Автоматизированные системы управления технологическими процессами как основа существенного повышения уровня автоматизации энергетического оборудования

C начала деятельности (1993 г.) ЗАО «Интеравтоматика» видело свою основную задачу в создании АСУТП для российских электростанций, которые обеспечивали бы современный уровень автоматизации технологических процессов, не уступающий
зарубежным аналогам. Под современным уровнем автоматизации понимается такая организация управления, при которой практически весь объем управляющих функций в рабочем диапазоне нагрузок, в штатных режимах пуска и останова оборудования, а также в аварийных режимах выполняется полностью автоматически. Полученные за прошедшие годы результаты (более 50 объектов) полностью подтвердили реальную возможность достижения такого уровня автоматизации энергетического оборудования в России. Причем крайне важно, что эта задача успешно решается не только для вновь создаваемых объектов, количество которых пока невелико, но и для существующих энергоблоков, срок эксплуатации которых составляет 20-40 лет. Следует отметить, что при этом, где это возможно, практически без изменения сохраняется ранее установленное периферийное оборудование (датчики, арматура, приводы).

Целью разработки ивнедрения АСУТП современного энергооборудования является повышение экономичности, надежности работы основного оборудования, повышение его готовности, снижение остановов по вине ошибок персонала, достижение нового уровня эксплуатации самих систем, снижение эксплуатационных затрат, улучшение экологических показателей электростанции.

Решение этих задач тесно связано с достижением высокого уровня автоматизации, учитывающего состав, характеристики и режимы работы технологического оборудования. Высокая степень автоматизации предполагает высокое качество поддержания технологических параметров во всех режимах работы оборудования и сводит к минимуму влияние человеческого фактора на качество ведения режима. Следствием высокого объема автоматизации является принципиальное изменение характера действий оператора. Взамен обычных для оператора, особенно в процессе пуска и останова оборудования, непосредственных воздействий на органы управления, основными функциями становятся контроль за ходом автоматизированного процесса и координация, а в необходимых случаях и коррекция работы автоматики, а также выполнение неответственных функций управления. Такое изменение функций оператора позволяет ему уделять больше внимания оптимизации технологических режимов, реализуемой, в первую очередь, путем изменения заданных значений технологических параметров (воздействием на задатчики регуляторов верхнего уровня). Видеомониторы программно-технического комплекса (ПТК) для оператора являются достаточным и единственным средством визуализации и управления технологическим процессом. Традиционные органы управления остаются в минимальном объеме в качестве резервных для возможности осуществлять аварийный останов оборудования.

Программно-технические комплексы

Разрабатываемые ЗАО «Интеравтоматика» АСУТП базируются на применении программно-технических комплексов (ПТК), выпускаемых фирмой SIEMENS.

SIEMENS выпускает большую номенклатуру микропроцессорных средств и систем для автоматизации в различных отраслях. Однако, среди всего многообразия продукции SIEMENS, ЗАО «Интеравтоматика» ориентировано на комплексные системы (не путать с «разрозненными» ПЛК и SCADA-система-ми), предназначенные для создания «больших» систем автоматизации тепло- и электроэнергетического оборудования. Эти ПТК учитывают особенности применения микропроцессорной техники в условиях электростанций и имеют богатые программно-алгоритмические средства, ориентированные на соответствующие приложения.

К таким системам относятся семейство ПТКTeleperm® (ME, MEA, XP, XP-R), PCS 7 PS (Power Solution) и новейшая система SPPA-T3000.

Несмотря на то, что все эти ПТК базируются на различных платформах как на контроллерном, так и на информационно-вычислительных уровнях, однако использование очень близкого, преемственного программно-алгоритмического обеспечения позволяет легко и быстро переносить технические решения по автоматизации и накопленный опыт с одной платформы на другую.

Наряду с обычно выделяемыми характеристиками ПТК, такими как надежность аппаратуры, высокоразвитое базовое математическое обеспечение, наличие «сквозного» САПР, гибкость и т.п., необходимо особо выделить диагностические свойства. Одна из сторон диагностики — диагностика полевого оборудования. Свойства ПТК, наличие развитых диагностических функций, богатство операторского интерфейса — предпосылки достижения высокого уровня автоматизации. Не секрет, что именно ненадежность работы отечественного полевого оборудования: отказы датчиков, неоткрытие арматуры, ложная информация о состоянии концевых выключателей и др., — не позволяли обеспечить работоспособность пошаговых программ и других сложных алгоритмов управления из-за необходимости постоянного контроля оперативного персонала за их работой. Использование в базовом ПО применяемых ПТК алгоритмов автоматической диагностики периферийных устройств, усовершенствованных ЗАО «Интеравтоматика» с учетом особенностей самого российского периферийного оборудования и условий его эксплуатации (в частности, организации электропитания), позволило обеспечить широкое внедрение пошаговых программ всех уровней, управляемых (отключаемых) блокировок и т.д. Диагностируются такие события, как появление сигнала срабатывания моментной муфты на задвижке ранее прихода сигнала концевого выключателя, одновременное существование сигналов концевых выключателей «Больше» и «Меньше» задвижки или регулирующего клапана или сигналов «Включен» и «Выключен» электродвигателя, исчезновение электропитания с арматуры или двигателя, превышение заданного времени открытия или закрытия задвижки, включения или отключения двигателя и т.д. Для каждого из таких событий предусмотрены сигнализация оператору и соответствующие условия квитирования. Эту же информацию можно использовать в алгоритмах автоматического управления и контроля.

Обеспечение постоянного нахождения в работе большого числа сложных алгоритмов управления невозможно без диагностики и анализа алгоритмических нарушений. Стандартными средствами используемых ПТК диагностируются превышение небаланса на входе регулятора, исчерпание времени сбора условий шага пошаговой логической программы или его выполнения, неготовность «автоматического ввода резерва» (АВР). ЗАО „Интеравтоматика" дополнительно разработаны алгоритмы диагностики „застревания" регулирующего клапана, отсутствия условий своевременного ввода защит и т.д. Специализированный операторский интерфейс позволяет достаточно быстро выявить причину обнаруженного алгоритмами диагностики нарушения.

Совершенствование функций контроля и управления

Основой достижения нового уровня автоматизации при реконструкции систем контроля и управления существующего энергоблока является понимание специалистами технологами того факта, что, как правило, нужно не автоматизировать принятую технологию реализации переменных режимов, а существенно усовершенствовать её за счет возможностей средств АСУТП по расширению объема и развитию функций управления.

В части автоматического регулирования в повышение уровня и увеличение объема автоматизации входят:

• включение в состав автоматически управляемых всех регулирующих органов энергоблока;

• обеспечение управления этими регулирующими органами во всех режимах их использования;

• автоматическое формирование оптимальных заданных значений регулируемых величин за счет временных программ изменения технологических параметров во время пуска и останова, корректирующих регуляторов, режимных зависимостей. Улучшение качества процессов регулирования и существенное расширение диапазонов режимов использования регуляторов достигаются за счет следующих алгоритмических решений:

• усовершенствование законов регулирования локальных автоматических систем регулирования (АСР) инерционных технологических параметров (в первую очередь, температур) путем использования упрощенных моделей участков регулирования;

• нейтрализация взаимовлияния контуров регулирования за счет реализации различных способов их динамической развязки путем ввода устройств компенсации между ними;

• изменение структур АСР при изменении режимов работы оборудования и исчерпании диапазонов регулирующих органов (включая так называемую схему «переворота»), обеспечивающую поддержание важного (минимизирующего) параметра путем воздействия по непрямому каналу при исчерпании диапазона по прямому каналу при многосвязном регулировании;

• введение автоподстройки параметров настройки с сочетанием непрерывного (при изменении режима и неизменной структуре АСР) и дискретного (при изменении структуры) законов их изменения;

• принципиальное увеличение объема взаимодействия с логическими программами путем обеспечения включения и выключения из работы регуляторов, а также изменения их структуры, по командам логических программ;

• повышение живучести АСР за счет своевременной диагностики отказов датчиков и регулирующих органов и осуществления соответствующей реструктуризации данной и/или связанных с ней локальных АСР.

В качестве примера на рис. 1 представлена укрупненная структурная схема многосвязной АСР основных параметров пылеугольного прямоточного котла (энергоблок 800 МВт Березовской ГРЭС).

В части дискретного управления основным инструментом повышения уровня автоматизации явилось широкое внедрение логических программ верхних уровней: пошаговых программ (ШП) и управляемых (отключаемых или сложных) блокировок (ОБ). При этом широко используется возможность произвольного построения иерархической структуры логического управления с неограниченным количеством уровней и произвольным размещением на них ШП и ОБ. Пример такой структуры для энергоблока 500 МВт Рефтинской ГРЭС приведен на рис. 2.

В качестве средств, обеспечивающих широкое применение пошагового логического управления, следует назвать: • автоматический выбор начального шага, соответствующего текущему состоянию технологического режима начального шага с автоматическим «проскакиванием» шагов, соответствующих уже выполненным технологическим операциям;

• ветвление программы;

• «проталкивание» шага оператором в случае технологических причин отсутствия условий его выполнения (например, при отказе датчика);

• выделение в отдельные шаги операций по управлению неэлектрифици-рованной арматурой с информированием оператора о необходимости выполнения шага и наличием виртуальной кнопки подтверждения оператором его выполнения.

Принципиально важным явилась возможность координации за счет использования ШП дискретного и непрерывного управления оборудованием. Наиболее важные логические программы, такие как пуск турбоагрегата, прогрев паропроводов, пуск и останов пылесистем и т.д., обеспечивают положительный эффект за счет тесной увязки выполнения дискретных операций и работы программаторов и регуляторов.

Обозначения:

ШП — шаговая программа

КПТ- конденсатно-питательный тракт

П/О — пуск/останов

ТДМ — тягодутьевые механизмы

ГПЗ — главная паровая задвижка

БРОУ- быстродействующая редукционно-охладительная установка

ПВД — подогреватель высокого давления

ЦНД — подогреватель низкого давления

НПЭ — насос пусковой эжектора

ЦН — циркуляционный насос

АСР- автоматическая система регулирования

Важнейшим фактором достижения высокого уровня автоматизации, является, безусловно, и реализация операторского интерфейса, обеспечивающего комфортность деятельности оператора по контролю и управлению автоматизированным технологическим процессом. Решается эта задача за счет:

• обеспечения динамических характеристик диалога оператора с АСУТП (через видеомониторы), близких к аналогичным характеристикам при использовании традиционных средств;

• сочетания видеограмм разного уровня с различной степенью детализации процесса;

• возможности вызова любого видеокадра при произвольной сложности иерархической структуры видеограмм (200-300 фрагментов мнемосхем) за два-три нажатия кнопки «мыши»;

• удобства многооконного режима организации воздействий и детализации информации о возникших затруднениях в управлении процессом;

• существенно расширенного объема технологической и функциональной (по работе алгоритмов и средств АСУТП) сигнализации с возможностью «прямого перехода» на видеограмму того фрагмента технологической схемы, где произошло сигнализируемое событие из обзорного окна или протокола сигнализации;

• возможности представления алгоритмов управления и автоматического выявления причин нарушения хода их выполнения;

• архивации всего объема исходной и обработанной информации о самом технологическом процессе и внутренних переменных алгоритмов управления с возможностью оперативного и постоперативного эффективного анализа с использованием разнообразных форм представления информации (динамические и характеристические кривые, барограммы и гистограммы, таблицы и протоколы, структурные схемы алгоритмов с внутренними значениями переменных) и их комбинации. Принципиально новый уровень операторского интерфейса и условия для повышения уровня автоматизации обеспечивает ПТК SPPA-T3000, в котором удалось за счет использования опыта управляющих систем и современных информационных технологий создать гибкий, единый, всеохватывающий, исчерпывающий интерфейс всех пользователей ПТК как системы различных взглядов на единый предмет -АСУТП.

Полученные результаты

В результате разработки АСУТП энергоблоков удалось достичь принципиально иного уровня автоматизации таких процессов, как: автоматическое управление процессом горения крупных пылеуголь-ных котлов с прямым вдуванием пыли, включая многосвязные АСР каждой пы-лесистемы, многосвязную АСР общего топлива и питания с многоконтурной температурной коррекцией; автоматический учет всех типов ограничений; шаговые программы пуска-останова каждой пыле-системы и их координации;

• обеспечение автоматизации практически всех ответственных операций пуска энергоблоков, включая координацию розжига горелок и программу нагру-жения котла; переход с сепараторного на прямоточный режим работы прямоточного котла; прогрев паропроводов, толчок, разворот и нагружение турбины; программы подъема температур первичного и вторичного пара; подключение по пару деаэратора, ПНД и ПВД и т.д.;

• внедрение более 20 САРЧМ газомазутных и пылеугольных энергоблоков с получением сертификата их готовности к выполнению энергосистемных требований, в том числе, получение осенью 2006-го года 4-х из первых 6-ти сертификатов на соответствие Стандарту СО-ЦДУ ЕЭС по полному участию в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты; еще 4-6 энергоблоков будут сертифицированы в 2007-ом году; • внедрение АСУТП первых в России ПГУ утилизационного типа, ориентированных на реализацию практически полной автоматизации пус-ко-остановочных режимов (ПГУ-450 Северо-Западной ТЭЦ г. Санкт-Петербург и Калининградской ТЭЦ-2, ПГУ-325 Ивановской ГРЭС, ПГУ-39 Сочинской ТЭС).

Binder1-53.jpg

Это позволило, начиная с внедрения в 1997-ом году АСУТП пылеугольного энергоблока 500 МВт Рефтинской ГРЭС (что было первым подобным решением для таких энергоблоков в России, и насколько нам известно, в мировой практике), перейти на принципиально новую концепцию построения блочного щита управления (БЩУ) с отсутствием резервного дистанционного управления на традиционных средствах за исключением небольшой группы ключей аварийного останова). Пример реконструированного помещения БЩУ энергоблоков 800 МВт № 1 и № 2 Березовской ГРЭС представлен на рис. 3. Накопленный опыт эксплуатации внедренных АСУТП показывает, что достигнутый на стадии передачи системы в промышленную эксплуатацию объем автоматизации впоследствии не только не снижается, а заметно увеличивается усилиями, в первую очередь, самого эксплуатационного персонала электростанции, ощутившего доверие к новым средствам и их возможностям.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *