Телеметрия и телеметрические системы
Телеметрический контроль
Телеметрия и метрология
Раньше телеметрию обременяли только вопросами метрологии. Она должна была подтвердить достоверность собираемых с датчиков данных, которые прошли до потребителя через настоящие круги ада, в виде кондиционирования сигнала, амплитудно-импульсного модулирования, последующего кодо-импульсного модулирования, параллельно-последовательного преобразования, мультиплексирования с потоками параллельных измерительных каналов, преодоления расстояний до нескольких тысяч километров по радиоканалу связи, обратного демультиплексирования, последовательно-параллельного преобразования на принимающей сигнал стороне, его кодо-импульсного а затем амплитудно-импульсного декодирования (Вы все еще верите, что с сигналом в конце пути все будет ОК?), и наконец, возрождения исходного сигнала после соответствующего процесса восстанавливающей фильтрации.
Телеметрия (дистанционный контроль) и правовые вопросы
Телеметрические технологии в энергетике
Мы ограничимся несколькими примерами дистанционного контроля и измерения в сугубо технических направлениях, например, умные масляные трансформаторы, которые комплектуются системой сбора данных с датчиков, давления масла, его температурой и высотой уровня в емкости. Именно эти ключевые параметры определяют степень риска дальнейшей эксплуатации и необходимость экстренного вмешательства ремонтно-сервисных служб. Сигнал системы телеметрического контроля поступает на диспетчерский пульт сервисных служб по каналам дистанционной передачи данных PLC, GSM.
Помимо данных, касающихся работоспособности и ресурса трансформатора, по настоящему умный трансформатор может измерить переданную из сети активную и реактивную мощности, и записать данные в энергонезависимую память, а так же подать сигнал службам потребителя о разбалансе фаз из-за не оптимальной разводки линий между отдельными локальными потребителями. Возможно оборудование на базе умного трансформатора системы сбора данных с датчиков (счетчиков) электропотребления локальных потребителей с хранением и передачей данных службам учета и расчетов за использованную энергию. Понятно, что и локальные счетчики должны быть при этом тоже достаточно умными, чтобы передать в систему свои данные.
«Умный» трансформатор нужен не только для крупных потребителей электроэнергии, еще больше пользы он принесет поселкам, которые снабжаются электричеством от дизель-генераторов. Все вышеперечисленные функции телеметрического контроля нужны и в этом случае. Но к ним еще добавляются функции телеметрической оценки состояния дизельного двигателя. Потребление поселка характеризуется большими перепадами потребляемой мощности, а двигатель на дизельном топливе плохо работает при малых нагрузках и быстро выходит из строя. Умный трансформатор, если его так можно назвать, должен при малой нагрузке потребителей подключить в качестве дополнительной нагрузки зарядку мощных аккумуляторов, чтобы не допустить работу двигателя в режиме холостого хода, при котором закоксовываются отверстия распылителей топлива, особенно не высокого качества. Желательно при несбалансированных фазах провести балансировку подключением зарядки аккумулятора к одной или двум из трех фаз генератора.
Что дает телеметрический контроль трансформатора?
Комплексное решение задач дистанционных/телеметрических измерений
Дистанционные измерения, контроль, это технологии, стремительно развивающиеся вокруг нас вместе с роботизацией и глобальным переходом на цифру. Сенсорные сети в ближайшем будущем будут контролировать все производственные процессы и оборудование. Весь транспорт будет «нашпигован» датчиками, с возможностью взаимодействия между собой для выбора соседнего датчика в процессе обмена информацией в условиях помех и препятствий распространения сигнала. Человеку останется только подтвердить решение о необходимости вывода того или иного оборудования, транспортного средства в ремонт по фактическому состоянию его ключевых узлов, от которых зависит безопасность человека и его окружения. В менее ответственных областях решение могут принимать роботы.
Технология телеметрических измерений как комплексное решение
Современная измерительная техника для испытаний транспортных средств, установок и узлов должна ориентироваться на работу с все более сложными электромеханическими системами. Должны быть изучены различные компоненты испытываемых систем и их взаимодействие и предусмотрено получение широкой гаммы параметров с датчиков стендов или натурных объектов. Некоторые физические или электрические величины могут иногда измеряться только в сложных условиях, особенно когда необходимо измерять силы и крутящие моменты на вращающихся узлах, таких как приводные валы, а также на мобильных испытываемых объектах или когда датчики используются на объектах под высоким электрическим напряжением или в условиях ограниченного доступа. Для преодоления всех этих проблем есть проверенное решение: технология телеметрических/дистанционных измерений. Она оставляет в прошлом ограничения классических проводных датчиков.
Проблемы современных телеметрических решений
Требования к современной и гибкой телеметрии
Для систем телеметрии также востребованы модульные концепции. Они должны обеспечить согласование количества и характеристик входных интерфейсов систем сбора данных с датчиков. Например, телеметрия «MTP-NT», предлагаемая imc, является полностью модульной системой. Она состоит из свободно выбираемых входных модулей для подключения датчиков, модулей контроллера и блока питания, а также блока передатчика данных. Оцифрованные данные измерений всех модулей передаются беспроводным способом через общий передающий модуль с использованием потока данных, обработанных кодо-импульсной модуляцией (PCM). Гибкие телеметрические решения предлагают различные технологии беспроводной передачи. Для средних и больших расстояний обычно применяется передача на радио-частотах, в то время как индуктивная передача лучше всего подходит для малых расстояний (см., на пример NFC). Индуктивные решения также обеспечивают беспроводное питание передатчика и входной электроники. Оптическая передача PCM-сигналов через оптоволокно также может быть адекватной опцией, например, в высоковольтных условиях, таких как на токосъемнике с напряжением 15 кВ на железнодорожных транспортных средствах.
Интегрированное решение
Независимо от выбранной технологии передачи поток данных PCM с последовательным кодированием декодируется на стороне приемника и преобразуется в цифровой формат. Такой цифровой выход является наиболее гибким и эффективным для интеграции в общую измерительную систему. Здесь интерфейс связи через стандартную сеть и протокол Ethernet является наиболее подходящим. Приемная измерительная система предоставляет выделенный интерфейс со своим собственным обрабатывающим ресурсом. Он собирает поток данных TCP / IP и преобразует пакеты в однотипные каналы данных. Этот интерфейс напрямую интегрирован в автономное измерительное устройство, независимое от ПК, который часто и не требуется для автономного сбора данных с датчиков.
Все системы измерения imc и регистраторы данных с таким телеметрическим интерфейсом могут быть легко расширены. В частности модульная и гибкая концепция может быть реализована путем объединения измерительной системы imc CRONOSflex с телеметрией MTP (см. Рисунок 1), в которой как для телеметрического, так и для традиционного сбора данных измерений применяются концепции модульной архитектуры. Точная синхронизация телеметрии (дистанционных измерений) осуществляется с помощью временных меток. Они могут быть подключены уже на приемнике телеметрических данных, который синхронизируется через модуль синхронизации стандарта IRIG-B. Любые дополнительные задержки и фазовые помехи, возникающие при передаче через сети Ethernet, таким образом, могут компенсироваться. Такое решение даже позволяет нескольким телеметрическим приемникам подключаться через сетевой коммутатор и обслуживаться одним единым интерфейсным блоком. На этом этапе подсистема телеметрии полностью интегрирована в универсальную измерительную систему. Теперь она может обслуживаться на более абстрактном и унифицированном уровне с помощью универсального стандартного программного обеспечения для измерений imc STUDIO. Таким образом, все функции и рабочие алгоритмы для задач испытания, которые поддерживаются комплексным программным обеспечением imc STUDIO, становятся доступными для синхронно интегрированных телеметрических каналов: от сбора данных с использованием мульти-триггеров, анализа в реальном времени, визуализации и хранения до полной автоматизации испытания и обмена с базой данных.
Какова реальная практическая выгода для пользователя такого решения?
Самое важное преимущество заключается в общем интегрированном решении для измерения: это обязательное требование для получения действительно целостных представлений и понимания объекта испытаний на основе надежно синхронизированных результатов измерений. Модульность и гибкость также снижают стоимость оборудования. Например, унифицированные входные модули могут приобретаться в рамках контрактной процедуры совместных закупок, совместно использоваться и также использоваться повторно, если испытание выполнило свою задачу или должно быть изменено. А благодаря отработанному программному обеспечению с унифицированными алгоритмами работы производительность операторов существенно повышается. Рассматривая долю затрат на персонал, каждый может оценить потенциал повышения экономической эффективности самих испытаний на испытательном стенде или в натурных условиях.
Техническое задание на выполнение проектно-изыскательских работ по строительству систем телеметрии на ГРП (ГРПБ) (стр. 2 )
 | Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 |
НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ И СОЗДАНИЕ СИСТЕМЫ ТЕЛЕМЕТРИИ ОБЪЕКТОВ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ
Перечень принятых сокращений 6
Перечень терминов 6
1. Область применения 7
2. Общие требования 7
3. Структура системы телеметрии 8
4. Требования к функциям систем телеметрии 10
5. Требования к контролируемым пунктам 10
6. Требования к телеметрическим пунктам наблюдения 14
7. Источники разработки 17
Перечень принятых сокращений
– автоматизированное рабочее место
– блочный газорегуляторный пункт
– дочернее и зависимое общество
– контролируемый телеметрический пункт
– промежуточный телеметрический пункт
– телеметрический пункт наблюдения
– узел учета расхода газа
– шкафной газорегуляторный пункт
– центральный диспетчерский пункт
– центральная диспетчерская служба
– центральный телеметрический пункт
– получения информации о состоянии объекта с помощью измерительных преобразований в общем случае множества изменяющихся во времени и распределенных в пространстве величин, характеризующих это состояние;
– машинной обработки результатов измерений;
– регистрации и индикации результатов измерений и результатов их машинной обработки;
– преобразования этих данных в выходные сигналы системы в разных целях.
ИС обладает основными признаками средств измерений и является их разновидностью.
1. Область применения
1.2. Целью документа является систематизация требований ОАО «Рязаньоблгаз» к системам телеметрии и к техническим решениям, учитывающим особенности технологических объектов газораспределительных систем.
2.1. Право Подрядчика осуществлять работы, предусмотренные настоящим техническими требованиями, должно быть подтверждено свидетельством СРО на проектирования АСУ ТП: Работы по подготовке проектов внутренней диспетчеризации, автоматизации и управления инженерными системами.
2.2. Проектирование СТМ должно осуществляться с учетом требований действующих нормативно-технических документов.
2.3. Предусмотренные проектом технические средства, материалы и оборудование должны соответствовать требованиям федерального законодательства в области промышленной безопасности и технического регулирования.
2.4. Все измерительные системы и средства измерений (в том числе импортные) должны быть внесены в Государственный реестр средств измерений РФ и иметь свидетельство об утверждении типа средств измерений и разрешение на применение, выданное Ростехнадзором.
2.5. Метрологическое обеспечение измерительных каналов СТМ должно быть выполнено в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8..
2.6. Все средства измерений должны иметь метрологические характеристики, способные обеспечить требуемую точность измерения параметров.
2.7. Средства измерений, применяемые в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений должны иметь действующие свидетельства о поверке или оттиски поверительного клейма. Средства измерений, не применяемые в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, должны иметь действующие сертификаты о калибровке или оттиски калибровочного клейма.
2.8. Средства измерения должны обладать следующими характеристиками:
— основная приведенная погрешность не должна превышать 0,5 %, дополнительная погрешность от влияния температуры не должна превышать 0,4 % на каждые 10 °С (для преобразователей давления);
— допускается применение термометров сопротивления с классом допуска АА или А;
— иметь выходной унифицированный токовый сигнал 4-20 мА.
Применение средств измерения с другими характеристиками должно быть обосновано.
2.9. ТС должны быть установлены с учетом обеспечения удобного доступа для технического обслуживания.
2.10. Средства измерений должны иметь возможность демонтажа для проведения технического обслуживания, ремонта и поверки без остановки газоснабжения.
2.11. ТС должны иметь гарантию завода изготовителя не менее 1 года и срок службы не менее 7 лет. Применение ТС, не соответствующих требованию данного пункта, должно быть обосновано.
2.12. Устройства ТМ должны относиться к изделиям с непрерывным режимом работы, т. е. постоянно находиться в работе за исключением времени, необходимого на техническое обслуживание и ремонт.
— частота переменного тока, Гц: ± 2,5.
2.14. Устройства ТМ должны сохранять свою работоспособность при полном отключении и включении напряжения источника электропитания.
2.15. В устройствах ТМ должна быть предусмотрена защита цепей электроснабжения, а также электрических цепей измерения, сигнализации, управления и связи от статического электричества, перенапряжения и разрядов атмосферного электричества.
2.16. Техническое обслуживание оборудования СТМ должно проводиться не чаще одного раза в год.
2.17. В устройствах ТМ должна быть предусмотрена защита обслуживающего персонала от поражения электрическим током в соответствии с требованиями ГОСТ 12.2.003-91 и ГОСТ 12.2.007.0-75.
2.18. Оборудование и комплектующие должны иметь сертификат соответствия системы ГАЗСЕРТ.
2.19. СТМ должна базироваться на программно-техническом комплексе «СКАТ-4» (ПК-300 для электрифицированных объектов, АК-500 для неэлектрифицированных объектов) и должна включать:
— устройство КП, размещаемое в аппаратном помещении или в отапливаемом шкафу телеметрии (размещение КП определяется на основании исходных данных).
— комплект датчиков и измерительных преобразователей.
— ПК «Орион» (для вновь создаваемых ПУ)
2.19. Система телеметрии как в аппаратной, так и в программной части должна отвечать соответствующим ГОСТам на разработку АСУ ТП и УТР газораспределение».
2.20. Для КП предусмотреть резервное питание.
3. Структура системы телеметрии
3.20. Система ТМ представляет иерархически многоуровневую структуру, состоящую из:
3.20.1. Нижнего уровня – КП, размещенные на удаленных объектах газораспределительной системы (ГРП, ШРП);
· филиал «Клепикирайгаз» Тумский участок
· филиал «Михайловмежрайгаз» Захаровский участок
· филиал «Рязаньрайгаз» Рыбновский участок
· филиал «Сасовогаз» Сасовогаз участок
· филиал «Старожиловорайгаз» Пронский участок
· филиал «Шацкмежрайгаз» Чучковский участок
· филиал «Шиловорайгаз» Спасский участок
Данные с КП должны постоянно передаваться на существующий ЦДП, а на вновь организуемые ППУ и уже существующие ППУ – в том случае, если объекты ГРП находятся в районе обслуживания эксплуатационного участка «Рязаньоблгаз».
3.22. Сеть КП, составляющих нижний уровень СТМ, должна предоставлять необходимое количество данных для их использования в программно-вычислительных комплексах диспетчерского управления с целью создания гидравлической модели и отображения технологического процесса транспортировки газа по газопроводам высокого и среднего давления.
4. Требования к функциям систем телеметрии
4.1. Система ТМ объектов газораспределительных сетей должна реализовывать, в различном сочетании, функции телесигнализации, телеизмерения ГРП, ШРП.
4.2. Система ТМ должна иметь возможность модернизации и расширения функций, как программного обеспечения, так и технических средств.
4.3. В СТМ должна быть предусмотрена возможность разграничения прав доступа к настройкам и изменению уставок, а также разграничения доступа к перечню контролируемых объектов по географическому признаку. На ПУ должна быть обеспечена защита от ошибочных действий пользователей и несанкционированного доступа.
4.4. Функции отображения технологических параметров и функции настройки должны быть сосредоточены на едином АРМ диспетчера ЦДС ГРО (ЦПУ).
4.5. В системе с использованием ППУ данные функции настройки должны быть распределены в соответствии с ее структурой при сохранении прав телеуправления ЦПУ.
4.6. СТМ должна поддерживать различные виды передачи данных между КП и ПУ: циклическая передача, спорадическая (при изменении состояния) и передача по запросу ПУ, как для объектов, с централизованным электроснабжением, так и для объектов с автономным электропитанием. Передача данных должна осуществляться открытыми стандартными протоколами. Каналы связи должны быть защищены с помощью современных алгоритмов шифрования. Продолжительность работы системы с автономным электропитанием должна быть обеспечена не менее 3-х лет при работе в стандартном режиме.
4.8. В СТМ должно быть предусмотрено резервирование каналов связи.
4.10. СТМ должна функционировать в единой системе времени. В составе СТМ должны функционировать средства синхронизации времени на уровнях КП и ПУ. Погрешность временной синхронизации не должна превышать 1 с. Синхронизация времени должна производиться раз в сутки, а так же во время аварии.
4.11. На уровне ПУ должны быть реализованы функции оценки ситуаций с целью выявления нештатных, предаварийных и аварийных ситуаций. СТМ должна формировать достаточно данных для выработки решений по локализации аварийных ситуаций на каждом уровне диспетчерского управления.
5. Требования к контролируемым телеметрическим пунктам
5.1. В проекте должно быть предусмотрено:
— обозначение знаками безопасности мест подземной прокладки кабеля;
— обозначение КП в соответствии с ГОСТ Р 12.4.;
— перед каждым датчиком давления установка трехходового крана или аналогичного устройства для проверки и отключения прибора;
— применение устройств сброса давления на импульсных линиях (при необходимости);