Внедрение автоматизированной системы управления технологическим процессом энергоблоков на базе современных программно-технических комплексов

Внедрение АСУТП энергоблоков на базе современных программно-технических комплексов (ПТК) — неотъемлемое условие существенного повышения объема и качества выработки электроэнергии.

В.А. Биленко,

В.В. Лыско,

А.Г. Свидерский

Последнее десятилетие можно считать революционным в части существенного подъема уровня автоматизации российского энергетического оборудования. Еще в середине 90-х годов прошлого века пропасть между достигнутым на Западном рынке за счет внедрения с начала 80-ых годов распределенных микропроцессорных систем управления (РМСУ) уровнем автоматизации энергоблоков и российской практикой, в основном, использующей традиционные технические средства и в небольшом объеме автономные микропроцессорные контроллеры (Ремиконт, Ломиконт, ЭЧСР-М), представлялась трудно преодолимой. Даже внедренная в 1990;ом году на энергоблоке 800МВт, ст.№ 3 Пермской ГРЭС силами фирмы ABB и персонала станции РМСУ на базе ПТК Procontrol P казалась исключением из правил, вызванным целым рядом факторов: новый газовый блок, широкое использование импортных датчиков и арматуры, достаточно большой объем резервного управления на традиционных средствах, наличие хорошо подготовленного в процессе специального обучения персонала, выполнение проекта за рубежом.

В этих условиях настоящим прорывом явилась модернизация системы контроля и управления (СКУ) пылеугольного энергоблока 500МВт, ст.№ 10 Рефтинской ГРЭС, выполненная ЗАО «Интеравтоматика» при активном участии Заказчика на базе ПТК Teleperm ME фирмы Сименс /1/. Во-первых, речь шла не о новом блоке, а о модернизации существующего. Во-вторых, с учетом ограниченных финансовых возможностей практически все периферийное оборудование (арматура, привода, датчики 0−5шА) было оставлено без изменения. В третьих, автоматизировался не газовый, а пылеугольный энергоблок, причем оснащенный пылесистемами прямого вдувания пыли, принципиальная задача управления которым — автоматизация процесса горения — даже в режиме рабочих нагрузок в отечественной практике оставалась нерешенной. И наконец, резервные средства управления были оставлены в минимальном объеме аварийных ключей, кнопок и индикаторов, необходимых для экстренного останова энергоблока.

В качестве характеристик достигнутого на энергоблоке № 10 Рефтинской ГРЭС, а впоследствии и на большом числе других внедренных ЗАО «Интеравтоматика» проектов АСУТП, уровня автоматизации технологических процессов, следует выделить:

• — возможность полностью автоматического изменения нагрузки блока и его поддержания в соответствии с заданием в рабочем диапазоне нагрузок, в частности, для выполнения современных требований Системного оператора по общему первичному (для пылеугольных энергоблоков) или нормированному первичному и автоматическому вторичному (для газомазутных энергоблоков) регулированию частоты в энергосистеме /2, 3/;
• — обеспечение автоматизированного пуска и планового останова блока с автоматическим управлением преобладающим большинством этапов и сохранением за оператором, как правило только координирующих функций, неответственных операций и управления неэлектрофицированной арматурой /4/;
• — высокую надежность проведения полностью автоматических операций по отключению энергоблока или снижению его нагрузки в аварийных ситуациях.

Основными средствами достижения такого уровня автоматизации, базирующимися на разработках ЗАО «Интеравтоматика» в части прикладного математического обеспечения, в первую очередь, алгоритмов автоматического регулирования и логического управления, являются:

• — существенное усовершенствование структурных схем автоматических регуляторов с обеспечением их всережимности и нейтрализацией неблагоприятных динамических связей между ними через объект регулирования /3/;
• — широкое использование пошаговых логических программ для автоматизации пусковых и остановочных процессов как по отдельным технологическим узлам, так и блоку в целом /4/;
• — наличие высокоразвитого операторского интерфейса, обеспечивающего удобство и наглядность контроля за автоматизированным рабочим процессом, а при необходимости и возможность вмешательства в ход его выполнения.

Тем самым был преодолен сложившийся еще в советское время существенный дисбаланс между теоретическими и практическими разработками отечественных специалистов в области алгоритмов, задач, подходов к управлению крупными энергоблоками и другим энергетическим оборудованием и возможностями используемых на российских электростанциях средств автоматизации.

За прошедшие годы только ЗАО «Интеравтоматика» внедрило (на базе ПТК фирмы Сименс Teleperm XP-R, Simatic PCS7 PS, SPPA-T3000) более 85 АСУТП отечественного энергетического оборудования, в том числе, более 40 для крупных энергоблоков (как традиционных, так и ПГУ) /5, 6/. Последнее время ежегодно вводится в эксплуатацию от 10 до 15 проектов АСУТП. Целый ряд АСУТП внедрен и другими российскими и зарубежными фирмами (НИИТеплоприбор и ЭЦН, Эмерсон, ПК Кварц и ПИК-Прогресс).

Все это время АСУТП на базе микропроцессорных ПТК развивается в российской энергетике в целом и в проектах ЗАО «Интеравтоматика» в частности в двух взаимосвязанных направлениях: совершенствование самих ПТК и достижение максимального результата от их внедрения (технологического, экономического, экологического и др.).

В качестве примера современного развития информационных технологий применительно к автоматизации энергоблоков может быть рассмотрен новый ПТК SPPA-T3000 111 фирмы Сименс, на базе которого ЗАО «Интеравтоматика» уже внедрило в 2007;2009;ых годах 8 проектов АСУТП крупных энергоблоков, столько же планируется ввести в эксплуатацию в 2010;ом году. SPPA-T3000 относится к ПТК 4-ого поколения, в которых web-технология с её трёхуровневой моделью (уровнями представления, обработки и данных) является не надстройкой, а основой, ядром системы. В соответствии с трёхуровневой (трёхъярусной) моделью, SPPA-T3000 имеет уровень представления данных (клиентский ярус), уровень обработки данных (ярус прикладных алгоритмов и переработки данных) и уровень данных (ярус информационных источников).

Характерными особенностями SPPA-T3000 являются:

• — в SPPA-T3000 обеспечивается в первую очередь полная интеграция всех необходимых подсистем в единую программную систему. Не существует компонентов вне единого поля информации, вне единых принципов внутреннего взаимодействия компонентов между собой. Эта идея, имеющая название ECS® (embedded component services), является краеугольным камнем всей архитектуры систем четвёртого поколения и их уровня обработки данных;
• — наличие единого виртуального сервера приложений (аппаратно серверов может быть несколько), объединяющего функции сервера операторского интерфейса, архивного сервера, инженерной и диагностической станций;
• — построение уровня представления данных на так называемых «тонких» клиентах — компьютерах с ограниченным объемом программного обеспечения;
• — возможность реализации всего состава алгоритмов управления (базового и прикладного математического обеспечения) как в контроллерах (серверах автоматизации), так и в сервере приложений;
• — задание любого изменения программного обеспечения только через инженерное представление данных с исключением понятий «компиляция» и «загрузка» в привычном для предыдущих поколений ПТК понимании, что сводит время внесения изменения к длительности одного цикла работы серверов;
• — принципиально новые характеристики операторского интерфейса, в частности, позволяющие объединять на одной видеограмме разнообразную информацию, необходимую для наиболее эффективного принятия и реализации решений (например, фрагментов технологической схемы с окнами управления и индикации, функциональных схем алгоритмов управления, фрагментов протокола сигнализации, графиков переходных процессов) и обеспечивающие возможность создания собственного состава видеограммного обеспечения для специалистов, различающихся функциональным назначением, уровнем профессиональной подготовки и личными качествами;
• — новые возможности по связи (интеграции) с другими ПТК, интеллектуальными датчиками и исполнительными механизмами.

Удобство интеграции характеризует открытость системы для взаимодействия с внешним миром: обмен данными можно производить по протоколам ОРС (клиент и сервер), Modbus, МЭК 61 850, МЭК 60 370−5-101 (4), DMP3.0. Использование последних протоколов позволяет интегрировать в единую систему АСУТП ТМО (тепломеханического оборудования), и АСУТП ЭТО (электротехнического оборудования). Протокол МЭК 61 850, построенный на базе Ethernet-технологии, — последняя разработка в области автоматизации подстанций — дает возможность использовать в рамках Т3000 на уровне «интеллектуальных» источников данных терминалы микропроцессорных защит (МП РЗА), устройства управления ячейкой и синхронизаторы линейки Siprotec 4 фирмы «Siemens» или иных производителей, поддерживающие протокол МЭК 61 850.

Достигнутый уровень автоматизации, в первую очередь, характеризует так называемые штатные режимы работы энергоблока, на которые обычно и ориентируется разработка алгоритмического обеспечения АСУТП. Действительно, особенно для нового технологического оборудования, такие режимы в диапазоне рабочих нагрузок составляют не менее 95% времени эксплуатации, а число штатных пусков из различных тепловых состояний, плановых и аварийных остановов — не менее 85 — 90%. В таких режимах после выполнения требуемого объёма наладки особых проблем у оперативного персонала не возникает и качество поддержания технологических процессов остаётся достаточно высоким.

Основные сложности имеют место в нештатных режимах, при технологических и функциональных нарушениях. При технологических нарушениях возникают отличия режимов работы оборудования от штатных, на которые был ориентирован проект автоматизации. Для рабочих нагрузок это, в первую очередь, технологические ограничения, связанные с исчерпанием диапазонов регулирующих воздействий и изменением состава оборудования. В пусковых и остановочных режимах технологические нарушения возникают чаще всего в связи с неготовностью или неудовлетворительными характеристиками отдельных технологических узлов, в основном используемых только в этих режимах и поэтому не контролируемых в диапазоне рабочих нагрузок. Под функциональными нарушениями понимаются отказы периферийного оборудования АСУТП — датчиков, приводов, арматуры.

Учёт технологических ограничений и функциональных нарушений должен быть обязательной составляющей разработки алгоритмического обеспечения современных АСУТП, определяющей такой важнейший показатель работы автоматизированного энергооборудования, как его функциональная живучесть, т. е. возможность сохранения своих функций полностью или частично при различных нарушениях в работе как технологического оборудования, так и периферийных устройств АСУТП /8/. Данная проблема является составной частью обеспечения всережимности работы АСУТП, так как наличие разнообразных типов технологических ограничений существенно расширяет спектр возможных режимов эксплуатации оборудования, а возникновение функциональных нарушений усложняет реализацию функций управления ими. Наибольшие сложности вызывает совместное появление различных видов нарушений, так как их сочетание может быть различным и варианты подобных нештатных ситуаций трудно предсказуемы. пылеугольный энергоблок генератор сигнализация Если рассмотреть современную схему автоматического регулирования сложным технологическим узлом (питательным трактом многопоточного котла; подачей угля в котёл, оборудованный схемой прямого вдувания пыли; совместным сжиганием газа и мазута и др.), то основной, базовый алгоритм работы регуляторов составляет не более 30% его функционального содержания, оцениваемого, например, по числу используемых алгоритмических блоков. Всё остальное (70−80%) — это логика формирования сигналов изменения структуры АСР и параметров настройки её элементов на основе всей совокупности входной информации по технологическим ограничениям и функциональным нарушениям данного технологического узла и, главное, сами алгоритмы учёта сформированных логических условий.

Так же, как и для алгоритмов управления, особую важность имеет ориентация на действия в нештатных ситуациях при разработке функций операторского интерфейса. В первую очередь, это касается сигнализации, которая должна обеспечивать своевременное информирование операторов энергоблока и дежурного персонала АСУТП о возникших технологических ограничениях и функциональных нарушениях и произведённом автоматически способе их учёта. Ряд событий, характеризующих функциональные нарушения, например перевод на ручное управление основных каналов регулирования энергоблока, выносится на уровень предупредительной технологической сигнализации. В связи с многообразием возможных нештатных ситуаций целесообразно использование для их анализа специальных видеограмм, таблиц, упрощённых структурных схем алгоритмов, блок-схем принятия решений.

Полученные результаты использования АСУТП на базе современных микропроцессорных ПТК позволяют определить на текущий период и на ближайшее будущее следующую стратегию автоматизации российского энергетического оборудования.

• 1. Все вновь строящиеся энергоблоки, как с традиционной технологией, так и ПГУ должны оснащаться полномасштабными АСУТП на базе микропроцессорных ПТК и быть нацеленными на достижение обоснованно максимального уровня автоматизации. Новые энергетические технологии — уже известные котлы с циркулирующим кипящим слоем; давно обсуждаемая, но пока не осуществлённая газификация твёрдого топлива; принципиально новые идеи, — с самого начала должны быть ориентированы на уже имеющиеся и постоянно развивающиеся в аппаратном и программно-алгоритмическом направлении возможности современных средств АСУТП.
• 2. Для существующих энергоблоков со сроком дальнейшей эксплуатации в течение 10−15 лет целесообразно оснащение полномасштабными микропроцессорными АСУТП. При этом для энергоблоков с частично реконструированными АСУТП необходимо их наращивание до полномасштабных, а для блоков, имеющих только традиционные средства, — реализация одноили двухэтапной модернизации до полномасштабной АСУТП. При разделении реконструкции на этапы выбор типа ПТК и технические решения на первом этапе работ должны учитывать и эффективность выполнения заключительного этапа.

• 1. АСУТП энергоблоков 500МВт Рефтинской ГРЭС / Л. Л. Грехов, В. А. Биленко, Н. Н. Деркач и др. // Электрические станции. 2002. № 5. С. 61−68.
• 2. Разработка и внедрение САРЧМ крупных энергоблоков / В. А. Биленко, А. Д. Меламед, Э. Э. Микушевич и др. // Теплоэнергетика. 2008. № 10. С.14−27.
• 3. Усовершенствование автоматических систем регулирования технологических параметров энергоблоков / В. А. Биленко, Э. Э. Микушевич, Д. Ю. Никольский и др. // Теплоэнергетика. 2008. № 10. С.34−45.
• 4. Гальперина А. И., Грехов Л. Л., Крылов В. Ю.,

Михин А. В. Автоматизация пуска энергоблоков с прямоточными котлами // Теплоэнергетика. 2008. № 10. С.45−52.

• 5. Лыско В. В., Свидерский А. Г., Биленко В. А., Ананьев А. А. Основные результаты работы ЗАО «Интеравтоматика» за 15 лет // Теплоэнергетика. 2008. № 10. С.2−9.
• 6. Свидерский А. Г., Биленко В. А., Лыско В. В. Автоматизация российского энергетического оборудования: вчера, сегодня, завтра // Электрические станции. 2009. № 2. С.2−9.
• 7. Свидерский А. Г., Херне, й ь X. Новые технические средства для автоматизации объектов энергетики// Теплоэнергетика. 2008. № 10. С.9−14.
• 8. Биленко В. А., Меламед А. Д., Микушевич Э. Э., Никольский Д. Ю. Учет в САРЧМ энергоблоков технологических ограничений и функциональных нарушений // Теплоэнергетика. 2009. № 10. С. 2−10.
• 9. Опыт разработки и внедрения полномасштабной АСУТП энергоблока ПГУ-450Т на ТЭЦ-27 ОАО «Мосэнерго» / А. Я. Копсов, А. Г. Свидерский, В. А. Биленко и др. // Электрические станции. 2009. № 2. С. 9−17.
• 10. Опыт разработки и внедрения АСУТП ПГУ-325 Ивановской ГРЭС / В. А. Биленко, И. З. Черномзав СВ. Артанов и др.// Электрические станции. 2009. № 2. С.25−36.