает количество оборотов турбины;

— отображает активную и реактивную мощность;

— отображает расход воды;

— отображает уровень воды;

— сигнализирует о появлении посторонних людей на объекте;

— в случаи аварии закрывает переборки и т. д.