
- •Содержание
- •Основные решения по построению АСУ ТП Северо-Западной ТЭЦ г. Санкт-Петербурга
- •АСУ ТП газотурбинной расширительной станции Среднеуральской ГРЭС
- •Автоматизированная система химконтроля и управления ВХР Псковской ГРЭС
- •Результаты испытаний противоаварийных разгрузок на энергоблоке К-800-240 Пермской ГРЭС
- •Модернизация АСУ ТП энергоблоков 800 МВт Березовской ГРЭС-1
- •АСУ ТП Мутновской геотермальной электростанции
- •Опыт реализации информационно-вычислительных задач в составе АСУ ТП
- •Проблема регулирования частоты сети и мощности энергоблоков и ее решение на средствах АСУ ТП
- •Модернизация систем контроля и управления ТЭС
- •Проектирование ПТК АСУ ТП энергоблоков
- •Функциональные возможности современных АСУ ТП ТЭС и новый уровень автоматизации
- •Технические средства для автоматизации объектов энергетики
- •Итоги работы ЗАО “Интеравтоматика” за 10 лет
- •ХРОНИКА
- •Вторая научно-техническая конференция молодых специалистов электроэнергетики - 2003
- •Вторая специализированная выставка с международным участием «Криоген-Экспо»

УЧРЕДИТЕЛИ
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ, РОССИЙСКОЕ ОАО ЭНЕРГЕТИКИ
ÈЭЛЕКТРИФИКАЦИИ “ЕЭС РОССИИ”, ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ АССОЦИАЦИЯ “КОРПОРАЦИЯ ЕЭЭК”, НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ФИРМА “ЭНЕРГОПРОГРЕСС”, РОССИЙСКОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКОВ
ÈЭЛЕКТРОТЕХНИКОВ
РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ
Главный редактор
Ольховский Г.Г.
Зам. главного редактора
Антипов К.М.
Бондаренко А.Ф. Волков Э.П., Денисов В.И., Зотов В.М., Корниенко А.Г., Кощеев Л.А., Ляшенко В.С., Неклепаев Б.Н., Нечаев В.В., Орфеев В.М., Охотин В.Н., Ремезов А.Н., Решетов В.И., Савваитов Д.С., Седлов А.С., Соловьева Т.И., Федосеев Б.С., Широкова М.И.
РЕДАКЦИЯ
Зам. главного редактора
Соловьева Т.И.
Ответственный секретарь
Широкова М.И.
Научный редактор
Шишорина Г.Д.
Литературный редактор
Евсеева В.Н.
Секретарь редакции
Васина С.А.
Компьютерный набор
Коновалова О.Ф.
Раздел “Энергохозяйство за рубежом”
Научные редакторы
Алексеев Б.А., Котлер В.Р.
АДРЕС РЕДАКЦИИ
115280, Москва, ул. Ленинская слобода, 23
ТЕЛЕФОНЫ
Редакция
(095) 234-7417, 234-7419
Главный редактор
(095) 275-3483
Ôàêñ
(095) 234-7417
Internet
www.energy-journals.ru/elst
E-mail tis@mail.magelan.ru
Сдано в набор 1.12.2003 Подписано в печать 30.12.2003 Формат 60 84 1/8
Бумага офсетная ¹ 1. Печать офсетная Печ. л. 10. Тираж 2250. Цена свободная
Оригинал-макет выполнен в издательстве “Фолиум”
127238, Москва, Дмитровское ш., 58 Тел/факс: (095) 482-5590, 482-5544, 488-7210 Internet: www.folium.ru
E-mail: prepress@folium.ru
Отпечатано в типографии издательства “Фолиум”
©НТФ “Энергопрогресс”, “Электрические станции”, 2003
Å Æ Å Ì Å Ñ ß × Í Û É Ï Ð Î È Ç Â Î Ä Ñ Ò Â Å Í Í Î - Ò Å Õ Í È × Å Ñ Ê È É Æ Ó Ð Í À Ë
I S S N 0 2 0 1 - 4 5 6 4
Издается с января 1930
Содержание
К 10-летию ЗАО “Интеравтоматика” |
|
Лыско В. В., Гренефельд Я. Итоги работы ЗАО “Интеравтоматика” за 10 лет . . . . . . . . . . . . . . |
2 |
Свидерский А. Г., Херпель Х., Кишкин В. Л. Технические средства для автоматизации объектов энер- |
|
гетики . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
7 |
Биленко В. А. Функциональные возможности современных АСУ ТП ТЭС и новый уровень автоматиза- |
|
öèè. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
13 |
Идзон О. М., Майзлин Г. С., Модин В. Н., Владимирова М. М. Проектирование ПТК АСУ ТП энергоблоков |
19 |
Биленко В. А., Лыско В. В., Свидерский А. Г. Модернизация систем контроля и управления ТЭС . . . . |
28 |
Лыско В. В., Биленко В. А., Свидерский А. Г., Меламед А. Д. Проблема регулирования частоты сети и |
|
мощности энергоблоков и ее решение на средствах АСУ ТП . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
32 |
Крутицкий И. В., Конкина Л. А. Опыт реализации информационно-вычислительных задач в составе |
|
ÀÑÓ ÒÏ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
37 |
Идзон О. М., Иванов В. В., Илюшин В. В., Никольский А. И. АСУ ТП Мутновской геотермальной электро- |
|
станции . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
41 |
Белый В. В., Киселев Ю. А., Савостьянов В. А., Ладохин А. С., Биленко В. А., Гальперина А. И., Ìå - |
|
çèí Â. Â., Микушевич Э. Э., Никольский Д. Ю., Плотников Д. В., Плотникова О. Г. Модернизация |
|
АСУ ТП энергоблоков 800 МВт Березовской ГРЭС-1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
49 |
Черномзав И. З., Рогачев Р. Л., Андриенко В. И., Панасенко А. И., Пьянков П. И. Результаты испытаний |
|
противоаварийных разгрузок на энергоблоке К-800-240 Пермской ГРЭС . . . . . . . . . . . . |
59 |
Иванов В. Г., Максимов В. В., Молчанов К. А., Прытков Н. И., Федоров В. В. Автоматизированная систе- |
|
ма химконтроля и управления ВХР Псковской ГРЭС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
63 |
Меламед А. Д., Чесноковский В. З., Зорина С. С., Вальцев В. Н., Лочкарев В. Н., Кассациер А. Е., Кобылкин А. Я., Шарапов В. Г., Герасимов С. А., Ауэрбах Л. А. АСУ ТП газотурбинной расширительной
|
станции Среднеуральской ГРЭС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
. . . . 68 |
|
Костюк Р. И., Биленко В. А., Уколов С. В., Харитонова М. В., Масленников А. Н., Грязнов И. Ю. Основные |
|||
|
решения по построению АСУ ТП Северо-Западной ТЭЦ г. Санкт-Петербурга . . . . . . . |
. . . . 71 |
|
|
|
|
|
ХРОНИКА |
|
|
|
Вторая научно-техническая конференция молодых специалистов электроэнергетики |
- 2003 |
||
|
. . . . . . . . . . . . . . . |
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
. . . . 76 |
Вторая Казахстанская Международная конференция и выставка по энергетике – POWER KAZAKHSTAN |
|||
2003 . . . . . . . . . . . . |
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
. . . . 78 |
|
Вторая специализированная выставка с международным участием «Криоген-Экспо» . . . . . |
. . . . 78 |
||
|
|
|
|
Е. А. Марченко (К 80-летию со дня рождения) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
. . . . 79 |
||
|
|
|
|

Итоги работы ЗАО “Интеравтоматика” за 10 лет
Лыско В. В., канд. техн. наук, генеральный директор ЗАО “Интеравтоматика”, Гренефельд Я., заместитель генерального директора ЗАО “Интеравтоматика”
Автоматизация российских электростанций – одно из актуальнейших направлений технического перевооружения отрасли. Сегодня редкие из них имеют более или менее, а чаще – менее, современные АСУ ТП. Уровень автоматизации электростанции сегодня – это и технический вопрос: ведение режима, исключение отказов и повреждений оборудования, повышение ресурса и т.д., и вопрос экономический: эффективность производства энергии (ее себестоимость), а значит, конкурентоспособность на рынке электроснабжения.
Технический уровень систем контроля и учета (СКУ), установленных на подавляющем большинстве ТЭС, не удовлетворяет современным требованиям по качеству технических средств, объему и уровню функциональности. Эти системы не обеспечены необходимым сервисом и запчастями и требуют чрезвычайно дорогого обслуживания и ремонта. Именно поэтому руководящими документами РАО “ЕЭС России” было настоятельно рекомендовано на вновь строящихся и серьезно реконструируемых объектах применять современные распределенные микропроцессорные системы.
Эту задачу возможно было решить только путем создания фирм, способных в комплексе разработать, изготовить, наладить, ввести в эксплуатацию и обеспечить сервисом такие системы.
10 лет назад прежде всего усилиями Всероссийского теплотехнического института при поддержке РАО “ЕЭС России”, акционерного общества Siemens и ФГУП “ВО “Технопромэкспорт” было создано закрытое акционерное общество “Интеравтоматика”.
С самого начала своей деятельности ЗАО “Интеравтоматика” было нацелено на комплексное решение задач автоматизации энергетических объектов.
В спектр услуг ЗАО “Интеравтоматика” входят: консультации по вопросам автоматизации; подготовка технологического задания по ис-
ходным данным; проектирование АСУ ТП;
комплексное тестирование системы в сборе на заводе-изготовителе;
поставка комплексных технических средств; шеф-монтаж и наладка; испытания и ввод в эксплуатацию;
обучение персонала заказчика и оказание технической помощи;
сервисное обслуживание.
Выполняя эти функции, ЗАО “Интеравтоматика” на разных стадиях проекта активно сотрудни- чает и совместно работает с персоналом электро-
станции, ее генпроектировщиком, ВТИ и другими организациями. Участие заказчика является важнейшим фактором и залогом успешной разработки и внедрения АСУ ТП. Это показал опыт наших первых проектов: АСУ ТП котлов Новгородской ТЭЦ и АСУ ТП блока 500 МВт Рефтинской ГРЭС. Активная работа специалистов заказчика во всех стадиях проекта (разработке исходных данных, проектировании, тестировании и наладке) не только наиболее эффективный процесс обучения персонала и освоения им системы, но и обеспечение
ååоптимального функционального содержания.
Âсвоей деятельности ЗАО “Интеравтоматика” ориентируется на использование программно-тех- нических комплексов (ПТК) ТПТС (российский аналог системы XP-R фирмы Siemens) для автоматизации мощных энергоблоков. Для менее крупного энергетического оборудования применяется ПТК PCS-7 PS (фирмы Siemens). Свойства этих ПТК и их частей подробно описаны в [1].
Важно отметить два обстоятельства. Во-пер- вых, ПТК ТПТС производится по лицензии фирмы Siemens в России во ВНИИА им. Духова; вовторых, оба ПТК (ТПТС и PCS-7 PS) непрерывно развиваются и совершенствуются, в том числе и силами ЗАО “Интеравтоматика”.
Наиболее ярким примером развития ПТК ТПТС является комплекс электронной системы управления турбины, разработанный совместно ЗАО “Интеравтоматика”, ВНИИА и фирмой Siemens, включающий электронный регулятор частоты вращения, противоаварийную, в том числе противоразгонную, защиту и устройства противоаварийного управления блоком [2]. Модули этого комплекса обладают значительно более высоким быстродействием, чем обычные модули ТПТС. Первый образец системы был внедрен на газотурбинной установке ГТЭ-110 Ивановской ГРЭС в 2002 г.
При проектировании ПТК XP-R и PCS-7 PS “Интеравтоматика” использует высокоэффективную и производительную систему автоматизированного проектирования фирмы Siemens. Эта САПР позволяет, используя типовые стандартные решения библиотеки, разработанной специально для энергетических объектов, проектировать всю систему “снизу вверх” как единое целое, начиная с базы данных и кончая полноценным прикладным программным обеспечением, включая информаци- онно-вычислительный уровень системы.
ЗАО “Интеравтоматика” много сделало за прошедшие 10 лет для русификации инструментов
2 |
2004, ¹ 1 |

проектирования, адаптирования их к особенностям российского оборудования и российских энергетических нормативов и развития их в более совершенные программно-инструментальные средства проектирования [3].
Важным этапом работы ЗАО “Интеравтоматика” на российском и зарубежном рынках было создание и внедрение во все аспекты деятельности общества современной системы качества. Это касалось маркетинговой деятельности на предконтрактной стадии, этапа проектирования, заказа оборудования, работы с поставщиками, монтажа, наладки, обучения и др. Система качества была сертифицирована по стандарту ISO 9001 немецким сертификационным органом DQS впервые в 1997 г. В 2003 г. ЗАО “Интеравтоматика” перешло на более высокий уровень международной сертификации и его система менеджмента качества и окружающей среды была сертифицирована по ИСО 9001:2000 и ИСО 14001.
За 10-летний период деятельности ЗАО “Интеравтоматика” разработало и внедрило целый ряд проектов АСУ ТП отечественного энергетического оборудования. В таблице приведены завершенные и наиболее важные текущие проекты.
Из данных таблицы видно разнообразие технологий объектов автоматизации. Это прежде всего мощные паротурбинные блоки. Среди них два блока 800 МВт Березовской ГРЭС [4], два блока 800 МВт ТЭС “Суйчжун”, Китай (все четыре блока на угольном топливе) и блок 800 МВт на Пермской ГРЭС. В этом же ряду стоит пылеугольный блок 500 МВт Рефтинской ГРЭС, АСУ ТП которого находится в эксплуатации с конца 1997 г. Работая над автоматизацией этих блоков, специалисты ЗАО “Интеравтоматика” создали уникальные схемы регулирования и логического управления процессами топливоприготовления и подачи топлива в топку, позволившие практически полностью автоматизировать эти сложные системы в диапазоне рабочих нагрузок блоков.
Ряд проектов по автоматизации блоков 200 и 300 МВт либо уже выполнен, либо находится в процессе завершения. Хочется отметить, что в проектах с хорошей организацией работы и своевременным финансированием, прежде всего проектов по АСУ ТП блоков 800 МВт, были достигнуты очень высокие темпы реализации. Как видно из таблицы, проекты для Березовской ГРЭС выполнялись от момента подписания договора до ввода АСУ ТП в эксплуатацию менее чем за год.
Интересный и во многом уникальный проект АСУ ТП был выполнен ЗАО “Интеравтоматика” совместно с фирмой Siemens для Мутновской геотермальной электростанции [5]. Кроме технологи- ческой и алгоритмической специфики, определенные трудности возникли и из-за режимов работы электростанции малой энергосистемы с выделением
на местную нагрузку. Это потребовало нестандартных алгоритмических и технических решений.
Важным этапом деятельности ЗАО “Интеравтоматика” был проект автоматизации Северо-За- падной ТЭЦ Санкт-Петербурга [6]. В этом проекте были две составляющие: совместно с фирмами Siemens и IVO мы участвовали в проекте АСУ ТП блока ПГУ-450, а затем самостоятельно в проекте автоматизации всех вспомогательных станционных систем. Эта работа дала важный опыт, во-пер- вых, по автоматизации новой перспективной технологии ПГУ; во-вторых, по автоматизации всех электрических станционных систем и технологи- ческих вспомогательных систем.
Именно опыт Северо-Западной ТЭЦ ляжет в основу автоматизации двух ПГУ-39 Сочинской ТЭЦ и ПГУ-450, включая общестанционные установки, Калининградской ТЭЦ-2. Эти проекты находятся в стадии разработки.
ЗАО “Интеравтоматика” накопило определенный опыт автоматизации газовых турбин. На Среднеуральской ГРЭС была внедрена система автоматизации газотурбинной расширительной установки мощностью 12 МВт Уральского турбомоторного завода [7]. На Ивановской ГРЭС совместно с ТЭП, ВТИ, НПО “Сатурн” и Машпроектом была разработана, а затем установлена и налажена АСУ ТП испытатательного стенда с турбоустановкой ГТЭ-110 [8]. В этом проекте впервые были решены на средствах ХР-R быстрые задачи управления газовой турбиной. Турбина и АСУ ТП прошли межведомственные испытания в 2003 г. и были приняты в серийное производство. Полученный опыт будет использован при создании АСУ ТП двух ПГУ-325 с турбинами ГТ-110 на Ивановской ГРЭС и на других станциях.
В последнее время резко активизировалась работа на электростанциях России по повышению эффективности участия блочных установок в первичном и вторичном регулировании частоты и мощности, причем как на уровне требований ПТЭ, так и с более высоким качеством, соответствующим европейским стандартам. Эта работа организована приказами РАО “ЕЭС России”. ЗАО “Интеравтоматика” участвует в тендерах на различных станциях. Первые два блока 200 МВт Щекинской ГРЭС должны быть автоматизированы ЗАО “Интеравтоматика” в 2003 – 2004 гг. Указанные работы требуют создания общеблочной системы регулирования мощности и качественного и быстрого регулирования параметров котла и турбины [9].
Важным новым направлением в работе ЗАО “Интеравтоматика” является автоматизация АЭС. В 2003 г. мы приступили к проектированию АСУ ТП машзала блока 1000 МВт ¹ 3 Калининской АЭС. В этом же году закончены изготовление и тестирование системы, а в 2004 г. будут выполнены монтаж и наладка.
2004, ¹ 1 |
3 |

|
|
|
|
|
|
|
Этапы работы |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Òèï |
Àïïà- |
|
|
|
Произ- |
|
|
|
Îïûò- |
Ïåðå- |
|
|
Подпи- |
Техни- |
Ðàáî- |
водст- |
|
Холод- |
Ãîðÿ- |
íî-ïðî- |
äà÷à â |
||
Электростанция |
Система |
îáú- |
ðàòó- |
сание |
âî, |
Ìîí- |
ìûø- |
посто- |
||||
|
|
åêòà |
ðà |
êîíò- |
ческий |
÷èé |
тести- |
òàæ |
íàÿ íà- |
÷àÿ íà- |
ленная |
янную |
|
|
|
|
ракта |
проект |
проект |
ðîâà- |
|
ладка |
ладка |
эксплу- |
эксплу- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
íèå |
|
|
|
атация |
атацию |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГЭС “Хоабинь” |
Система регулирования ак- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
тивной мощности и напря- |
Í |
S |
|
|
|
|
1994 |
|
|
|
|
|
(Вьетнам) |
жения на шинах ГЭС |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АСУ ТП энергоблока ¹ 1 с |
Í |
Ò |
1993 |
1994 |
1995 |
1996 |
1999 |
2000 |
2001 |
||
|
ÏÃÓ-450 |
|||||||||||
Северо-Западная |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АСУ ТП энергоблока ¹ 2 с |
Í |
Ò |
1993 |
1996 |
1997 |
|
Срок не определен |
|
||||
ТЭЦ, г. Санкт- |
ÏÃÓ-450 |
|
|
|||||||||
Петербург |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АСУ ТП общестанционного |
Í |
Ò |
1995 |
|
1996 |
|
1999 |
2000 |
2001 |
||
|
уровня |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АСУ ТП котлоагрегата |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Новгородская |
420 ò/÷: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ÒÝÖ |
котел 1 |
Ð |
Ò |
1994 |
|
|
1995 |
|
|
1996 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
котел 2 |
Ð |
Ò |
|
|
|
1997 |
|
|
|
1998 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рефтинская |
АСУ ТП энергоблока |
Ð |
Ò |
1995 |
|
1996 |
|
1997 |
1998 |
|||
ÃÐÝÑ |
500 ÌÂò ¹ 10 |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Первоуральская |
АСУ ТП котлоагрегата ¹ 6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и общестанционного обору- |
Ð |
Ò |
|
1996 |
|
2002 |
|
2003 |
|
|||
ÒÝÖ |
дования |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ÀÑÓ ÒÏ ÃÒÐÑ |
Í |
Ò |
1996 |
|
1997 |
|
|
2001 |
|
2002 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Среднеуральская |
АСУ ТП энергоблока |
Ð |
Ò |
1997 |
1998 |
2002 |
2003 |
|
2004 |
|
||
300 ÌÂò ¹ 10 |
|
|
||||||||||
ÃÐÝÑ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ЭЧСР турбины энергоблока |
Ð |
Ò |
|
2002 |
|
2003 |
|
2004 |
|
|||
|
|
|
|
|
||||||||
|
300 ÌÂò ¹ 10 |
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Орская ТЭЦ |
АСУ ТП турбины ПТ-65 |
Í |
Ò |
1996 |
|
1997 |
|
|
2002 |
|
2003 |
|
¹ 11 |
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Нижнекамская |
АСУ ТП предочистки |
Ð |
S |
1997 |
|
|
1998 |
|
|
1999 |
||
ÒÝÖ |
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АСУ ТП энергоблоков |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ТЭС “Суйчжун” |
800 ÌÂò: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(ÊÍÐ) |
áëîê 1 |
Í |
Ò |
|
1998 |
|
|
1999 |
|
2000 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
áëîê 2 |
Í |
Ò |
1998 |
1999 |
|
|
2000 |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Змиевская ГРЭС |
АСУ ТП энергоблока |
Ð |
Ò |
1999 |
|
2000 |
|
2001 |
2002 – |
2004 |
||
(Украина) |
300 ÌÂò ¹ 8 |
|
|
2003 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Красноярская |
АСУ ТП котла Е-500 ¹ 6 |
Í |
Ò |
1999 |
2000 |
2002 |
|
2003 |
|
|||
ÒÝÖ-2 |
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Система автоматизирован- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Псковская ГРЭС |
ного химконтроля и дози- |
Ð |
S |
|
|
|
2000 |
|
|
|
2001 |
|
рования реагентов энерго- |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
блоков ¹ 1 и 2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ТЭС “Костолац” |
Модернизация АСУ ТП |
Ð |
Ò |
|
2000 |
|
|
Срок не определен |
|
|||
энергоблока 100 МВт ¹ 2 |
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ивановская |
ÃÒ-110 |
Í |
Ò |
2000 |
|
2001 |
|
2002 |
2003 |
|||
ÃÐÝÑ |
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АСУ ТП оборудования |
Í |
Ò |
2000 |
|
2001 |
|
|
2002 |
|
2003 |
|
Мутновская |
главного корпуса |
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГеоЭС |
АСУ ТП оборудования |
Í |
S |
2000 |
|
2001 |
|
2002 |
2003 |
2004 |
||
|
геотермального поля |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Красноярская |
АСУ ТП турбины Р-85 |
Í |
Ò |
2000 |
|
2002 |
|
|
2003 |
|
||
ÒÝÖ-1 |
¹ 10 |
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Сырдарьинская |
АСУ ТП БОУ энергоблоков |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГРЭС (Узбеки- |
¹ 7 è 8 |
Ð |
S |
2000 |
|
2001 |
|
|
2002 |
|
||
ñòàí) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ТЭС “Харта” |
АСУ ТП энергоблоков |
Ð |
Ò |
2001 |
2002 |
|
Срок не определен |
|
||||
(Èðàê) |
200 ÌÂò ¹ 2 è 3 |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
2004, ¹ 1 |

|
|
|
|
|
|
|
Этапы работы |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Òèï |
Àïïà- |
|
|
|
Произ- |
|
|
|
Îïûò- |
Ïåðå- |
|
|
Подпи- |
Техни- |
Ðàáî- |
водст- |
|
Холод- |
Ãîðÿ- |
íî-ïðî- |
äà÷à â |
||
Электростанция |
Система |
îáú- |
ðàòó- |
сание |
âî, |
Ìîí- |
ìûø- |
посто- |
||||
|
|
åêòà |
ðà |
êîíò- |
ческий |
÷èé |
тести- |
òàæ |
íàÿ íà- |
÷àÿ íà- |
ленная |
янную |
|
|
|
|
ракта |
проект |
проект |
ðîâà- |
|
ладка |
ладка |
эксплу- |
эксплу- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
íèå |
|
|
|
атация |
атацию |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АСУ ТП энергоблока |
Ð |
Ò |
|
|
|
|
2001 |
|
|
|
|
|
800 ÌÂò ¹ 1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Березовская |
ЭЧСР турбины энергоблока |
Ð |
Ò |
|
|
|
|
2002 |
|
|
|
|
800 ÌÂò ¹ 1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
ÃÐÝÑ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АСУ ТП энергоблока |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
800 МВт ¹ 2, включая |
Ð |
Ò |
|
|
|
|
2003 |
|
|
|
|
|
ЭЧСР турбины |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ТЭС “Горазал” |
АСУ ТП энергоблоков |
Ð |
Ò |
|
2001 |
|
|
Срок не определен |
|
|||
(Бангладеш) |
55 ÌÂò ¹ 1 è 2 |
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Сургутская |
АСУ ТП энергоблока |
Ð |
Ò |
2000 |
2001 |
|
2002 |
|
|
2003 |
|
|
ÃÐÝÑ-1 |
200 ÌÂò ¹ 16 |
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Электростанция |
АСУ ТП энергоблока |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
“Аксу” (Казах- |
300 ÌÂò ¹ 4 |
Ð |
Ò |
2001 |
2002 |
|
2003 |
|
2004 |
|||
ñòàí) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АСУ ТП энергоблока |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пермская ГРЭС |
800 МВт ¹ 2, включая |
Ð |
Ò |
2001 |
2002 |
|
|
2003 |
|
|
2004 |
|
|
ЭЧСР турбины |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Волжская ТЭЦ-1 |
АСУ ТП турбины 65 МВт |
Í |
Ò |
|
|
2002 |
|
|
|
2003 |
|
|
¹ 1 |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Конаковская |
АСУ ТП предочистки |
Í |
S |
|
2002 |
|
|
2003 |
|
2004 |
||
ÃÐÝÑ |
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Киевская ТЭЦ-6 |
ЭЧСР турбины Т-255 энер- |
Í |
Ò |
2002 |
2003 |
2004 |
|
Срок не определен |
|
|||
гоблока ¹ 3 |
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ТЭС “Юсифия” |
АСУ ТП энергоблока |
Í |
Ò |
|
2003 |
|
|
|
2004 |
|
|
|
(Èðàê) |
200 ÌÂò ¹ 1 |
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Калининская |
АСУ ТП машзала энерго- |
Í |
Ò |
|
2003 |
|
|
|
2004 |
|
|
|
ÀÝÑ |
блока 1000 МВт ¹ 3 |
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Щекинская |
Системы АРЧМ энергобло- |
Ð |
S |
|
|
|
2003 |
|
|
|
2004 |
|
ÃÐÝÑ |
êîâ 200 ÌÂò ¹ 1 è 2 |
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Сочинская ТЭС |
АСУ ТП ТЭС с двумя энер- |
Í |
S |
2003 |
|
|
|
2004 |
|
|
|
|
гоблоками ПГУ-39 |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Калининградская |
ÀÑÓ ÒÏ ÏÃÓ-450 è îáùå- |
Í |
Ò |
2003 |
|
2004 |
|
|
2005 |
|
||
ÒÝÖ-2 |
станционного уровня |
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П р и м е ч а н и е . Тип объекта: Р – реконструируемый; Н – новый; аппаратура: Т – Teleperm МЕ (ТПТС51), S – Simatic (PCS-7 PS).
Определенный объем работ занимает автоматизация отдельных установок и систем на электростанциях. В основном это реконструкция АСУ ТП отдельных котельных и турбинных установок, водоподготовок, системы химконтроля и др.
Как следует из таблицы, проекты ЗАО “Интеравтоматика” в равной мере реализовывались как на новых объектах, так и в порядке реконструкции АСУ ТП действующего оборудования. Несмотря на определенную специфику проектов реконструкции АСУ ТП главным и определяющим был и остается принцип, в соответствии с которым ПТК реконструируемой системы и в аппаратном и в функциональном плане является полнофункциональной современной распределенной микропроцессорной системой [10].
Эффективность такого подхода к реконструкции системы автоматизации действующего оборудования можно проследить на примере реконструкции АСУ ТП котлов ¹ 1, 2 Новгородской ТЭЦ.
Здесь достигнут принципиально новый уровень автоматизации с существенным усовершенствованием схем автоматического регулирования и широким использованием пошаговых программ от розжига горелок до пуска-останова котла в целом. За прошедшие годы эксплуатации АСУ ТП котлов ТЭЦ не было случаев отказа системы в целом или останова котлов по вине автоматики. Чрезвычайно редкие отказы модулей (примерно один модуль из 200, входящих в АСУ ТП, отказывал 1 раз в 2 года), не сопровождающиеся потерей системой своих функций, позволили при высоком уровне автоматизации обеспечить постоянную работу АСУ ТП с минимальным объемом обслуживания и заметно улучшить эксплуатационные показатели котлов (ðèñ. 1, 2, 3).
Накопленный опыт доказывает, что применение современного ПТК позволяет достичь на оте- чественном энергетическом оборудовании и при использовании в качестве базового отечественного
2004, ¹ 1 |
5 |

|
4,5 |
|
|
4,0 |
|
отказов |
3,5 |
|
3,0 |
||
|
||
Число |
2,5 |
|
1,5 |
||
|
2,0 |
1,0
0,5
0
1 |
2 |
3 |
4 |
! " # # $# %
&' ()*
1, 2 – котлоагрегат ¹ 1 соответственно до и после реконструкции системы автоматизации; 3, 4 – то же котлоагрегат ¹ 2
периферийного оборудования АСУ ТП (датчики, исполнительные органы) уровня автоматизации, характерного для аналогичного зарубежного технологического оборудования, т.е. организовать управление объектом так, что практически весь объем управляющих функций (защиты, блокировки, АВР, автоматическое регулирование, функции, требующие быстрого и координированного управления, и др.) в рабочем диапазоне нагрузок, в штатных режимах пуска и останова оборудования и аварийных режимах выполняется автоматиче- ски, а возможность неправильных действий оперативного персонала блокируется.
Основной задачей оперативного персонала становится контроль за ходом автоматизированного технологического процесса, координация работы автоматики и коррекция работы алгоритмов автоматического управления, например, при отказах датчиков или невозможности управления арматурой. За оперативным персоналом остается также выполнение неответственных функций управления, организация управления в нештатных технологических ситуациях, оптимизация режима работы оборудования, не поддающаяся алгоритмизации.
Ò, °Ñ 155
150 |
|
|
|
145 |
|
|
|
140 |
|
|
|
135 |
|
|
|
130 |
|
|
|
125 |
|
|
|
120 |
|
|
|
115 |
1 |
2 |
|
3 |
4 |
||
|
|||
110 |
200 220 240 260 280 300 320 340 |
D, ò/÷ |
|
|
+ ,-, # # #
.'!'/!0'+1' '.'+'/20'31*
1, 3 – до реконструкции системы автоматизации; 2, 4 – после реконструкции
Ýò/ä, êÂò · ÷, ÃÄæ
6,5 |
|
|
6,0 |
|
|
5,5 |
|
|
5,0 |
|
|
4,5 |
|
|
4,0 |
|
|
3,5 |
1 |
2 |
|
3 |
4 |
3,0 |
|
|
200 220 240 260 |
280 300 320 340 |
D, ò/÷ |
2 , 4 4 # # %
' # # '.'!'/!0'+1' '.'+'/20'31*
1, 3 – до реконструкции системы автоматизации; 2, 4 – после реконструкции
Важным результатом автоматизации переменных режимов (пуска, останова, изменения нагрузки) является их существенное упорядочение (в настоящее время на отечественных ТЭС обычным является отличие ведения переменного режима различными операторами) и тем самым значительное снижение влияния субъективного фактора на качество технологического процесса.
Сегодня ЗАО “Интеравтоматика” представляет собой молодой коллектив из 80 квалифицированных сотрудников, освоивших задачи автоматизации различных по технологии энергетических объектов современными микропроцессорными ПТК.
Мы стремимся расширить круг наших услуг и технологий и прежде всего тех, которые будут и уже становятся актуальными в энергетике.
Помимо автоматизации технологических процессов всех уровней иерархии существенную роль начинают играть такие задачи АСУП, как планирование ремонтов, учет запчастей, планирование и учет выработки и потребления, поддержка оn-line продажи тепла и электроэнергии и закупки топлива. Все эти и ряд других задач уже прошли опробование на западном рынке, актуальность которых резко возросла при обострении конкуренции на энергетических рынках западных стран. В настоящее время для российского рынка предлагается широкий спектр подобных решений, в частности, пакет программ BFS++. На базе этого пакета программ на Мутновской геотермальной станции планируется реализовать подсистему планово-преду- предительного ремонта (ППР).
В АСУ ТП энергоблоков все чаще применяются Internet технологии. Программно-технические средства, предлагаемые нами заказчику, включают в свой состав WEB-сервер, применение которого позволяет:
увеличить число рабочих мест за счет использования WEB-клиентов;
организовать удаленный доступ через Internet.
6 |
2004, ¹ 1 |

Создание удаленного доступа позволяет организовать мониторинг технологического процесса и диагностику оборудования ПТК из единого центра, который может находиться на различном удалении от объекта (от десятков до тысяч километров). В реализованных нами проектах удаленный доступ организован на Мутновской геотермальной станции (полуостров Камчатка). Связь между станцией и диспетчерским центром в Москве осуществляется через спутниковый канал связи с использованием WEB-сервера.
В последнее время все более актуальными становятся задачи создания тренажеров, максимально приближенных к реальному объекту, для обучения оперативного персонала станций. Это обусловлено, с одной стороны, усложнением технологиче- ских процессов производства электроэнергии, а с другой, – применением современных микропроцессорных АСУ ТП, существенно меняющих функции и характер работы оператора. Тренажер можно разделить на две составляющие: модель АСУ ТП и модель технологического процесса. Обе составляющие должны быть максимально приближены к реальности. Предлагаемые нами ПТК имеют в своем составе программные средства, позволяющие преобразовать имеющийся проект АСУ ТП в модель АСУ ТП, максимально приближенную к реальности, что в совокупности с моделью технологического процесса позволяет создать полномасштабный тренажер, который, кроме обуче- ния, будет служить эффективным средством на-
ладки и совершенствования АСУ ТП и технологии.
Список литературы
1.Свидерский А. Г., Херпель Х., Кишкин В. Л. Технические средства для автоматизации объектов энергетики. – Электрические станции, 2004, ¹ 1.
2.Результаты испытаний противоаварийных разгрузок на энергоблоке К-800-240 Пермской ГРЭС / Черномзав И. З., Рогачев Р. Л., Андриенко В. И. и др. – Электрические станции, 2004, ¹ 1.
3.Проектирование ПТК АСУ ТП энергоблоков / Ид-
зон О. М., Майзлин Г. С., Модин В. Н., Владимирова М. М. – Электрические станции, 2004, ¹ 1.
4.Модернизация АСУ ТП энергоблоков 800 МВт Березовской ГРЭС-1 / Белый В. В., Киселев Ю. А., Савостьянов В. А. и др. – Электрические станции, 2004, ¹ 1.
5.ÀÑÓ ТП Мутновской геотермальной электростанции / Идзон О. М., Иванов В. В., Илюшин В. В., Никольский А. И.
–Электрические станции, 2004, ¹ 1.
6.Основные решения по АСУ ТП Северо-Западной ТЭЦ г.
Санкт-Петербурга / Костюк Р. И., Биленко В. А., Уколов С. В. и др. – Электрические станции, 2004, ¹ 1.
7.ÀÑÓ ТП газотурбинной расширительной станции Среднеуральской ГРЭС / Меламед А. Д., Чесноковский В. З., Зорина С. С., и др. – Электрические станции, 2004, ¹ 1.
8.ÀÑÓ ТП испытательного стенда ГТЭ-110 / Копсов А. Я., Ливинский А. П., Лыско В. В. и др. – Электрические станции, 2003, ¹ 7.
9.Проблема регулирования частоты сети и мощности энергоблоков и ее решение на средствах АСУ ТП / Лыско В. В., Биленко В. А., Свидерский А. Г., Меламед А. Д.
– Электрические станции, 2004, ¹ 1.
10.Биленко В. А., Лыско В. В., Свидерский А. Г. Модернизация систем контроля и управления ТЭС. – Электрические станции, 2004, ¹ 1.
Технические средства для автоматизации объектов энергетики
Свидерский А. Г., êàíä. òåõí. íàóê, Херпель Х., èíæ., Кишкин В. Л., êàíä. òåõí. íàóê
ЗАО “Интеравтоматика” – Siemens PG – ФГУП “ВНИИА им. Духова”
Задачи управления в энергетике характеризуются широким спектром требований к быстродействию, надежности, готовности, организации операторского интерфейса, к условиям эксплуатации и потребительским функциям, таким как эффективность применения, функциональность, простота обслуживания, наличие сервиса и др. Все это формирует требования к программно-техниче- ским комплексам (ПТК) и указывается в отраслевых руководящих документах.
Многолетний опыт работы фирмы Siemens на мировом рынке, а также опыт ЗАО “Интеравтоматика” в области разработки и внедрения АСУ ТП в России показывают, что применение разумно построенных в аппаратном и программном плане
ПТК позволяет получить реальный эффект от автоматизации.
Современные ПТК дают возможность создать надежно и эффективно работающую систему в весьма короткие сроки, что крайне важно для задач модернизации. Сокращение сроков связано с применением отработанных решений (как в части ПТК, так и в части прикладных задач) с использованием ПТК, исходно разрабатываемых как система, с наличием мощных многопользовательских средств разработки и внедрения, с всесторонней допоставочной проверкой оборудования.
Всем этим требованиям отвечают системы, базирующиеся на технике фирмы Siemens, используемые в практике ЗАО “Интеравтоматика”.
2004, ¹ 1 |
7 |

Операторский |
Операторский |
терминал |
терминал |
ÎÌ650
Industrial Ethernet
Обрабатывающее
устройство
Удаленные терминалы WEB-клиенты
Операторский
терминал
Цветной
принтер
|
WEB- |
|
сервер |
Обрабатывающее |
ОРС-сервер |
MOD |
устройство |
Серверное |
|
|
|
|
|
|
устройство |
Øëþç |
Øèíà Ñ5275 |
|
|
|
ÒÏÒÑ51
Ethernet PROFIBUS-DP
MODBUS
. . .
Simatic или иные системы
! -' '5676869:';<%=
Средства автоматизации для энергооборудования. В своем развитии микропроцессорные средства управления фирмы Siemens прошли путь от простейших систем до комплексных распределенных систем с развитыми возможностями реализации, так называемых, IT-решений.
Наиболее массовыми задачами контроля и управления на ТЭС являются задачи управления тепломеханическим оборудованием. Для их решения применяются ПТК Teleperm XP-R и Simatic PCS7 PS. Далее показано, как эта техника вкупе со специализированной техникой применяется и для решения задач контроля и управления электротехническим оборудованием.
Торговая марка Teleperm появилась в 80-х годах XX века. Первые системы Teleperm были аналоговыми, а потом появился ПТК Teleperm-М – первая микропроцессорная система. Затем эта система, а важно подчеркнуть, что Teleperm исходно разрабатывался и развивался как система, в своем развитии прошел несколько стадий. Последний вариант системы Teleperm XP и ХР-R находится сей- час в серийном производстве и активно внедряется на электростанциях в России и по всему миру.
ÏÒÊ Teleperm XP-R, обобщенная структура которого показана на ðèñ. 1, выпускается в России во ВНИИА им. Духова под маркой ТПТС51 и
предназначен для автоматизации крупных энергообъектов: энергоблоков, котлов, турбин и др. Комплекс имеет модульную структуру и является проектно-компонуемым. Исходно ориентированный на автоматизацию в энергетике, ПТК име-
ет очень высокие показатели надежности и готовности (порядка 0,9999…), устойчивости к воздействиям факторов окружающей среды, таких как температура, электромагнитные поля, высоко- частотные излучения, механические воздействия (вибрация, удары и др.). Важной особенностью является возможность глубокой самодиагностики и диагностики объектов контроля и управления, подключенных к ПТК.
В настоящее время комплекс принят в качестве базового для объектов атомной энергетики.
ПТК Teleperm XP-R (ТПТС51) представляет собой мультимикропроцессорный программнотехнический комплекс распределенного управления.
Основой является система автоматизации AS220EA, которая обеспечивает принцип функциональной децентрализации. Она состоит из, так называемых, функциональных модулей. Каждый из модулей имеет собственный микропроцессор, память, каналы ввода-вывода информации и, по существу, представляет собой автономный контроллер, способный самостоятельно решать достаточно крупную технологическую задачу управления.
Для решения различных (типовых) задач имеется несколько видов модулей, которые отличаются набором каналов ввода-вывода и дополнительными функциями базового программного обеспе- чения.
Система AS220EA – проектно-компонуемое изделие. Она может быть в резервированном и не-
8 |
2004, ¹ 1 |

резервированном вариантах. Причем, глубина ре- |
мальными динамическими характеристиками и |
зервирования задается проектировщиком АСУ ТП. |
единую инженерную станцию для проектирова- |
Резервирование производится по принципу “1 |
ния, наладки и обслуживания всей АСУ ТП. Су- |
из 2-х – горячий резерв”. Все переключения про- |
щественно облегчается обслуживание АСУ ТП |
изводятся автоматически, причем, все необходи- |
блока, выполненной на единых технических сред- |
мое для переключения элементы расположены на |
ствах. |
модулях и для резервирования не требуется каких- |
Наконец, есть еще одно важное организацион- |
либо внешних схем. |
ное удобство: за обеспечение качества работы ав- |
В связи с очевидной избыточностью вычисли- |
томатики на блоке, в том числе за выполнение тре- |
тельной мощности каждый модуль помимо собст- |
бований к системе регулирования частоты и мощ- |
венно технологической программы управления |
ности и за автоматизацию пуска блока, отвечает |
выполняет большой объем диагностических и сер- |
единый подрядчик, что дает заказчику уверен- |
висных функций, позволяющих анализировать со- |
ность в реализации всех функций регулирования |
стояние внешних цепей, периферийного оборудо- |
частоты и мощности с обеспечением требуемых |
вания, а также состояние “своего” и резервирую- |
характеристик в минимально короткие сроки. |
щего его модулей. |
В качестве примера можно привести АСУ ТП |
Обмен между системами AS происходит по ре- |
ГТУ-110 на Ивановской ГРЭС, включающую, в |
зервированным цифровым каналам двух типов, |
частности, все задачи управления газовой турби- |
при этом максимальная удаленность без принятия |
ной (регулятор частоты, противоразгонную защи- |
специальных мер – 4 км. |
ту и др.), выполненные на базе ПТК ТПТС. |
Исходный вариант ТПТС51 позволял решать |
В России и странах СНГ Teleperm XP-R приме- |
весь комплекс задач управления тепломеханиче- |
нен на многих электростанциях с блоками 800, |
ским и электротехническим оборудованием, за |
500, 300, 200 МВт для управления котлами и тур- |
исключением реализации электронного регулято- |
бинами на станциях с поперечными связями, для |
ра частоты вращения турбоустановок, функций |
управления ГТУ, ПГУ, решения задач САУЧМ. |
противоаварийной автоматики (ПАА) и противо- |
Практический опыт его внедрения подтверждает |
разгонной защиты. |
высокие эксплуатационные характеристики. |
В результате совместных усилий ЗАО “Интер- |
Верхний уровень ПТК представлен информа- |
автоматика”, фирмы Siemens и ВНИИА им. Духо- |
ционно-вычислительными комплексами различ- |
ва был разработан ряд дополнительных модулей в |
ной производительности. Возможно масштабиро- |
составе Teleperm XP-R, которые позволили ре- |
вание от одиночной операторской станции, реша- |
шить и перечисленные ранее задачи. На настоя- |
ющей, однако, все задачи предоставления инфор- |
щий момент Teleperm XP-R позволяет в рамках од- |
мации, архивирования, расчетов и др., до много- |
ного ПТК, с едиными механизмами взаимодейст- |
машинного комплекса с десятками рабочих мест, |
вия между элементами, едиными средствами про- |
способного обслуживать десятки тысяч сигналов |
ектирования и богатыми средствами взаимодейст- |
и объектов управления. |
вия с оперативным персоналом решить весь круг |
Существенной частью Teleperm XP-R является |
задач контроля и управления на современных |
комплексная система оперативного контроля и |
энергоблоках, в том числе и в полном объеме зада- |
управления, а также решения информационных |
чи первичного и вторичного регулирования часто- |
задач ОМ650. |
ты и мощности, включая электронное регулирова- |
Система ОМ650 – распределенная система, |
ние частоты вращения турбины. |
проектно-компонуемая от минимальной конфигу- |
Применение электронных регуляторов частоты |
рации до многомашинного комплекса. В ОМ650 |
вращения не только существенно повышает каче- |
используются операционная система UNIX SCO и |
ство регулирования, но и облегчает реализацию |
стандартные программные компоненты motif, X- |
автоматизированного выполнения ряда сервисных |
Windows è äð. |
функций по испытаниям и проверкам системы ре- |
Существенным отличием ОМ650 от других си- |
гулирования и защиты турбины, диагностике регу- |
стем является ее высокая готовность к внедрению |
лирования и парораспределения и др. |
на объектах энергетики. Общесистемный объект- |
Выполнение функций управления турбиной на |
ный подход позволяет при проектировании поль- |
средствах, однотипных с АСУ ТП всего энерго- |
зоваться понятием объекта контроля и управления, |
блока, существенно упрощает реализацию следу- |
например, задвижка, регулятор, измерение и др., |
ющих задач: |
на всех уровнях иерархии системы, что обеспечи- |
регулирование частоты и мощности энергоблока; |
вает единство информации, единство представле- |
автоматизация пуска турбины; |
ния объекта и его поведения. |
противоразгонная защита турбоагрегата. |
Существенным достоинством системы ОМ яв- |
Решение всех задач контроля и управления |
ляется “встроенная” возможность предоставлять |
турбиной в рамках единого ПТК позволяет испо- |
данные о состоянии типовых объектов с различ- |
льзовать единый операторский интерфейс с опти- |
ным уровнем детализации. Например, “бантик” |
|
|
2004, ¹ 1 |
9 |

Связь с внешними системами (например, SAP R/3)
Шина терминалов
Industrial Ethernet
Контроллер S7-400
Полевая шина |
ET-200 |
||
PROFUBAS-DP |
|||
|
|||
Ковертер |
|
|
|
DP/PA |
PROFUBAS-PA |
PROFUBAS-DP |
|
|
|
S5-95F |
+ -' '<>?@'<?
Операторские
станции
Инженерная
станция
|
Шина установки |
Контроллер S7-400 |
Industrial Ethernet |
|
|
|
Контроллер |
|
S7-417-F/FH |
ÅT-200 |
|
HART |
Устройство |
|
|
|
связи с объектом |
|
ÅÒ-200 |
Полевые устройства HART-датчики
клапана на мнемосхеме разворачивается в окно управления или в детальное окно управления, или в видеограмму, показывающую алгоритм формирования сигналов на входе данного объекта и др.
По отношению к обычным SCADA-системам ОМ650 обладает рядом свойств, крайне важных для энергетических объектов. Это – возможность построения четкой технологической иерархии, система технологической сигнализации, отслеживающая технологическую вложенность объектов сигнализации, имеющая возможность подавления
èфильтрации сигналов в зависимости от ситуации, возможность быстрого перехода к источнику сигнализации и др.
Система ОМ позволяет программировать рас- четы в графической форме путем взаимного соединения элементов так, как это делается при программировании контроллеров.
Среди новых элементов ОМ650, которые уже широко используются на российских объектах, следует отметить WEB-сервер и ОРС-сервер. Обе эти компоненты предназначены для связи Teleperm XP-R (ОМ650) с внешним миром.
WEB-сервер обеспечивает возможность представлять информацию в виде кадров, определенных в ОМ650, на экранах компьютеров, оснащенных стандартными WEB-браузерами. При этом обеспечиваются все функции ОМ650 на удаленном рабочем месте. Система паролей и защит позволяет предоставить пользователям различные права. Эта компонента особенно удобна при наладочных работах для предоставления текущих данных и истории процессов в цехах ТЭС и др.
ОРС-технология позволяет подсоединиться к данным (измерениями, управлениям, состояниям
èдр.), имеющимся в ОМ650, со стороны внешних систем, имеющих ОРС-клиентскую часть. Это ре-
шение очень удобно для связи между системами разных производителей, а также для передачи данных в программы специальных расчетов, в АСУП
èдр. Причем, данные можно вставлять в офисные приложения, такие как Word, Excel, что позволяет, например, сформировать отчеты и другие документы.
Teleperm XP-R особенно эффективен при управлении большими и средними объектами со сложными разветвленными алгоритмами управления. Обладая развитыми свойствами диагностики
èсамодиагностики, функционально распределенной структурой и высокой надежностью и готовностью всех компонентов, Teleperm XP-R обеспе- чивает надежную и экономичную эксплуатацию технологического объекта при низком уровне эксплуатационных расходов.
Существенным достоинством ПТК ТПТС51 является то, что он полностью выпускается в России на государственном предприятии, обеспечен сервисом и запчастями на срок службы.
Äëÿ решения задач контроля и управления
небольшими и средними объектами, для автоматизации основного и вспомогательного оборудования ТЭС применяется ПТК PCS7 PS. Этот комплекс построен на базе серийных средств Simatic S7, дополненных специализированными для нужд энергетики функциями и модулями.
Общая структура комплекса PCS7 PS (ðèñ. 2) обладает высокой гибкостью, наличием в арсенале устройств различной производительности, степени защиты, сложности. Это позволяет строить системы, оптимально отвечающие конфигурации объекта, требованиям к надежности и функциональности. В составе ПТК имеются возможности создания отказобезопасных (fail – safe) “F”-структур, структур с высокой готовностью – “H” и “FH”-
10 |
2004, ¹ 1 |

структур. В PCS7 PS широко представлены средства операторского интерфейса: от простейших панелей, устанавливаемых по месту, до многомашинных резервированных систем структуры клиент – сервер, обслуживающих десятки рабочих мест. Крупное внедрение PCS7 PS в России наме- чено на Сочинской ТЭС.
Условно область применения ПТК Teleperm XP и PCS7 PS показана на ðèñ. 3. На этом же рисунке показано развитие PCS7 PS от версии к версии.
Âнастоящее время ПТК PCS7 PS бурно совершенствуется, растут мощность и функциональные возможности контроллеров, развивается программное обеспечение, расширяются сферы применения.
ПТК PCS7 PS является модульной системой, вобравшей в себя достижения “мира Simatic”. В области получения данных от технологического процесса и управления приводом в настоящее время имеется широкий спектр возможностей от традиционного ввода-вывода информации до обслуживания интеллектуальных датчиков, приводов, подключенных к контроллерам через стандартные “полевые” шины PROFIBUS-DP, PA и др. Контроллерный уровень представлен контроллерами разной мощности. Важнейшими чертами этого уровня являются: высокая надежность и готовность, резервирование и формирование отказобезопасных структур (fail-safe), возможность горя- чей замены модулей и on-line изменение программного обеспечения.
Верхний уровень системы WinCC позволяет создавать резервированные структуры клиент – сервер, предоставляет WEB- и ОРС-сервер, базируется на Windows. WinCC является одной из самых мощных SCADA-систем в настоящее время.
ПТК PCS7 PS, так же как и Teleperm, является модульной проектно-компонуемой системой, поддерживающей идеологию объектного подхода, причем, библиотеки обеих систем практически идентичны и соответствуют международной и российской практике управления и представления информации на энергетических объектах.
Âсоставе PCS7 PS применяется ряд специальных решений, одним из которых является реализация задач регулирования турбоагрегатов. Для этого в составе PCS7 PS имеются специальные модули, позволяющие прецизионно измерять частоту (по трем каналам), значения аналоговых и дискретных параметров и выдавать соответствующее управление. Модули резервируются и имеют встроенную диагностику. В целом решение обеспечивает цикл расчета (ввода, расчета и вывода информации) на уровне 0,5 – 1 мс.
Существенным элементом обеих систем является наличие мощных средств разработки и программирования. Исторически такие средства первоначально появились в Teleperm и достигли наивысшего развития в инженерной станции ES680.
Уровень
функциональной
сложности
Высокий |
|
|
PCS7 |
версия |
|
PC6S7 |
|
|
â |
|
|
|
ерсия 5 |
|
Средний |
|
|
6
Энергоблоки 800 МВт
Энергоблоки 300 МВт
Энергоблоки 200 МВт
Низкий |
Teleperm |
XP-R |
|
|
|
|
|
|
|
||
2000 |
4000 |
|
6000 |
8000 |
10000 |
|
|
Сигналы |
|
|
2 ' ' '/ 1
PCS7 PS также имеет развитые средства разработки.
Важным свойством инженерных средств является возможность проектирования как “сверху вниз”, так и “снизу вверх”, а также единство разработки программного обеспечения контроллеров и операторских станций.
Все средства проектирования и программирования построены на базе графических языков, не требующих знаний программирования.
Управление электротехническим оборудованием электростанций может быть разделено на управление в аварийных и нормальных режимах. Для аварийных режимов имеется система релейной защиты и автоматики (РЗА) SIPROTECT. Это современные микропроцессорные модульные устройства, позволяющие реализовать все необходимые защиты оборудования и линий, провести измерение параметров нормального и аварийного режимов, провести осциллографирование аварий. Устройства SIPROTECT позволяют связать их в единую сеть и объединить с устройствами оперативного и диспетчерского управления SICAM SAS
èëè PCS7 PS è Teleperm XP-R.
Все перечисленные ранее ПТК могут объединяться в единую систему. Причем, при необходимости возможно комбинирование отдельных устройств для достижения оптимальных показателей. Объединение происходит на базе промышленных стандартов передачи данных и сетей различ- ного уровня иерархии, наличия необходимых шлюзов. В качестве примера можно привести АСУ ТП энергоблока ¹ 1 Березовской ГРЭС-1, в рамках которой управление энергоблоком выполнено на Teleperm XP-R, а система управления обдувкой (поставки фирмы “Clyde Bergemann”) выполнена на Simatic S7. Обе эти части объединены и управляются как единое целое с рабочих мест оператора блока через систему ОМ650.
2004, ¹ 1 |
11 |

Примеры и опыт промышленного внедрения ПТК, а также аспекты их эксплуатации и развития приведены в других статьях этого номера.
За последние годы изменилась организация энергетической отрасли, РАО “ЕЭС России”, конкретных электростанций. Переход к рыночным отношениям и реструктуризация электроэнергетики, вывод непрофильного бизнеса из состава электростанций выдвигают новые задачи и перед АСУ.
Выводы
В настоящее время для российского рынка предлагается ряд ПТК, полностью решающих все задачи контроля и управления на современной электростанции.
Предлагаемые комплексы оптимизированы для решения соответствующего круга задач и могут быть объединены в единую систему.
Все ПТК ориентированы на проектный способ создания и отличаются высокой степенью завод-
ской готовности технических средств и программного обеспечения, что позволяет четко прогнозировать конечный результат внедрения, минимизировать затраты на создание конкретной АСУ ТП и сократить время наладки и ввода в эксплуатацию.
Все ПТК имеют открытую структуру, позволяющую легко объединять их между собой и с ПТК других производителей, например, при комплектной поставке последних с технологическим оборудованием. Используются стандартные интерфейсы и технологии, например, ОРС.
Все комплексы прошли апробацию в России и адаптированы к российским условиям.
Опыт применения комплексов в составе действующих АСУ ТП подтверждает их эффективность, низкие затраты на сопровождение и обслуживание, высокую надежность и готовность.
Все применяемые средства имеют необходимые сертификаты.
ИНСТИТУТ ПОВЫШЕНИЯ КВАЛИФИКАЦИИ ГОСУДАРСТВЕННЫХ СЛУЖАЩИХ |
|||||
Российская академия государственной службы при Президенте Российской Федерации |
|||||
Повышение квалификации и профпереподготовка руководящих работников |
|
||||
и специалистов электроэнергетики (лиц. Минобразования РФ ¹ 24-0050) |
|
||||
Òåë. (095) 953-2583 |
|
|
http://www.ipkgos.ru |
|
|
Для предприятий, заключивших договор на обучение от 50 чел. в год, – скидка на обучение и |
|
||||
проживание в благоустроенном общежитии Института составит 20%, от 30 чел. – 10% |
|
||||
|
при условии своевременной оплаты |
|
|||
кафедра «Ремонт и модернизация |
кафедра «Эксплуатация электрических |
|
|||
энергооборудования» |
|
станций и тепловых сетей» |
|
||
повышает квалификацию |
специалистов по |
осуществляет повышение квалификации руко- |
|||
ремонту энергетического |
оборудования ТЭС, |
водителей, специалистов и инженеров энергети- |
|||
ГРЭС, ПРП, по неразрушающему контролю |
ческой отрасли: тепловых и гидравлических |
||||
оборудования, специалистов |
сварочного |
электрических станций (ТЭС и ГЭС), пред- |
|||
производства всех уровней по вопросам ремонта, |
приятий тепловых сетей по всем вопросам, |
||||
восстановления, модернизации и |
надежности |
касающихся |
эксплуатации, управления |
è |
|
работы оборудования энергопредприятий, внед- |
оптимизации |
режимов работы современного |
|||
рения новых технологий и материалов, мето- |
оборудования |
электростанций. |
. |
||
дов технической диагностики. Готовит к аттес- |
|
|
|
||
тации и аттестует специалистов сварочного |
|
|
|
||
производства на II и III квалификационные |
|
|
|
||
уровни и специалистов по неразрушающему |
|
|
|
||
контролю на I и II уровни с выдачей удостове- |
|
|
|
||
рений Госгортехнадзора. |
|
. |
|
|
|
(095) 953-0525 |
|
|
(095) 953-3871 |
|
|
12 |
|
|
|
2004, ¹ 1 |

Функциональные возможности современных АСУ ТП ТЭС и новый уровень автоматизации
Биленко В. А., êàíä. òåõí. íàóê
ЗАО “Интеравтоматика”
С самого начала деятельности свою основную задачу ЗАО “Интеравтоматика” видело в создании АСУ ТП российских ТЭС, которые обеспечивали бы современный уровень автоматизации технологических процессов. 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 и в аварийных режимах выполняется автоматически. Полученные за 10 лет результаты полностью подтвердили реальную возможность достижения такого уровня автоматизации российского энергетического оборудования. Причем, крайне важно, что эта задача успешно решается не только для вновь создаваемых объектов, число которых невелико, но и для существующих энергоблоков со стажем эксплуатации 20 – 30 лет с сохранением на них практически без изменения ранее установленного периферийного оборудования (датчиков, арматуры, приводов).
Структурная схема, демонстрирующая подход ЗАО “Интеравтоматика” к достижению высокого уровня автоматизации, показана на рисунке. Целью разработки АСУ ТП на базе используемой нами аппаратуры управления [1] является получе- ние максимально возможного по условиям состава и качества оборудования и режимов его эксплуатации объема автоматизации, обеспечивающего высокое качество поддержания технологических параметров во всех режимах работы оборудования и сводящего к минимуму влияние на качество ведения режима ошибок оперативного персонала. Следствием высокого уровня и большого объема автоматизации является принципиальное изменение характера действий оператора. Взамен обыч- ных 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. Такая разгрузка оператора позволяет ему уделять намного больше внимания оптимизации технологических режимов, реализуемой, в первую очередь, путем изменения заданных значе- ний технологических параметров (воздействием на задатчики регуляторов верхнего уровня). Кроме
того, в этих условиях видеомониторы являются вполне достаточным, единственным средством деятельности оператора, а традиционные органы управления в качестве резервных должны быть оставлены в минимальном количестве и только для осуществления аварийного останова.
К сожалению, достаточно часто установка современной АСУ ТП на объекте рассматривается как простая замена традиционных средств контроля и управления (ключей, кнопок, показывающих приборов, регистраторов и др.) на видеомониторы с манипуляторами. Это серьезное заблуждение. Если уровень автоматизации останется без изменения, то при необходимости одновременного управления несколькими органами, что, например, для пылеугольных котлов имеет место даже при изменении нагрузки, не говоря уже о режимах пуска и останова оборудования, оператор не сможет справиться с управлением. Поэтому именно повышение уровня автоматизации, состоящее, в первую очередь, в существенном как количественном увеличении, так и качественном усовершенствовании алгоритмов управления, является основой внедрения современной АСУ ТП.
Решение поставленных задач обеспечивается двумя составляющими: свойствами и характеристиками используемой аппаратуры АСУ ТП (верхняя часть рисунка) и глубокой проработкой технологических алгоритмов контроля и управления, основанной на максимальном использовании возможностей аппаратуры (нижняя часть рисунка). При этом в силу ряда особенностей энергетиче- ского оборудования (большое число исполнительных органов и измеряемых величин, сочетание процессов с существенно различными динамиче- скими характеристиками, взаимосвязь технологи- ческих процессов, многообразие режимов работы оборудования) для обеспечения подлинно автоматического управления им необходимы достаточно сложные разветвленные алгоритмы управления и многоуровневая система контроля их функционирования.
Характеристики ПТК Teleperm XP-R, обеспечивающие достижение нового уровня автоматизации. Так как преобладающее большинство АСУ ТП поставки ЗАО “Интеравтоматика” реализовано на аппаратуре Teleperm XP-R [2], анализ будет проведен применительно к этому ПТК, хотя рассматриваемые далее характеристики в сущест-
2004, ¹ 1 |
13 |

|
|
|
|
|
|
|
|
|
Высокоразвитая |
|
Диагностика |
|
Диагностика |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
Надежность |
|
|
|
|
и анализ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
базовая |
|
периферийных |
|
|
|
|
ÑÀÏÐ |
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
аппаратуры |
|
|
|
|
|
алгоритмических |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
математика |
|
|
устройств |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нарушений |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Оптимизация |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
технологических |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
режимов |
Высокое |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
качество |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Удобство монтажа, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Контроль за ходом |
||||
поддержания |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
наладки, эксплуатации, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
параметров во |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
коррекции алгоритмов |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
автоматизированного |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
всех режимах |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
процесса |
|
|
|
|
|
|
|
Максимально |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Принципиальное |
|
|
|
|
|
|
Координация |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
реализуемый |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
изменение |
|
|
|
|
|
|
|
|
и коррекция |
|||||||
Минимизация |
|
|
|
|
|
объем |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
характера действий |
|
|
|
|
|
работы |
||||||||
влияния |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
автоматики |
|||||||||||
|
|
|
|
автоматизации |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
оператора |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
ошибок |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
персонала |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Выполнение |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
неответственных |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
функций управления |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всережимная Максимальное работа использование
регуляторов логических программ
Автоматический |
|
Расширенный |
ввод-вывод и |
|
объем |
контроль защит |
|
сигнализации |
|
|
|
Разветвленная |
|
Динамические |
|
Видеограммы |
|
|
|
кривые, |
|
|
Расчетные |
||
структура |
|
|
алгоритмов |
|
||
|
барограммы, |
|
|
задачи |
||
видеограмм |
|
|
управления |
|
||
|
гистограммы |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
Детальная технологическая проработка нового уровня автоматизации
A B ' # ' ' C
венной мере присущи и ПТК Simatic. Во многом это определяется тем, что в качестве базового программного обеспечения для проектов ЗАО “Интеравтоматика” на аппаратуре Simatic используется специализированный для энергетики программный продукт, построенный на основе библиотеки алгоритмов аппаратуры Teleperm XP-R.
Высокая надежность аппаратуры позволяет вести разработку сложных алгоритмов управления и обработки информации, с использованием большого числа элементов системы, фактически не учитывая возможность отказа какого-либо из них. Маловероятное и поэтому крайне редкое появление отказа, имеющее место только для нерезервируемого модуля, локализуется достаточно просто стандартными средствами, путем исключения влияния выходных сигналов отказавшего модуля на функционирование использующих эти сигналы алгоритмов управления.
Создание сложных взаимосвязных алгоритмов управления возможно лишь при наличии хорошо отлаженного и многократно проверенного высокоразвитого базового математического обеспечения, в едином ключе охватывающего и нижний – контроллерный, и верхний – информационно-вычисли- тельный уровень АСУ ТП. Математическое обеспечение контроллерного уровня, в первую оче- редь, реализует весь объем задач прямого цифрового управления (защиты, блокировки, автомати- ческое регулирование, логическое управление) и предварительной обработки информации для задач верхнего уровня. Осуществляется оно на базе библиотеки алгоритмов, включающей в себя стандартные арифметические, логические и динамиче-
ские преобразования; алгоритмы первого уровня управления для всех типов арматуры и двигателей; аналоговые и импульсные ПИ- и ПИД-регуля- торы; шаговые программы; отключаемые блокировки; АВР; коррекцию измерений; обработку однотипной входной информации.
Здесь же на контроллерном уровне применяется стандартное математическое обеспечение для диагностики состояния периферийного оборудования и функционирования алгоритмов управления. Необходимо отметить, что разработанные в соответствии с зарубежным опытом стандартные алгоритмы Teleperm XP-R не могли полностью учитывать особенности российского периферийного оборудования, организации электропитания и др. Поэтому ЗАО “Интеравтоматика” выполнила требуемую доработку базового программного обеспечения, которая частично учтена в ТПТС51, частично – в применяемых версиях САПР.
Математическое обеспечение верхнего, инфор- мационно-вычислительного уровня предусматривает, в первую очередь, широкие возможности представления информации в разнообразной графической форме: фрагменты мнемосхем, динами- ческие и характеристические кривые, барограммы, гистограммы, структурные схемы алгоритмов управления. Второе – это обеспечение диалога оператора (и контроль, и управление) по связи со стандартным математиким обеспечением нижнего уровня. Третье – представление оператору текущего состояния любого алгоритма управления в форме, используемой в САПР и отражающей текущие значения входных и выходных переменных. Четвертое – стандартные алгоритмы типовых расчет-
14 |
2004, ¹ 1 |

ных задач, таких как расчет часов наработки оборудования или механизмов, число включений их в работу, библиотека алгоритмов для расчета техни- ко-экономических, экологических и других показателей. Пятое – математические средства архивации информации и представления ее в виде разнообразных протоколов и графиков. Здесь важно подчеркнуть ориентированность системы ОМ650 на обработку большого объема информации, вполне удовлетворяющего количественным показателям отечественных пылеугольных энергоблоков 500 и 800 МВт.
Математическое обеспечение, ориентированное на единственно целесообразную для таких объемов структуру “клиент-сервер” с необходимым числом клиентов [операторских терминалов (ОТ)] и серверов (PU, SU – обрабатывающее и серверное устройства), обеспечивает возможность архивации всей аналоговой и дискретной информации как получаемой с объекта, так и обрабатываемой на контроллерном уровне, с последовательным перемещением ее по маршруту краткосроч- ный архив – долгосрочный архив – магнитно-оп- тический диск и нечувствительным для пользователя доступом любой решаемой задачей к автоматически выбираемому нужному архиву.
Наличие столь мощного и развитого базового математического обеспечения позволяет, с одной стороны, гарантировать возможность решения практически всех необходимых задач контроля и управления теплоэнергетическим оборудованием, а, с другой стороны, уделить при решении этих задач основное внимание разработке прикладного математического обеспечения, используя базовое
âкачестве надежного “строительного материала”, существенно сокращающего сроки разработки и внедрения и гарантирующего характеристики реализованных функций.
Надежная работа алгоритмов управления возможна лишь в случае уверенности в достоверности входной информации и гарантии правильности отработки управляющих воздействий. Особенно это важно для российского периферийного оборудования, далеко не всегда обеспечивающего требуемую надежность. Поэтому крайне важным в аппаратуре Teleperm XP-R является наличие диагностики периферийных устройств, включающей
âсебя и аппаратный контроль внешних проводных связей с периферийными устройствами, и специальное базовое математическое обеспечение, ориентированное на диагностику разнообразных аппаратных отказов периферийных устройств. Оно диагностирует такие события, как появление сигнала срабатывания моментной муфты на задвижке или регулирующем клапане ранее прихода сигнала концевого выключателя, одновременное существование сигналов концевых выключателей “Больше” и “Меньше” задвижки или регулирующего клапана или сигналов “Включен” и “Выключен”
от электродвигателя, исчезновение электропитания с арматуры или двигателя, превышение заданного времени открытия или закрытия задвижки, включения или отключения двигателя и др. Для каждого из таких событий предусмотрены сигнализация оператору и соответствующие условия квитирования.
Обеспечение постоянного нахождения в работе большого числа сложных алгоритмов управления невозможно без диагностики и анализа алгоритмических нарушений. Стандартными средствами Teleperm XP-R диагностируются превышение небаланса на входе регулятора, исчерпание времени сбора условий шага пошаговой логической программы или его выполнения, неготовность АВР. ЗАО “Интеравтоматика” разработаны алгоритмы диагностики “застревания” регулирующего клапана, отсутствия условий своевременного ввода защит и др. Специализированный операторский интерфейс позволяет достаточно быстро выявить причину обнаруженного алгоритмами диагностики нарушения.
И, наконец, в числе факторов, определивших возможность достижения высокого уровня автоматизации, необходимо назвать используемую САПР [3]. Важно подчеркнуть, что данная САПР, во-пер- вых, является единой как для контроллерного, так и информационно-вычислительного уровня АСУ ТП, а, во-вторых, представляет собой не только проектное, но и наладочное средство, обеспечивающее “пожизненное” сопровождение АСУ ТП на объекте. САПР постоянно отражает текущее состояние алгоритмов АСУ ТП и предоставляет удобство ее наладки и совершенствования.
Совершенствование функций контроля и управления. Наиболее существенные результаты в направлении не просто достижения нового уровня автоматизации, а решения при этом актуальных технологических задач, удается получить на тех ТЭС, где технологи станции понимают перспективы, которые дает автоматизация процессов. При этом, как правило, проблема состоит не в том, чтобы автоматизировать принятую технологию реализации переменных режимов, а существенно усовершенствовать ее за счет возможностей средств АСУ ТП по расширению объема и развитию функций управления.
В части автоматического регулирования (или непрерывного управления) 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, т.е. фактически от момента открытия соответствующего запорного органа до его закрытия;
автоматическое формирование оптимальных заданных значений, регулируемых величин за счет временных программ изменения технологических
2004, ¹ 1 |
15 |

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”);
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 в преобладающем большинстве случаев включения и выключения из работы регуляторов, а также изменения их структуры по командам ло-
гических программ; повышение живучести АСР за счет своевре-
менной диагностики отказов датчиков и регулирующих органов и осуществления соответствующей реструктуризации данной и/или связанных с ней локальных АСР.
Внедрение этих решений возможно только, вопервых, при обеспечении оператора детальной информацией о работе регуляторов, а во-вторых, при наличии средств, существенно облегчающих выполнение наладочных работ, объем которых, конечно же, заметно увеличивается по сравнению с ранее существовавшим объемом автоматического регулирования. Первая из этих задач решается путем наглядного предоставления на экранах мониторов оперативному и обслуживающему персоналу текущего состояния структурной схемы АСР и значений ее внешних и внутренних параметров и осуществления в случае необходимости санкционированного изменения структуры АСР. В качестве средств упрощения наладки АСР следует назвать САПР и входящую в ее состав развитую библиотеку алгоритмов, возможность представления совмещенных желаемым образом графиков переходных процессов (до 10 включительно) с произвольно выбираемыми масштабами параметров и времени, а также возможности реализации методов автоматизированной настройки регуляторов и диагностики качества регулирования.
Логические программы верхних уровней управления, в первую очередь, пошаговые, всегда
были камнем преткновения на отечественных энергетических объектах. Причиной невозможности их применения обычно называли (наряду с недостаточной надежностью применяемой тогда аппаратуры) проблемы с управлением арматурой. Наш опыт показал, что основой успешного внедрения логических программ является использование указанных ранее факторов: надежность аппаратуры, развитый алгоритм, диагностика периферии и удобство диалога с оператором.
Строятся логические программы управления энергоблоком с использованием двух типов логи- ческого управления верхних (начиная со второго) уровней: пошаговых программ (ШП) и отключаемых (или сложных) блокировок (ОБ). При этом широко используется возможность произвольного построения иерархической структуры логического управления с неограниченным числом уровней и произвольным размещением на них ШП и ОБ. Пример такой структуры приведен в [4].
В качестве средств, обеспечивающих широкое применение пошагового логического управления, следует назвать:
автоматический выбор соответствующего текущему состоянию технологического режима на- чального 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 неэлектрифицированной 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 др., обеспечивают положительный эффект за счет тесной увязки выполнения дискретных операций и работы программаторов и регуляторов.
Технологические защиты принадлежат тому классу алгоритмов управления, которые сами по себе не требуют принципиального усовершенствования. Развитие их при применении Teleperm XP-R проводилось в следующих направлениях. Âî-ïåð- вых, в соответствии с нормативными материалами была сделана ставка на использование по возможности схемы “два из трех” с применением аналоговых датчиков и исчерпывающим контролем достоверности входной информации, а также максимально возможного применения автоматического ввода-вывода защит.
16 |
2004, ¹ 1 |

Во-вторых, мы отказались от аппаратных “накладок”, заменив их виртуальными ключами, располагаемыми на специализированной видеограмме защит, включающей в себя также виртуальные ключи имитации условий автоматического ввода защит и предоставление оператору исчерпывающей информации о текущем состоянии алгоритмов защит (их внутренних и внешних переменных).
При использовании видеомониторов в качестве основного и практически единственного средства оперативного контроля и управления ЗАО “Интеравтоматика” обеспечивает динамические характеристики диалога оператора с АСУ ТП, ощутимо близких к аналогичным характеристикам при использовании традиционных средств. Высокая информативность представления технологического процесса на фрагментах мнемосхем и удобства организации вмешательства оператора в процесс управления достигаются за счет:
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 “нажатия мышки” в течение суммарного времени не более 3 с;
удобства многооконного режима организации воздействий и детализации информации о возникших затруднениях в управлении процессом;
удобства контроля переходного процесса, вызванного вмешательством оператора.
Особую роль в обеспечении деятельности оператора играет сигнализация. В связи с отсутствием ограничения на число табло ее объем значительно расширяется. В качестве стандартного для Teleperm XP-R решения используются не две, как ранее, а три уставки по отклонению параметра в каждую сторону, т.е. кроме аварийной и предупредительной добавляется наименее приоритетный вид сигнализации по допустимому значению отклонения параметра. В эти три категории технологической сигнализации добавляются и другие события, напрямую не связанные с отклонениями параметра, но требующие привлечения внимания оператора. При технологической разработке алгоритмов сигнализации требуется серьезный анализ условий ее ввода и вывода (аналогично тому, как это делается для защит и блокировок). Другой тип сигнализации – функциональная, содержащая всю информацию по результатам диагностики периферийных устройств и алгоритмов управления.
Представляется сигнализация в разнообразной форме: постоянно высвечиваемые обзорные окна, протокол сигнализации, непосредственно на видеограмме технологического процесса, в детальных окнах индикации и управления. При этом оператор имеет возможность непосредственного выхода из обзорного окна или протокола сигнализа-
ции на видеограмму того фрагмента технологиче- ской схемы, где произошло сигнализируемое событие, и незамедлительного выполнения управляющих воздействий. Суммарное время от момента появления сигнализации до момента выполнения требуемых операций управления составляет не более 3 – 4 с.
И, наконец, важные задачи, с точки зрения выполнения оператором функций по оптимизации режимов работы оборудования, – это архивация данных о процессе и эффективный постоперативный анализ за счет проведения расчетов [5] и представления накопленной и обработанной информации: протоколы, динамические кривые, барограммы и др. Система верхнего уровня ОМ650 обеспечивает возможность накопления всей необходимой информации о ходе технологического процесса, дискретных событиях (открытие-закры- тие арматуры, включение-отключение двигателя), функционировании средств АСУ ТП и алгоритмов управления, срабатывании сигнализации, блокировок, защит и др., включая как информацию от объекта регулирования, так и обработанную в АСУ ТП. При этом точность фиксации дискретных событий составляет 10 мс, а точность регистрации аналоговых параметров определяется значе- нием принятой для них дельта-функции (не более 1% для расходов, давлений, уровней, не более 1°С для температур), превышение которой также фиксируется с точностью 10 мс.
Основными результатами работ на внедренных ЗАО “Интеравтоматика” АСУ ТП в части принципиального повышения уровня автоматизации по сравнению с ранее существовавшим в отечественной энергетике следует назвать:
автоматическое управление процессом горения крупных пылеугольных котлов с прямым вдуванием пыли, включая полный набор регуляторов каждой пылесистемы (с автоматическим учетом технологических ограничений), регуляторы суммарного расхода топлива в котел и общего воздуха с коррекцией по содержанию кислорода в дымовых газах, корректора температурного режима по тракту прямоточного котла со схемой “переворота” с топлива на питательную воду (в случае возникновения ограничений по суммарному расходу топлива), шаговые программы пуска-останова пылесистем с программаторами числа оборотов мельницы и безударным подключением включенной пылесистемы к регулятору топлива, управляющему другими пылесистемами. Эти результаты получе- ны для пылесистем с различными типами мельниц: молотковыми (Рефтинская ГРЭС), среднеходными (ТЭС Суйджун), мельницами-вентилятора- ми (Березовская ГРЭС, Красноярская ГРЭС-2);
высокий уровень автоматизации подготовительных операций к пуску с внедрением таких пошаговых программ, управляющих всем комплектом подчиненных регуляторов и логических про-
2004, ¹ 1 |
17 |

грамм более низких уровней, как заполнения конденсатного и питательного трактов и прокачки котла, подъема вакуума, запуска тягодутьевых машин и вентиляции топки, пуска вспомогательных систем турбины;
автоматический розжиг котла с использованием шаговых программ розжига отдельных горелок, координирующей программы розжига котла и программатора нагружения;
автоматизацию пароводяного тракта прямоточ- ного котла в сепараторном режиме и в процессе перехода на прямоток за счет обеспечения работоспособности взаимосвязанных регуляторов встроенного узла и внедрения логических программ управления встроенным сепаратором, подключе- ния пароперегревателя, открытия встроенных задвижек;
высокий уровень автоматизации прогрева паропроводов, толчка, разворота и нагружения турбины с использованием шаговой программы (в некоторых случаях комплекса программ) управления этими режимами и подчиненных ей (им) регуляторов прогрева и разворота турбины (с воздействием на байпас ГПЗ и регулирующие клапаны турбины), регулирования давления пара и положения клапанов в процессе нагружения, воздействия на БРОУ. Автоматизация этих режимов осуществлена как для блочных (и сверхкритического, и докрити- ческого давлений), так и неблочных турбин;
реализацию шаговых программ подключения по пару ПНД, ПВД, деаэратора;
внедрение новых технологий, ориентированных на использование высокого уровня автоматизации, таких как современные ГТУ (ГТ-110 Ивановской ГРЭС), ПГУ утилизационного типа (Севе- ро-Западная ТЭЦ г. С.-Петербурга), геотермальные установки (Мутновская ГеоЭС);
внедрение систем АРЧМ для энергооборудования различного типа от Мутновской ГеоЭС с двумя турбинами К-25 до пылеугольных энергоблоков 800 МВт Березовской ГРЭС.
Вывод
Изложенные результаты нашли отражение практически во всех внедренных ЗАО “Интеравто-
матика” АСУ ТП. Наиболее пионерским здесь был введенный в эксплуатацию в 1997 г. проект АСУ ТП пылеугольного энергоблока 500 МВт Рефтинской ГРЭС, результаты разработки, наладки и длительной эксплуатации которого приведены в [4]. Это был первый проект АСУ ТП крупного пылеугольного энергоблока в России, и насколько нам известно, вообще в мировой практике, в котором практически отсутствовало резервное дистанционное управление на традиционных средствах (за исключением небольшой группы ключей аварийного останова). Впоследствии этот подход был использован в большинстве наших проектов, в том числе, АСУ ТП еще более крупных пылеугольных энергоблоков 800 МВт Березовской ГРЭС [6], а также принят на вооружение другими российскими и зарубежными компаниями. Накопленный опыт, в частности, уже достаточно длительной эксплуатации разработанных ЗАО “Интеравтоматика” АСУ ТП на Новгородской ТЭЦ и Рефтинской ГРЭС показывает, что достижение существенно увеличенного уровня автоматизации как нового, так и модернизируемого российского энергетиче- ского оборудования может быть нормой и должно быть обязательным условием внедрения новых АСУ ТП.
Список литературы
1.Свидерский А. Г., Херпель Х., Кишкин В. Л. Технические средства для автоматизации объектов энергетики. – Электрические станции, 2004, ¹ 1.
2.Лыско В. В. Итоги работы ЗАО “Интеравтоматика” за 10 лет деятельности. – Электрические станции, 2004, ¹ 1.
3.Проектирование ПТК АСУ ТП энергоблоков на базе аппаратуры Teleperm XP-R (ТПТС51) / Идзон О. М., Майзлин Г. С., Модин В. Н., Владимирова М. М. – Электриче- ские станции, 2004, ¹ 1.
4.ÀÑÓ ТП энергоблока 500 МВт Рефтинской ГРЭС / Грехов Л. Л., Биленко В. А., Деркач Н. Н. и др. – Электриче- ские станции, 2002, ¹ 5.
5.Крутицкий И. В., Конкина Л. С. Опыт реализации инфор- мационно-вычислительных задач в составе АСУ ТП, реализованной на базе ПТК Teleperm XP-R. – Электрические станции, 2004, ¹ 1.
6.Модернизация АСУ ТП энергоблоков 800 МВт Березовской ГРЭС-1 / Белый В. В., Киселев Ю. А., Савостьянов В. А. и др. – Электрические станции, 2004, ¹ 1.
18 |
2004, ¹ 1 |

Проектирование ПТК АСУ ТП энергоблоков
Идзон О. М., Майзлин Г. С., Модин В. Н., Владимирова М. М., инженеры
ЗАО “Интеравтоматика”
За 10 лет своего существования ЗАО “Интеравтоматика” выполнило целый ряд проектов АСУ ТП отечественного энергетического оборудования на базе аппаратуры Teleperm XP-R (ТПТС51). Часть проектов уже внедрена на электростанциях, а для других завершены проектирование, изготовление и заводское крупномасштабное тестирование и ожидается поставка на объекты. Ряд работ находится в стадии выполнения.
Все проекты существенно различаются между собой по типу и мощностям автоматизируемого оборудования. Это и крупные энергоблоки традиционного типа (котел – турбина – генератор) до 800 МВт, и энергоблоки с новой для России технологией (например, парогазовые установки или геотермальные станции), и традиционное оборудование, но малой мощности.
Разработка и внедрение такого круга проектов позволили накопить определенный опыт создания современных АСУ ТП российского энергетического оборудования, причем как нового, так и модернизируемого. Этот опыт охватывает и подход к выбору объема автоматизации, и апробированные типовые решения аппаратного и программно-алго- ритмического характера, и организационные мероприятия по разработке и внедрению АСУ ТП.
Ядром ПТК Teleperm XP-R являются системы автоматизации AS 220 EA, представляющие собой шкафы с программируемыми модулями (контроллерами). При этом допускается полное или выборочное резервирование модулей по схеме “1 из 2, горячий резерв”. “Горячее” резервирование подразумевает отслеживание состояния основного модуля резервным, проведение взаимной диагностики и безударное переключение на резервный модуль в случае неисправности основного. Особенность систем AS 220 EA – принцип распределенного программирования. Последнее означает, что все модули имеют свои вычислительные возможности (процессор и память). Это позволяет достичь очень высокого коэффициента готовности и живучести системы. Данные программирования заносятся в память EEPROM модулей и сохраняются все время, даже при отключенном питании.
Конструктивно каждая из автоматизированных систем (АС) чаще всего состоит или из одного шкафа (основного) или двух шкафов (основного и шкафа расширения), хотя возможны и другие варианты. Характерным признаком, определяющим АС, является наличие специального резервированного модуля EAS, осуществляющего координацию
работы всех остальных (функциональных) модулей, составляющих эту АС, их диагностику и обмен сигналами между ними и модулями в других АС, а также интерфейс АС – ОМ650. Модуль EAS всегда располагается в основном шкафу.
Автоматизированные системы комплектуются и программируются по технологическому принципу.
Верхний уровень управления. Оперативное управление и контроль над ходом технологического процесса осуществляются через мониторы операторских терминалов или экраны коллективного пользования системы OM650 и/или с использованием традиционного мозаичного щита управления. OM650 реализует также весь спектр информационных и расчетных задач. OM650 подключа- ется к системе автоматизации AS 220 EA через шинную систему CS275.
Конструктивно ОМ650 распределяются между обрабатывающими (PU), серверными блоками (SU) и терминалами ввода-вывода (операторскими терминалами OT). Определение состава и числа устройств OM650 в зависимости от особенностей объекта и требований к его автоматизации является одной из задач проектирования ПТК АСУ ТП.
Системы проектирования. Проектирование всех элементов Teleperm XP-R осуществляется в интерактивном графическом режиме на языке функциональных блоков при помощи САПР HET (проектирование проводных соединений), GET-TM (проектирование программно-алгоритмического обеспечения АС) и ES 680 (проектирование верхнего уровня управления – ОМ650). Они обеспечи- вают как автоматическую генерацию и загрузку программ, так и одновременный выпуск и хранение документации.
Системы обмена данными. Â Teleperm XP-R используются три независимые резервированные шины разного уровня:
промышленный Ethernet в качестве шины терминалов, соединяющей компьютеры OM650, ES 680 и операторские терминалы;
CS275 в качестве шины АСУ ТП, соединяющей системы автоматизации с вычислительными устройствами (PU и SU) OM650 и ES 680;
шину RS485, предназначенную для связи между АС.
Помимо перечисленных средств обмена данными имеются надежные средства, позволяющие осуществлять связи (шлюзы) с самыми разными системами.
2004, ¹ 1 |
19 |

Обучение Заказчика |
Проект смежников по |
|
|
||
периферийному оборудованию |
|
|
|||
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Заказная |
|
|
|
|
|
Монтажная |
Производство |
|
|
|
|
Тестирование |
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
документация |
|
|
|
|
|
документация |
шкафов ПТК |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Стандарты |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
HW è SW |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Основные |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
решения |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ïî ÀÑÓ ÒÏ |
|
|
|
|
|
Áàçà |
|
|
|
|
Áàçà |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
данных |
|
|
|
|
данных |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Стандарты |
|
|
|
|
|
(I часть) |
|
|
|
|
(II часть) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Монтаж |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
связей |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
è |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
наладка |
||||||||
с периферией |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ÀÑÓ ÒÏ |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Алгоритмы |
|
|
|
|
|
Рабочий проект SW AS |
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
управления |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
P&I |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
диаграммы |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Алгоритмы |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
представления |
|
|
|
|
|
Разработка видеограмм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
иформации |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Существующая |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
документация |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Расчетные |
|
|
|
|
|
|
|
Разработка программного |
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
объекта |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
алгоритмы |
|
|
|
|
|
|
|
обеспечения |
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
! # C ' '
Основные элементы и этапы проектирования. Основные этапы проектирования показаны на структурной схеме ðèñ. 1.
Условием, предваряющим начало проектирования ПТК АСУ ТП, является наличие исходных данных проекта, часть из которых может быть взята из уже существующей документации (технологические схемы, описания технологических процессов, инструкции заводов – поставщиков технологического оборудования и др.), а другая нуждается в разработке: основные решения по АСУ ТП, стандарты связи с периферией, создание на основе существующих технологических схем P&I диаграмм. Рассмотрим вторую часть подробнее.
Основные решения проекта. Под основными решениями по АСУ ТП понимается следующее:
концепция автоматизации;
общие принципы кодирования KKS; структурная схема комплекса технических
средств; структурная схема цифрового обмена;
концепция питания; концепция заземления и экранирования.
Концепция автоматизации. Один из первых и наиболее важных и ответственных этапов, во многом определяющий последующие стадии проектирования, – разработка концепции автоматизации.
Как известно, объем функций автоматического управления и контроля теплотехническим оборудованием в России и странах СНГ всегда существенно уступал достигнутому за рубежом, причем даже до начала широкого использования совре-
менных распределенных микропроцессорных АСУ ТП. Это объяснялось и неподготовленностью отечественного технологического оборудования к автоматизации, и низким качеством используемого периферийного оборудования (датчики, исполнительные органы), и, конечно, уровнем средств АСУ ТП. При разработке проектов ЗАО “Интеравтоматика”, исходя из условий технологической целесообразности и готовности периферийного оборудования, стремится к достижению максимально возможного уровня автоматизации.
В отличие от часто встречающегося сейчас подхода, при котором внедрение современной АСУ ТП представляет собой просто замену традиционных ключей и приборов управления на мониторы с мышью, ЗАО “Интеравтоматика” уверено, что такая замена целесообразна только при существенном увеличении объема автоматизации и определяемым этим принципиальным изменением характера действий оператора. Лишь сняв с оператора и возложив на автоматику практически весь объем функций непрерывного управления (автоматического регулирования) во всех режимах работы оборудования и наиболее ответственные, но рутинные операции дискретного управления, можно говорить об изменении в корне деятельности оператора и возможности полного отказа от использования традиционных ключей и приборов управления (оставляется лишь минимальный набор таких средств, необходимый для безаварийного останова оборудования в непредвиденных ава-
20 |
2004, ¹ 1 |

|
Опрераторские станции ОМ650 |
|
|
|
3 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
MOD |
cPC |
|
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
MOD |
|
|
|
|
6 |
|
7 |
|
|
|
|
|
|
U/I |
U/I |
U/I |
|
|
|
|
U/I U/I |
U/I U/I |
U/I U/I |
U/I U/I |
U/I U/I |
U/I U/I |
8 |
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
GE |
EE |
|
|
|
|
|
|
GE |
EE |
|
|
|
|
|
|
EE |
EE |
|
|
|
|
|
|
EE |
EE |
|
|
|
|
|
|
AS 220 EA AS 220 EA AS 220 EA AS 220 EA |
AS 220 EA AS 220 EA |
AS 220 EA |
AS 220 EA |
AS 220 EA |
|
|
|
|
|
|
|
|
9 |
|
|
|
10 |
|
11 |
|
|
|
|
14 шкафов |
3 шкафа |
+ ' , ' ' , " ,' *
1 – матричный принтер; 2 – струйный цветной принтер; 3 – инженерная система ES 680; 4 – шина терминалов; 5 – резервированная магистральная шина CS275; 6 – обрабатывающее устройство PU; 7 – обрабатывающее/серверное устройство PU/SU; 8 – шкафы питания; 9 – системная шина RS 485; 10 – шкафы промреле; 11 – кроссовые шкафы
рийных ситуациях и не используемый в обычной деятельности).
Принципы кодирования. Проектирование ПТК АСУ ТП невозможно без предварительных соглашений по системам идентификации. Необходимо присвоить идентификационный номер (код) как технологическому оборудованию, так и оборудованию АСУ ТП, а также элементам алгоритмиче- ского и программного обеспечения. Для этого во всех своих проектах ЗАО “Интеравтоматика” использует единую систему кодирования KKS, которая была разработана в Германии как система идентификации для объектов энергетики и нашла в настоящее время широкое использование во многих других странах. Использование KKS позволяет с единых позиций идентифицировать весь комплекс АСУ ТП, начиная от кодировки оборудования энергоблока до сигналов программ автоматики.
Существующие правила кодирования охватывают весь спектр применения KKS, но носят в достаточно большой степени общий характер. Поэтому для каждого объекта автоматизации, сообра-
зуясь с его индивидуальными особенностями, разрабатываются более конкретные соглашения, позволяющие однозначным образом идентифицировать все объекты и средства автоматизации, как аппаратные, так и программные.
Комплекс технических средств. На основании уже имеющейся информации и согласованной с заказчиком концепции автоматизации определяется необходимый для построения ПТК АСУ ТП комплекс технических средств. Пример структурной схемы комплекса технических средств показан на ðèñ. 2. В этом примере для реализации требуемой степени автоматизации оказалось достаточно шести автоматических систем AS 220 EA, причем три из них представляют собой основной шкаф и шкаф расширения, три другие являются основными шкафами без расширений. Для связи с периферией здесь используются 14 шкафов промреле и 3 шкафа промклеммников. Верхний уровень управления использует пять операторских терминалов (рабочих мест оператора) ОМ650, че- тыре из которых имеют по два экрана.
2004, ¹ 1 |
21 |

Спутниковая связь
|
|
|
ÎÒ1 |
|
|
ÎÒ2 |
|
|
ÎÒ4 |
|
|
ÎÒ3 |
|
|
|
ÎÒ5 |
|
Переклю- |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
чатель 3 |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Сервер |
Компьютер |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
удаленной |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
диагностики |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
связи |
||
|
|
|
A0CRU10GJ001 |
|
A0CRU20GJ001 |
|
A0CRU40GJ001 |
|
A0CRU30GJ001 |
|
|
|
A0CRU50GJ001 |
|
|||||||
|
|
|
120 |
|
|
121 |
|
|
123 |
|
|
122 |
|
|
|
|
124 |
A0CRU80GJ001 |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
125 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Переклю |
|
Переклю |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
чатель 2 |
|
чатель 1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
AOCRV10GJ001 |
131 |
|
132 |
|
|
133 |
|
|
|
|
134 |
|
|
1 |
|||
|
|
|
|
AOCKF11GJ001 AOCKF12GJ001 |
|
AOCKF21GJ001 |
|
|
|
AOCKF22GJ001 |
|
AOCRU70GJ001 |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
GET |
GET |
GET |
|
|
PU11 |
PU12 |
|
PU/SU21 |
|
MOD |
PU/SU22 |
MOD |
c-PC |
|
||||||
|
ES680 |
ES680 |
ES680 |
|
|
Processor Processor |
|
Processor / |
|
|
|
Processor / |
|
|
|
||||||
|
|
|
unit |
|
unit |
|
Server unit |
|
|
|
Server unit |
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
Только для наладочных работ |
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
2 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Øèíà Â |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Øèíà À |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
|
8 |
9 |
|
10 |
|
11 |
12 |
|
|
13 |
|
14 |
15 |
|
|
101 |
102 |
103 |
104 |
105 |
|
|
106 |
107 |
|
108 |
|
109 |
110 |
|
|
111 |
|
112 |
113 |
|
|
A2ÑJJ11 |
A2ÑJJ12 |
A2ÑJJ13 |
A2ÑJJ11 |
A2ÑJJ12 |
A2ÑJJ13 |
A2ÑJJ10 |
A2ÑJJ21 |
A2ÑJJ22 |
A2ÑJJ23 |
|
A2ÑJJ24 |
|
A2ÑJJ10 |
A2ÑJJ30 |
|
|
|||||
AS 220EA |
AS 220EA |
AS 220EA |
AS 220EA |
AS 220EA |
AS 220EA |
AS 220EA |
AS 220EA |
AS 220EA AS 220EA |
AS 220EA |
|
AS 220EA |
AS 220EA |
|
|
|||||||
GS |
GS |
GS |
GS |
GS |
|
|
GS |
GS |
|
GS |
|
GS |
GS |
|
|
GS |
|
GS |
GS |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
A01 |
A02 |
A03 |
A04 |
A05 |
A06 |
A07 |
A08 |
A09 |
A10 |
A11 |
A12 |
A13 |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5 |
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
' , 'C D # ' * |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ÎÒ1 – ÎÒ5 – операторские терминалы; GET – инженерные станции; GS – основной шкаф; 101 – регулятор турбины 2; 102 – турбина 2; 103 – турбина 2; 104 – регулятор турбины 1; 105 – турбина 1; 106 – турбина 1; 107 – общестанционное оборудование; 108
– вентиляционные системы главного корпуса; 109 – вентиляционные системы главного корпуса; 110 – вентиляционные системы ОВК; 111 – вентиляционные системы КРУЭ; 112 – электротехническое оборудование; 113 – геотермальное поле; 1 – шина терминалов; 2 – резервированная магистральная шина CS275; 3 – последовательный канал ВЧ-связи; 4 – последовательный канал связи DCS с геотермальным полем; 5 – системная шина RS485
Схема цифрового обмена. Структурная схема |
постоянного (220 В/24 В) тока. Ввод питания реа- |
цифрового обмена служит, с одной стороны, как |
лизуется по схеме безударного АВР. |
необходимая предпосылка проектирования про- |
Концепция заземления и экранирования îïðå- |
граммного обеспечения функциональных и сис- |
деляет требования к принципам заземления пери- |
темных модулей АС, определяя состав и число |
ферийного оборудования, задает правила заземле- |
шин цифрового обмена данными и логические ад- |
ния оборудования Teleperm XP-R (ТПТС51), уста- |
реса всех шинных абонентов, так и, с другой сто- |
навливает требования к помещениям, где разме- |
роны, для последующего монтажа всех аппарат- |
щается оборудование ПТК, и к прокладке кабель- |
ных компонентов цифрового обмена. Пример од- |
ных потоков. |
ной из таких схем показан на ðèñ. 3 (упрощенный |
P&I диаграммы строятся на основе имеющих- |
вариант структурной схемы цифрового обмена |
ся технологических схем и представляют собой |
Мутновской геотермальной станции, расположен- |
упрощенный их вариант, необходимый и достаточ- |
ной на Камчатке). Отличительная особенность по- |
ный для последующего проектирования всех про- |
казанной на этом рисунке схемы – наличие, так на- |
грамм контроля и управления. Все технологиче- |
зываемого, “сервера удаленного доступа”, осуще- |
ские элементы P&I диаграмм (оборудование и дат- |
ствляющего через спутник связь с операторским |
чики) кодируются в соответствии с установленны- |
терминалом, расположенным в Москве. |
ми для данного проекта правилами KKS. |
Концепция питания является основой дальней- |
P&I диаграммы являются основой дальнейше- |
шего проектирования надежной системы, обеспе- |
го проектирования видеограммного обеспечения |
чивающей бесперебойное питание всех аппарат- |
операторских станций. |
ных компонентов ПТК АСУ ТП. Питание АС осу- |
Стандарты связей с периферией. Связь ПТК |
ществляется постоянным напряжением 24 В от |
(функциональных модулей) с объектом автомати- |
двух преобразователей переменного (380 В/24 В) и |
зации осуществляется через исполнительные ме- |
|
|
22 |
2004, ¹ 1 |

ханизмы и датчики. К ПТК возможно подключе- ние:
аналоговых датчиков с унифицированным токовым (0 – 4, 0 – 20 или 0 – 5 мА) или напряжен- ческим (0 – 2, 0 – 10 В) выходом с питанием как от собственного источника, так и от ПТК (последнее предпочтительнее как более надежное);
дискретных датчиков по двухили трехпроводной схемам подключения, с возможностью проверки исправности линий соединения или без нее; термоэлектрических датчиков всей возможной
номенклатуры российского рынка; двигателей, электрического оборудования (вы-
ключателей, разъединителей и др.); запорной и регулирующей арматуры, солено-
идных клапанов.
Функциональные модули, составляющие основу систем автоматизации AS 220 EA, как уже было отмечено, имеют индивидуальную память и командный процессор. Кроме того, каждый из них функционально ориентирован, т.е. предназначен для определенных технологических задач, таких как управление электрифицированной арматурой (двигателями, задвижками, соленоидными клапанами), регулирование, прием и обработка унифицированных аналоговых сигналов и т.д.
Таким образом, многообразие типов периферийного оборудования и функциональных модулей определяет очень большие возможности решений по схемам подключения. Однако на основании 10 лет работы на российском рынке ЗАО “Интеравтоматика” накопило определенный опыт, который позволил создать типовые схемы, дающие возможность осуществлять оптимальное проектирование проводных соединений практически для любого типа периферийного оборудования с ПТК АСУ ТП.
Для каждого конкретного объекта автоматизации из общего каталога схем подключения определяется подходящий для данного объекта список схем, составляющий используемую при дальнейшем проектировании библиотеку типовых схем подключения.
База данных проекта. Информационную основу проекта составляет база данных. Она представляет собой полный список всех аналоговых и дискретных входных и выходных сигналов ПТК и объектов управления (двигателей, задвижек и др.), причем каждая запись имеет необходимое число полей, содержащих в совокупности значительную часть информации, необходимой для полного и всестороннего проектирования ПТК АСУ ТП.
На первых этапах проектирования база данных содержится только на ПК в формате стандартной базы Microsoft Office Access. ЗАО “Интеравтоматика” разработана структура базы данных с описанием и каталогами (с примерами заполнения), содержащая более 50 полей.
Поля базы данных заполняются в несколько этапов, при этом на первом этапе требуется заполнение только нескольких полей, содержащих информацию, необходимую для выпуска заказной документации на производство оборудования ПТК: KKS записи, ее наименование, тип схемы подключения, необходимость “размещения” (приема и обработки) данного сигнала или объекта управления в резервированном модуле.
Остальные поля базы данных должны быть заполнены перед проектированием программно-ал- горитмического обеспечения проекта автоматизации. Это – информация по уставкам сигнализации аналоговых измерений, по различного рода компенсационным поправкам, по полному времени хода задвижек и др.
Отдельно можно отметить поле “короткое наименование”. “Короткое наименование” сигнала или объекта управления является сокращением его полного наименования до наименования, содержащего не более 20 символов. Несмотря на кажущуюся очевидность, проектирование “коротких наименований” является делом, с одной стороны, не тривиальным, а, с другой стороны, ответственным, так как именно эти наименования будут в дальнейшем сопровождать каждый KKS как в проектной документации, так и в представлении оперативному персоналу на экранах мониторов в видеограммах, протоколах, архивах и т.д. Здесь ЗАО “Интеравтоматика” также обладает обширным типовым материалом, покрывающим значительную часть всех возможных наименований периферийного оборудования различных объектов автоматизации.
Заказная документация. На основании уже имеющейся информации (базы данных проекта, концепции автоматизации, структурной схемы комплекса технических средств) осуществляется выпуск заказной документации. Эта документация определяет состав и число АС, номенклатуру и число модулей каждого типа, их распределение по шкафам АС, потребность в резервировании. Подобная информация содержится в документации на шкафы промреле – число шкафов и номенклатура и число релейных блоков, их заполняющих, – и на кроссовые панели. Для шкафов промреле, питания и кроссовых панелей в заказной документации необходимо также указать их типоразмеры.
Заказная документация на оборудование ОМ650 выпускается на основе информации, содержащейся в приведенном ранее описании схемы цифрового обмена.
Алгоритмы контроля, управления и предоставления информации. Одним из важных и ответственных этапов проектирования на стадии подготовки исходных данных является разработка алгоритмического обеспечения проекта. Алгоритмы управления строятся по иерархическому принципу. Степень иерархии, набор и число программ
2004, ¹ 1 |
23 |

управления зависят от готовности оборудования к автоматизации и разработанной концепции автоматизации. Верхний уровень иерархии занимает пошаговая программа пуска-останова блока. Эта программа управляет программами, блокировками
èсистемами автоматического регулирования более низкого (подчиненного) уровня иерархии.
На основании имеющихся описаний режимов работы отдельного технологического оборудования и энергоблока в целом, а также по материалам заводов – изготовителей технологического оборудования разрабатываются алгоритмы регуляторов, логических программ, блокировок и технологиче- ских защит.
Наконец, на самом нижнем уровне иерархии разрабатываются алгоритмы I уровня, включая локальные блокировки, и алгоритмы технологиче- ской сигнализации (комплексные алгоритмы, выходящие за рамки информации базы данных).
Стандарты аппаратного (HW) и программного (SW) проектирования. Базовое программное обеспечение Teleperm XP-R (ТПТС51) имеет стандартные элементы для унификации, оптимизации и автоматизации процесса проектирования. Так, для проектирования внутришкафных проводных соединений имеется библиотека стандартов, встроенная в имеющуюся САПР HW (HET). Однако особенности российского оборудования не позволяли использовать их в существующем виде. ЗАО “Интеравтоматика” было проведено существенное дополнение базовой библиотеки новыми стандартными элементами, позволяющими в полной мере использовать САПР для HW-проектиро- вания российского оборудования.
Точно так же, для SW-проектирования существует чрезвычайно обширный базовый набор программ, встроенный в память функциональных модулей и охватывающий весь спектр алгоритмиче- ских элементов систем автоматизации (алгоритмы управления арматурой, программные элементы схем автоматического регулирования, алгоблоки обработки аналоговых и дискретных параметров, элементы пошаговых программ и блокировок и др.). В отличие от HW-проектирования вся имеющаяся библиотека SW-проектирования оказалась вполне пригодна для использования на российском рынке, однако многие стандартные элементы требовали доработки. Кроме того, накапливая опыт проектирования, ЗАО “Интеравтоматика” разработало свою библиотеку стандартов, построенную на основе композиции элементарных библиотечных блоков и реализующих более крупные (составные) алгоритмы. Так, в библиотеке стандартов ЗАО “Интеравтоматика” имеются готовые решения по всем схемам АВР, всем типам защит, элементам систем автоматического регулирования, контроля и обработки аналоговых измерений
èò.ä. Ïðè ýòîì, äëÿ какой-либо одной задачи в библиотеке стандартов ЗАО “Интеравтоматика”
может существовать несколько типовых решений (например, алгоритм защиты “2 из 3” имеет несколько типовых реализаций в зависимости от принятого для данного проекта решения относительно учета отказавшего датчика).
Стандартные библиотеки ЗАО “Интеравтоматика” как для HW-, так и для SW-проектирования постоянно совершенствуются и пополняются.
Таким образом, самостоятельным этапом проектирования является выбор из существующего набора (на основании уже имеющихся исходных данных проекта) конкретных стандартов проектирования. Если окажется, что для какой-то задачи проекта стандартного решения в библиотеке ЗАО “Интеравтоматика” не существует, то возникает дополнительный этап проектирования – разработка необходимого стандартного решения.
Проектирование верхнего уровня управления. Параллельно с разработкой алгоритмов управления для последующего их программирования в АС ведется проектирование видеограммного и программного обеспечения верхнего уровня управления:
разработка иерархической структуры видеограмм;
прорисовка эскизов видеограмм; разработка алгоритмов расчетных задач; проектирование протоколов и графиков.
Здесь так же, как и для проектирования АС, система Teleperm XP-R располагает базовыми (библиотечными) стандартными функциями и элементами. И так же, как в случае АС, ЗАО “Интеравтоматика”, сообразуясь с особенностями российского оборудования, пополнило и постоянно пополняет эти библиотеки.
Проектирование видеограммного и программного обеспечения ОМ650 предполагает предварительную разработку исходных данных, большая часть которых является общей для всего проекта (P&I диаграммы, база данных, концепция автоматизации, концепция шин и др.), а другая – сугубо специфичная для проектирования верхнего уровня: концепция резервного щита управления, пере- чень проектируемых протоколов, графиков и исходных данных к ним, исходные данные расчетных задач (описание постановок задач и основных подходов к их решению, а затем и алгоритмы рас- четных задач) и др.
Автоматизированное проектирование ПТК АСУ ТП ведется с помощью интегрированных в среду Teleperm XP-R или разработанных ЗАО “Интеравтоматика” пакетов специализированных программ (САПР).
Структура САПР представлена на ðèñ. 4. В ка- честве аппаратных средств проектирования используются как обычные офисные персональные компьютеры, так и специализированные компьютеры, ориентированные на работу в программной среде UNIX, так называемые, рабочие станции HP.
24 |
2004, ¹ 1 |

|
|
Распределение |
|
|
Заказная документация на |
|
Монтажная документация |
|
H W |
|
|||||||||
|
|
шкафов промреле и |
|
шкафы промреле и |
|
|
|
на шкафы промреле и |
|
|
|||||||||
|
|
кроссовых панелей |
|
кроссовые панели |
|
|
|
кроссовые панели |
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Разработка описания |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
типовых схем подключения |
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
в части шкафов промреле |
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
и кроссовых панелей |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Разработка описания |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
типовых схем подключения |
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
в части модулей ПТК |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
Áàçà |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
данных |
|
Распределение |
|
|
Заказная документация |
|
Монтажная документация |
|
Таблицы подключения |
ÀÑÓ ÒÏ |
|||||||||
|
|
модулей и шкафов |
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
на шкафы ПТК |
|
|
|
|
на шкафы ПТК |
|
шкафов ПТК |
объекта |
||||||||
|
|
ÏÒÊ |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Основные решения |
|
|
Разработка описания |
|
Формирование програм- |
|
S W |
|
||||||||||
|
по программно- |
|
|
|
алгоритмов проекта |
|
|
много обеспечения шкафов |
|
|
|||||||||
|
алгоритмическому |
|
|
|
|
|
ÏÒÊ |
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
обеспечению проекта |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Основные решения по |
|
|
|
|
|
Документация по математическому |
|
|
Формирование |
|
||||||||
|
программно-алгоритмическому |
|
|
|
|
|
|
программного |
|
||||||||||
|
|
|
|
|
обеспечению пользователя |
|
|
|
|||||||||||
|
обеспечению операторской |
|
|
|
|
|
|
|
обеспечения |
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
операторской станции |
|
|
|
|
|||||||||
|
станции |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
1 |
|
|
|
|
2 |
|
|
|
3 |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 ' ' *
1 – САПР на базе персональных компьютеров; 2 – САПР на базе рабочих компьютеров; 3 – ÑÀÏÐ íà áàçå ES 680
Перед началом проектирования на HP производится передача базы данных проекта с персональных компьютеров, где она создавалась, на НР. Таким образом, обеспечивается единство информационного обеспечения проекта во всех элементах ПТК АСУ ТП.
Проектирование с использованием специализированных САПР, работающих в едином информационном пространстве и взаимосвязанных че- рез KKS, обеспечивает единую форму документации для проектирования и последующего монтажа и наладки, удобство коррекции документации на всех этапах создания ПТК АСУ ТП.
На основе уже имеющихся исходных данных, включая выбранные и разработанные стандарты, на этапе автоматизированного проектирования осуществляется следующее.
Для аппаратных средств АС: проектирование внутришкафных проводных соединений АС; проектирование релейных шкафов; проектирование кроссовых шкафов; проектирование резервного щита; кабельный журнал. Пример документации по внутришкафному проводному соединению, выполненный с использованием САПР НЕТ, показан на ðèñ. 5.
Для программно-алгоритмического обеспече- ния АС: программирование функциональных модулей АС всеми имеющимися в исходных данных проекта программами логического управления, автоматического регулирования, контроля, сигнализации и защит; генерация кодов и загрузка их в функциональные и системные модули АС. Пример документации по реализации одного из алгорит-
мов управления, выполненной с использованием САПР GET, показан на ðèñ. 6.
Перед реализацией программно-алгоритмиче- ского обеспечения компонент ОМ650 осуществляется передача данных проекта АС в базу САПР ES 680. После чего производятся: динамизация видеограмм и подключение элементов изображения к спроектированным объектам управления и индикации; программирование протоколов и графиков; программирование расчетных задач.
Каждый этап автоматизированного проектирования сопровождается автоматическим отслеживанием ошибок, и окончательные результаты проектирования могут появиться только после полного устранения этих ошибок.
Заключительные этапы проектирования. Законченный проект поставляется на площадку тестирования, расположенную в специальных помещениях заводов – изготовителей аппаратуры Teleperm XP-R (ÒÏÒÑ51).
Перед началом тестирования на заводской площадке собирается проектная конфигурация аппаратных устройств ПТК АСУ ТП проекта (за исключением релейных и кроссовых шкафов). Само тестирование включает в себя:
проверку правильности монтажа всех внутришкафных соединений;
проверку правильности принятых стандартных решений проекта;
проверку соответствия программного обеспе- чения проекта алгоритмам исходных данных;
частичную проверку работоспособности алгоритмов исходных данных;
2004, ¹ 1 |
25 |

E ' C ' ' F D ' '
первоначальную проверку видеограммного обеспечения проекта с точки зрения удобства работы оператора.
Все ошибки и недостатки проекта, выявленные в ходе тестирования, устраняются, и проект поставляется на объект автоматизации для проведения наладочных работ.
На наладочных работах проверяется весь комплекс ПТК АСУ ТП. В процессе этих работ устраняются все выявленные ошибки и вносятся необходимые изменения (как в HW, так и в SW составляющих). По окончании наладки выпускается, так называемая, исполнительная документация проекта, учитывающая все изменения и исправления, сделанные в процессе тестирования, монтажных и наладочных работ.
Менеджмент проектирования. Главными условиями успешной реализации проекта являются учет требований и нужд потребителя (заказчи- ка) и непрерывное совершенствование деятельности предприятия по созданию ПТК АСУ ТП. Оба эти условия реализуются действующей в ЗАО “Интеравтоматика” системой менеджмента каче- ства и охраны окружающей среды.
Планирование, управление и выполнение процесса проектирования, являющегося одним из ключевых процессов (бизнес-процессов) деятельности предприятия, осуществляются в рамках сис-
темы менеджмента качества и охраны окружающей среды. Система менеджмента ЗАО “Интеравтоматика”, действующая с момента создания предприятия, получила официальное признание, подтвержденное сертификатами DQS (Германия)
èмеждународной сети систем качества IQNet на соответствие требованиям ИСО 9001:1994 в 1997
è2000 гг. и на соответствие требованиям ИСО 9001:2000 и ИСО 14001:1998 в 2003 г.
Основополагающий принцип системы менеджмента качества и окружающей среды ЗАО “Интеравтоматика” – удовлетворение требований к каче- ству, экологической эффективности и интересов потребителя в отношении функций безопасности, пригодности, надежности и экономичности, что достигается вовлечением всего персонала в постоянное повышение эффективности и результативности деятельности и процессов. Для этого используются мероприятия по оцениванию качества и экологических аспектов, постоянному улучшению процессов и процедур, постоянному уменьшению отрицательного воздействия на окружающую среду, позволяющие предупреждать на возможно ранних стадиях возникновение проблем качества и нанесение ущерба окружающей среде.
Требования к качеству и экологической эффективности проекта устанавливаются планом менеджмента качества и окружающей среды, который
26 |
2004, ¹ 1 |

G ' C ' ' # % # " ' " H' '
определяет взаимоувязанные процедуры и мероприятия по обеспечению ресурсами и совместимости процессов, выполняемых на различных этапах (стадиях) создания автоматизированной системы, содержит перечень применяемых законодательных актов и нормативных документов и является постоянным руководством для всех сотрудников, участвующих в выполнении проекта.
Руководитель проекта имеет необходимые полномочия и несет ответственность за достижение целей управления выполнением проекта – выполнение технико-экономических требований, требований к качеству и экологической эффективности, выполнение бюджета, соблюдение сроков, рациональное использование ресурсов, координацию деятельности подразделений, поставщиков (субподрядчиков) и потребителя (заказчика). Ответст-
венность, полномочия и связи персонала, поставщиков и потребителя определены документами организации работ и организационно-техническо- го взаимодействия.
Процедура управления выполнением проекта включает:
планирование сроков, ресурсов, затрат; планирование проведения анализа, верифика-
ции, валидации проекта; идентификацию актуального статуса результа-
тов планирования (поддержание планов, графиков, программ в рабочем состоянии), корректировку отклонений и решение возникающих проблем; административно-техническое руководство и координацию исполнения договорных обяза-
тельств всеми участниками работ; согласование и утверждение результатов работ.
2004, ¹ 1 |
27 |

Модернизация систем контроля и управления ТЭС
Биленко В. А., Лыско В. В., Свидерский А. Г., кандидаты техн. наук
ЗАО “Интеравтоматика”
В настоящее время львиная доля всех работ по АСУ ТП в энергетике связана с техперевооружением. К этой же группе можно отнести работы по привлечению энергоблоков к первичному и нормированному вторичному регулированию частоты и мощности.
За 10 лет своего существования ЗАО “Интеравтоматика” основную часть заказов выполняло для модернизаций (техперевооружения) систем контроля и управления на ТЭС и имеет на своем счету проекты модернизаций от минимальных, связанных с заменой небольшой части системы контроля и управления того или иного узла, до полномасштабных, с заменой всей системы управления крупным энергоблоком (например, 800 МВт) на совершенно другую, обладающую принципиально новыми свойствами.
Цели модернизации. Для автоматики отечественных ТЭС характерны моральный и физический износ КИПиА и старых информационных систем, отсутствие запасных частей, несоответствие возможностей реально работающих подсистем современным требованиям.
Внимание к проблеме модернизации обусловлено либерализацией рынка электроэнергии, влекущей за собой необходимость повышения эффективности производства, а, следовательно, и работы систем управления, а также недостаточной функциональностью старых систем. С модернизацией обычно связано изменение задач, решаемых системой управления, повышение уровня автоматизации.
При проведении ее возникают вопросы как фи- нансово-экономического характера, так и чисто технические.
Технико-экономические проблемы начинаются с постановки задачи, технико-экономического обоснования и четкого понимания, в первую оче- редь, заказчиком, что он хочет получить от модернизации.
Простейшая постановка задачи – замена неработающего на работающее – неудовлетворительна. “Латание дыр” в конечном итоге не приводит к улучшению ни технических, ни экономических результатов.
Модернизация должна приводить к вполне ощутимому новому качеству автоматизированного оборудования, например, к повышению экономич- ности, продлению ресурса оборудования или созданию предпосылок к его продлению, увеличе- нию межремонтных интервалов, снижению (све-
дение к минимуму) числа остановов (в частности, из-за неверных действий персонала); снижению эксплуатационных и ремонтных затрат.
В каждом конкретном случае необходимо анализировать возможности оборудования, оптимизировать объем автоматизации, формулировать технически оправданные достаточные требования к АСУ ТП. Поэтому ЗАО “Интеравтоматика” уделяет большое внимание уточнению и согласованию технических требований, выдвигаемых к конкретной системе.
Модернизация АСУ ТП – ближайшая перспектива работ по АСУ ТП. Основой энергообъединений РАО “ЕЭС России” являются крупные электростанции с энергоблоками высокой единич- ной мощности, работающие по традиционному циклу, а в обозримом будущем и по парогазовой технологии.
При их автоматизации как при новом строительстве, так и при модернизации важны не только финансирование и правильный выбор техниче- ских средств и объема автоматизации, но и правильный выбор концепции автоматизации. ЗАО “Интеравтоматика” стремится поднять уровень автоматизации на отечественных энергоблоках до принятого на современных зарубежных ТЭС. Для этого в стране имеются необходимые программнотехнические средства автоматизации и периферийное оборудование, датчики, исполнительные механизмы и арматура, а также инженерные силы, способные решить проблемы алгоритмического обеспечения и сопровождения, выполнить весь цикл инжиниринговых работ и обеспечить внедрение и доведение “до ума” АСУ ТП.
Проблема сроков при модернизации. Применение современных ПТК, нацеленное на получе- ние реального эффекта при модернизации, требует внесения изменений в кабельные связи, схемы управления, компоновку щита управления и вообще в идеологию управления. В конечном итоге, это выливается в большой объем монтажных и наладочных работ на площадке, которые требуют времени, четкого планирования и могут быть выполнены только на остановленном оборудовании.
При модернизации выполняются, как правило, следующие работы:
обследование, согласование технического задания на проектирование;
проект, заказ оборудования; проект вне границ ПТК (привязка ПТК);
планирование демонтажа и монтажа;
28 |
2004, ¹ 1 |

поставка под монтаж оборудования, не критич- ного с точки зрения монтажа и проверок;
проведение демонтажа и монтажа оборудования; поставка и монтаж средств ПТК, оттестированных для подключения к уже смонтированному
оборудованию; автономная наладка;
комплексная наладка и ввод в эксплуатацию; режимно-технологическая наладка.
В настоящее время ЗАО “Интеравтоматика” имеет возможность выполнить полномасштабную модернизацию АСУ ТП крупного энергоблока в течение 10 мес с момента заключения договора. Такие сроки работ были реализованы для энергоблока 800 МВт Березовской ГРЭС.
Первым и, пожалуй, наиболее важным этапом модернизации является определение ее целей, оценка состояния объекта, финансовых затрат, сроков и др. Основными партнерами при этом являются специалисты конкретной станции.
Недальновидные решения этого этапа, зачастую связанные с ограничениями финансирования, могут привести к распылению сил и средств и, в конечном итоге, к повышенным затратам.
К сожалению, система тендеров, по которым в настоящее время ведется выбор поставщика ПТК, предполагает, что основные цели заказчика уже сформулированы в тендерных требованиях. В результате приходится на начальном этапе проекта – этапе формирования задания для проектирования – возвращаться к вопросам концепции и объема модернизации.
Возможные подходы к модернизации следующие:
1.Полная модернизация – замена и реализация
âАСУ ТП на базе ПТК всех функций. При этом модернизация охватывает все системы контроля и управления, имеющиеся на станции (блоке), и требует максимальных единовременных затрат, однако она по суммарным затратам представляется самой эффективной, так как позволяет достаточно быстро достичь наилучших технических и экономических показателей.
Такая модернизация позволяет, кроме того, получив максимальный начальный эффект, развивать его путем замены и совершенствования отдельных элементов, например, арматуры, повышать уровень автоматизации и др.
Современные ПТК, такие как Teleperm XP-R или PCS7 PS, используемые ЗАО “Интеравтоматика”, позволяют осуществлять оперативное управление при полной модернизации АСУ ТП без использования традиционных средств (ключей, кнопок, приборов). Эти решения многократно использованы на блоках Рефтинской ГРЭС, Березовской ГРЭС-1, ТЭС “Суйчжун” в Китае, Сургутской ГРЭС-1 и других объектах.
При полной комплексной модернизации АСУ ТП современных энергоблоков на базе ПТК решаются все основные функции: дистанционное управление; контроль; сигнализация; защиты, бло-
кировки, АВР; всережимное регулирование; функ- ционально-групповое управление; человеко-ма- шинный интерфейс; разнообразные расчетные и информационные функции.
Мировой и отечественный опыт показывает, что наиболее рациональным является иерархиче- ское построение функций АСУ ТП в сочетании с делением на технологические зоны и узлы (функциональные группы), для которых определены все или часть задач управления.
2.Частичная модернизация – замена отдельных подсистем АСУ ТП.
Например, заменяются подсистема авторегулирования, информационная система и др.
Такой путь требует меньших единовременных затрат, часто и частично реализуется собственными силами станций. Однако, если ставить конеч- ной целью полную модернизацию АСУ ТП (а это неизбежно), то результирующие затраты растут. Это справедливо даже для случая использования одного и того же ПТК для поэтапной модернизации, так как при этом вынужденно принимаются неоптимальные решения по мере наращивания, вносятся изменения в уже работающие подсистемы. Меняется даже идеология управления, которая до какого-то момента может соответствовать только старой, а затем учесть возможности новой техники.
3.“Ползучая” модернизация – постепенно заменяются отдельные части системы на более современные в результате отказов, отсутствия запча- стей, просто, инициативы работников.
Такой путь ведет к появлению самых разнообразных систем и аппаратуры на одной станции и проблем с обслуживанием и не позволяет достичь конечных целей модернизации.
Важным аспектом является анализ состояния основного оборудования и планов станции по его использованию. Полная модернизация оправдана
тогда, когда планируется длительная (более 15 – 20 лет) активная эксплуатация основного оборудования.
Обычно частичная модернизация вызывает больше технических проблем, в первую очередь, с компоновками щитов управления и с необходимостью сочетать традиционные виды оперативного управления с современными “компьютерными”. Это приводит к громоздким, эргономически неудобным решениям, являющимся платой за “частичность” или этапность модернизации. С другой стороны, снижаются требования к надежности и готовности ПТК, так как зачастую в работе остается старый контур дистанционного управления и это удешевляет решения.
Специальные задачи модернизации систем контроля и управления. Существует ряд задач автоматизации отдельных групп оборудования блока, которые могут иметь самостоятельное зна- чение (частичная модернизация) и могут быть реализованы автономно так, что при возможном в последующем расширении АСУ ТП они могут есте-
2004, ¹ 1 |
29 |

|
Эффективность внедрения новой АСУ ТП |
||
Топливная составляющая |
|
|
Технологическая |
|
|
составляющая |
|
|
|
|
|
Повышен КПД котла на 90% |
|
|
Снижение “выбегов” по |
|
|
||
Повышен КПД турбины на 0,1% |
температуре металла поверхностей |
||
|
нагрева котла и паропроводов |
||
|
|
|
Устранение недопустимых |
|
|
||
|
|
|
температурных напряжений в |
|
|
|
элементах турбины |
Другие факторы
Повышение комфортности работы оперативного персонала Сокращение затрат на обслуживание системы и полевого оборудования Снижение вредных выбросов в окружающую среду
Сокращение аварийных остановов по вине персонала Отсутствие отказов ПТК
Сокращение экстплуатационного и ремонтного персонала
Экономия 7400 т условного |
Продление ресурса |
|
|
топлива в год или около |
Влияние оценить сложно |
||
оборудования на 10 % |
|||
400 000 USD â ãîä |
|
||
|
|
! C '4DD ' C ' ' ' '4 # 'EII JK ' D &'L (
ственно интегрироваться в комплексную систему.
Êтаким задачам относятся:
1.Регулирование частоты и мощности, удов-
летворяющее международным нормам.
Для решения этой задачи необходимо усовершенствование САУ турбин – переход на электрогидравлические системы первичного регулирования частоты и решение комплекса задач регулирования частоты и мощности на котле (все регуляторы, завязанные в процессе) и на турбине.
ЗАО “Интеравтоматика” разработало комплексное решение, охватывающее и котельное, и турбинное оборудование, предусматривающее, в ча- стности, решение задач позиционирования и первичного регулирования с циклом 1 – 5 мс, точного измерения частоты вращения, а также реализацию электронной противоразгонной защиты.
2. Приведение схем управления горелками в соответствие с правилами взрывобезопасности.
Сегодня часто для управления горелками применяются контроллеры, не соответствующие нормативам по надежности, готовности и отказобезопасности. ЗАО “Интеравтоматика” внедряет системы на базе техники, имеющей российские сертификаты Горгостехнадзора, а также и других российских и зарубежных организаций и отвечающие, при необходимости, требованиям к “Fail-sa- fe” системам; применяет импортные датчики контроля факела и зажигания, которые с высокой надежностью и качеством работают на Новгородской ТЭЦ с 1995 г. и на Рефтинской ГРЭС с 1997 г.
3. Контроль и коррекция водно-химического режима.
Решение этих задач осуществляется путем организации автоматических измерений химических параметров с помощью надежных датчиков и устройств подготовки проб и управления насоса- ми-дозаторами. При внедрении системы контроля ВХР на Псковской ГРЭС ЗАО “Интеравтоматика” применило, в частности, устройства частотного управления насосами-дозаторами и современные контроллеры; был минимизирован также объем монтажных работ.
К самостоятельным задачам, которые можно решать локальными АСУ ТП, относятся системы технологического контроля генераторов, системы виброконтроля/вибродиагностики и системы релейных защит и автоматики.
Особенности модернизации СКУ различных групп оборудования. По подходу к модернизации АСУ ТП крупных энергоблоков их целесообразно разделить на две группы:
первая группа – энергоблоки мощностью 500, 800, 1200 МВт, в основном введенные в эксплуатацию, начиная со второй половины 70-х годов;
вторая группа – энергоблоки мощностью 200, 300 МВт, массовый ввод которых в эксплуатацию начался с 60-х годов.
При проектировании энергоблоков первой группы были использованы крупные информаци- онно-вычислительные комплексы (И6000, М7000, СМ2М), сроки надежной эксплуатации которых давно истекли, запасные части не выпускаются. Эти ИВК нуждаются в замене. Безусловно, целесообразным и экономически оправданным является устройство на базе выбранного для замены ПТК систем автоматического регулирования, так
30 |
2004, ¹ 1 |

à |
á |
+ K 'MN ' '/ 1' ' '/ 1' C
как все необходимые для их работы аналоговые параметры будут обрабатываться в рамках модернизации ИВК, а реализация собственно управления клапанами и ввода некоторых дополнительных дискретных сигналов увеличит объем системы не более чем на 20%.
Особенно важна реализация автоматического регулирования на новой основе для пылеугольных блоков, работающих с высоким уровнем топливных возмущений и, как правило, без работоспособных регуляторов процесса горения. Для газомазутных блоков модернизация систем регулирования важна для их привлечения к первичному регулированию частоты энергосистемы, предусмотренному последними документами РАО “ЕЭС России”.
Таким образом, для блоков первой группы целесообразна как минимум частичная модернизация с заменой ИВК и реализацией на качественно новом уровне систем авторегулирования. Учитывая вводимый в ИВК объем параметров, а также возможности современных ПТК, существенный выигрыш может быть достигнут при использовании их для новой системы защит. Изменения системы дистанционного управления, перекомпоновки щитов управления и другого оборудования будут при этом минимальными. В качестве второго этапа с учетом еще достаточно долгого срока эксплуатации следует планировать полную модернизацию.
Энергоблоки второй группы вводились в эксплуатацию в течение длительного времени. На них технические решения по построению СКУ, остаточные сроки службы технологического оборудования сильно различаются. На энергоблоках второй группы значительная часть арматуры не электрифицирована, так как в целом технология пускоостановочных режимов для них проще.
По этим причинам осуществление полной модернизации, столь важной для энергоблоков первой группы, для энергоблоков второй группы не так актуально. Она целесообразна, в первую оче- редь, для “молодых” энергоблоков, вводившихся в
эксплуатацию, начиная с конца 70-х годов. При сложностях с ее осуществлением альтернативой может служить поэтапная или частичная модернизация, а для наиболее длительно эксплуатирующихся блоков возможны наиболее простые решения. Для газомазутных блоков – это, в первую оче- редь, реконструкция систем регулирования частоты и мощности в соответствии с приказом ¹ 524 РАО “ЕЭС России”, для пылеугольных блоков – модернизация систем автоматического регулирования и логического управления подачей топлива в котел.
Для отдельных котлов и турбин ТЭС с поперечными связями возможен такой же подход к модернизации СКУ, как для второй группы энергоблоков. Для такого оборудования можно использовать более простые и дешевые ПТК, не подходящие для автоматизации объектов большой информационной мощности.
Некоторые примеры работ ЗАО “Интеравтоматика” по модернизации АСУ ТП Новгородской ТЭЦ (1994 г., котел ¹ 1; 1995 г., котел ¹ 2), Рефтинской ГРЭС (1997 г., ðèñ. 1 è 2), Березовской ГРЭС-1 (2001 г., энергоблок ¹ 1; 2003 г., энергоблок ¹ 2) рассмотрены в статьях настоящего номера журнала.
Кроме этих электростанций, ЗАО “Интеравтоматика” реализованы модернизированные АСУ ТП на Сургутской ГРЭС-1, Первоуральской ТЭЦ, Пермской ГРЭС, Волжской и Орской ТЭЦ и других объектах. На всех станциях новые системы дают реальный эффект.
2004, ¹ 1 |
31 |

Проблема регулирования частоты сети и мощности энергоблоков и ее решение на средствах АСУ ТП
Лыско В. В., Биленко В. А., Свидерский А. Г., кандидаты техн. наук, Меламед А. Д., èíæ.
ЗАО “Интеравтоматика”
Участие энергоблоков в первичном регулировании частоты сети и во вторичном автоматиче- ском регулировании частоты сети и перетоков мощности в энергосистеме, в том числе и в нормированном регулировании по приказу РАО “ЕЭС России” ¹ 524 от 18/IX 2002 г., а также обеспече- ние готовности энергооборудования участвовать в выполнении энергосистемных задач противоаварийной автоматики (ПАА) требуют решения на современном уровне задач регулирования параметров турбины и котла и наличия необходимых технических средств для реализации этого.
ЗАО “Интеравтоматика” накопило значительный опыт построения схем регулирования, обеспечивающих управляемость котлов в полностью автоматическом режиме (в пределах регулировоч- ного диапазона); этот опыт касается как котлов, работающих на газе, так и пылеугольных котлов, которые, как известно, являются значительно более сложными объектами управления, чем газомазутные котлы.
По сравнению с немецким прототипом, в технические средства ТПТС добавлены разработанные ЗАО “Интеравтоматика” и ВНИИА специализированные функциональные модули повышенного быстродействия для решения задач управления турбиной. Разработан также электронный модуль управления электрогидравлическим/электромеханическим преобразователем (ЭГП/ЭМП), встраиваемый в шкаф ТПТС. Специализированный модуль регулирования турбины входит теперь и в состав Simatic S7. Таким образом, впервые весь комплекс задач контроля и управления турбоагрегатом и энергоблоком в целом, включая задачи первичного регулирования частоты вращения и ПАА, реализуется на однородных технических средствах.
К настоящему времени системы автоматиче- ского регулирования частоты и мощности (АРЧМ) на технических средствах АСУ ТП поставки ЗАО “Интеравтоматика” уже реализованы и работают на пылеугольных энергоблоках 800 МВт Березовской ГРЭС-1 [1], на газомазутных и газовых энергоблоках 800 МВт ¹ 2 Пермской ГРЭС [2], 200 МВт ¹ 1 и 2 Щекинской ГРЭС, ¹ 16 Сургутской ГРЭС-1 (на Сургутской ГРЭС работа проводилась совместно с ИК “Кварц”). На нескольких
энергоблоках мощностью 200 и 300 МВт аналогичные системы находятся в стадии разработки и внедрения.
Сразу же после того, как приказом РАО ЕЭС ¹ 368 от 3/VII 2000 г. была поставлена задача обеспечения участия электростанций в первичном регулировании частоты, ЗАО “Интеравтоматика” определило два основных возможных варианта создания систем регулирования частоты и мощности энергоблоков 200 – 800 МВт при реконструкции их АСУ ТП [3].
Вариант 1. Полная одновременная реконструкция АСУ ТП энергоблока с реализацией всех систем автоматики котла и турбины, включая и модернизацию (или, при необходимости, создание) системы регулирования частоты и мощности. Будем называть такие АСУ ТП полномасштабными, понимая под этим АСУ ТП, которые предусматривают автоматизацию практически для всего оборудования энергоблока и всех функций управления.
В рамках полномасштабной автоматизации, в свою очередь, возможны различные варианты автоматизации управления турбиной.
Вариант 1.1. Для энергоблоков, не предназна- ченных к нормированному регулированию (как правило, речь идет о блоках с котлами, работающими на пылеугольном топливе), замена старой электрической части системы регулирования (ЭЧСР) турбины на ЭЧСР на средствах ТПТС или Simatic с сохранением типового набора функций (или создание новой ЭЧСР на этих средствах, если ранее ЭЧСР на энергоблоке отсутствовала).
Реконструкция электрической части системы регулирования турбины или ее создание особенно актуальны в настоящий момент, поскольку для большинства турбин мощностью 200 МВт и менее поставка даже простейших электрических устройств, дополняющих гидравлическую систему регулирования, не предусматривалась, а электроприставка ЭПК-300, комплектно поставлявшаяся ЛМЗ с турбинами К-300, уже давно физически и морально устарела и, по мнению станций, требует немедленной замены. Нуждаются в замене и различные модификации ЭЧСР, поставлявшиеся ЛМЗ комплектно с турбинами К-300 и К-800.
Вариант 1.2. Создание на турбине современной электрогидравлической системы регулирова-
32 |
2004, ¹ 1 |

Nçä, ïë Nçä, íïë f
Ý×ÑÐ
Формирование заданных значений
нагрузки котла и турбины
|
|
|
|
Nçä,âí ïà |
||
Nê, çä |
|
|
ÒÑÒ |
|
|
|
|
|
Nò, çä |
|
|
|
|
Управление |
|
ÒÎ |
Управление |
|
ÏÀÀ |
|
|
нагрузкой |
|
|
|
||
нагрузкой |
|
|
|
|
|
|
|
|
турбины |
|
|
Кратко- |
|
котла |
ÊÎ |
|
в нормальных |
Длительная |
||
|
временная |
|||||
|
|
режимах |
разгрузка |
|
||
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
разгрузка |
|
|
|
|
|
|
|
ÌÊ |
|
ÌÓÒ |
ÝÃÏ |
|
! ' ' , ' ' # &'4 #
ния с цифровым первичным регулятором частоты вращения и реконструкцией гидравлической системы регулирования, в результате которой гидравлическая система заметно упрощается.
Дополнительно к вариантам 1.1 и 1.2 может быть внедрена электронная противоразгонная защита, позволяющая проводить ее испытания без разгона ротора турбины выше номинальной частоты вращения и сохраняющая на время испытаний защиту турбины в работе. При этом имеется возможность автоматической проверки противоразгонной защиты на работающем блоке вплоть до давления, управляющего стопорными клапанами, однако без их посадки.
Вариант 2. При недостатке средств возможно вести работы по внедрению полномасштабных АСУ ТП энергоблоков – что является по существу конечной целью работы специалистов по автоматизации – постадийно, рассматривая систему регулирования частоты и мощности, удовлетворяющую современным требованиям и внедряемую сегодня, как важную часть или первую стадию решения задачи создания АСУ ТП блока. Конечно, само название “система регулирования частоты и мощности” условно: это комплекс основных систем регулирования котла и турбины (несколько десятков регуляторов), использующих в том числе и специализированные модули, обеспечивающие управление быстродействующими системами, связанных единой системой регулирования частоты и мощности, учета технологических ограничений, общей системой отображения информации и связи с оператором. В рамках этой системы реализуются и требования к мониторингу частоты сети и мощности, заданные СО-ЦДУ для каждого энергоблока. Таким образом, уже на этой первой стадии работы возможно качественно и за сравнительно скромные суммы обеспечить доведение регулиро-
вочных характеристик энергоблоков до международных стандартов, сохраняя возможность расширения этих систем на последующих стадиях работы до полномасштабных АСУ ТП.
Естественно, и в этом случае возможны те же решения по автоматизации управления турбиной, которые были перечислены для варианта 1. При этом в случае создания полноценной электрогидравлической системы регулирования турбины (с микропроцессорным первичным регулятором частоты вращения) будут полностью выполнены самые жесткие требования, которые предъявляются в объединенной энергосистеме Западной Европы к участию энергопроизводителей в регулировании частоты сети.
Следует, однако, отметить, что по согласованию с СО-ЦДУ на старых энергоблоках 200 МВт Щекинской ГРЭС, на турбинах которых заводом не были установлены электрогидравлические преобразователи (ЭГП), ЗАО “Интеравтоматика” в экспериментальном порядке внедрило систему АРЧМ, где за счет примененных технических решений нечувствительность по частоте сети в пределах 10 мГц была получена – с целью существенного сокращения затрат – без реконструкции гидравлической части системы регулирования турбины.
Системы АРЧМ по варианту 1.1 реализованы на блоках Березовской, Пермской и Сургутской ГРЭС, по варианту 2 – на блоках Щекинской ГРЭС.
Íà ðèñ. 1 изображена укрупненная структурная схема управления нагрузкой энергоблока для турбины с традиционной гидравлической системой регулирования, на ðèñ. 2 – с электрогидравличе- ской системой, в которой реализован микропроцессорный (электрический) регулятор частоты вращения ротора турбины. Узел формирования за-
2004, ¹ 1 |
33 |

Nçä, ïë Nçä, íïë f
Ý×ÑÐ
Формирование заданных значений
нагрузки котла и турбины
|
|
|
Nçä,âí ïà |
|
Nê, çä |
|
ÒÑÒ Nò, çä |
|
|
|
|
|
|
|
Управление |
ÒÎ |
Управление |
ÏÀÀ |
|
|
нагрузкой |
|
|
|
нагрузкой |
ÊÎ |
|
|
|
турбины |
|
Кратко- |
||
котла |
|
в нормальных |
Длительная |
|
|
временная |
режимах |
разгрузка |
разгрузка |
|
||
|
|
ÌÊ
Электрический
регулятор
скорости
Клапаны турбины
+ , # & 4 # / 4 " # 1
данных значений нагрузки котла Nê.çä и турбины Nò.çä рассчитывает их по сигналам заданных значе- ний плановой мощности Nçä.ïë, неплановой Nçä.íïë и частоты сети f с учетом технологических ограни- чений по турбине (ТО) и котлу (КО), а также температурного состояния турбины (ТСТ). При действии устройств энергосистемной противоаварийной автоматики (ПАА) выполняется длительная и/или кратковременная разгрузка турбины. При долговременной разгрузке от внешних устройств в том или ином виде поступает сигнал разгрузки N çäâí.ïà , на его основе устанавливается новое значе-
ние послеаварийной мощности Nçä.ïà, которое передается также на котел. На рисунках показаны каналы (а не сигналы) связи между функциональными блоками. Каждый канал включает в себя различное число аналоговых и дискретных сигналов.
При создании системы регулирования турбины, работающей в блоке с отечественным прямоточным котлом, особое внимание следует обратить на обеспечение эффективной совместной работы турбины и котла как при нормальной работе (в режиме регулирования частоты сети в соответствии с нормативными документами), так и в пусковых режимах. Как известно, на отечественных прямоточных котлах режим автоматического регулирования давления пара за котлом путем воздействия на котел не используется ни в нормальных, ни в пусковых режимах. В то же время все требования отечественных и международных нормативных документов к энергоблоку в целом должны выполняться.
Как правило, зарубежные фирмы, занимающиеся системами регулирования турбин, всю тяжесть решения этой задачи возлагают на котел, требуя, чтобы системы регулирования и основное оборудование котла обеспечили качественное поддер-
жание давления пара перед турбиной при регулировании ею мощности.
Как уже говорилось ранее, прямолинейное решение – включить на турбине регулятор мощности, а прямоточным котлом обеспечивать поддержание давления пара – в отечественной практике не реализуется.
В противоположность этому система регулирования турбины, внедряемая ЗАО “Интеравтоматика”, ориентирована на совместную работу турбины с отечественными прямоточными котлами и выполнена по структуре, соответствующей принятым в России типовым решениям [4]. Выполняя управление турбиной и котлом на общих програм- мно-технических средствах, ЗАО “Интеравтоматика” объединяет системы регулирования турбины и котла в единую систему регулирования мощности энергоблока, реализующую все требования нормативных документов по регулированию частоты и мощности в нормальных и аварийных режимах. Решения, заложенные в структуре турбинной системы регулирования, а также “открытость” этой системы и возможность осуществлять ее наладку совместно с системами регулирования котла в координации со всем комплексом взаимных динами- ческих связей и развязок (которые, естественно, должны быть реализованы как в системе регулирования турбины, так и в системах регулирования блока и котла) позволяют гарантировать выполнение современных требований к участию энергоблока в регулировании частоты сети и мощности.
Íà ðèñ. 3 более подробно представлена структурная схема системы регулирования мощности энергоблока. Система содержит общеблочную часть, формирующую заданное значение мощности блока, систему регулирования мощности котла (СРМК), систему регулирования турбины (СРТ),
34 |
2004, ¹ 1 |

|
|
çä |
|
|
|
|
|
|
(dtdN ( |
Nïëêîí |
|
От энергосистемных |
|
||
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
регуляторов |
|
|
|
ÒÎ |
|
|
|
|
|
Система |
|
|
|
ÏÀÀ |
ÒÎ |
ÏÀÀ |
|
|
|
|
|
|
|||
технологических |
|
|
ÎÒÇïë |
|
|
ÎÒÇíïë |
|
ограничений |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Nçä.ïë |
|
Nçä.íïë |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Nìàêñäîï |
|
|
|
|
|
|
|
äîï |
|
max |
|
|
|
|
ÒÎ |
|
|
|
|
|
|
|
|
Nìèí |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
min |
|
|
|
|
|
|
|
Nçä |
|
|
|
|
P |
N |
|
Nê÷ |
В систему |
|
P |
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
регулирования |
|
|
|
|
Система |
|
турбины |
|
Система |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
регулирования |
|
ÏÀÀ |
|
регулирования |
ÏÀÀ |
|
|
мощности котла |
|
ÁÐÎÓ |
||||
|
|
|
|
||||
Сигналы |
|
|
|
|
|
|
|
динамических |
|
|
|
|
|
|
|
развязок |
|
|
|
|
|
Клапан БРОУ |
|
|
Wçä |
Bçä |
Vçä |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 ' , ' ' # '-'4 #
систему регулирования БРОУ, а также систему учета технологических ограничений (ТО).
В состав устройства формирования заданной мощности входят следующие узлы:
ограничитель темпа задания плановой составляющей мощности ÎÒÇïë, который формирует текущее задание по мощности и реализует в заданном оператором темпе (dN/dt )çä новое, выставленное оператором конечное задание N ïëêîí ;
ограничитель темпа задания неплановой составляющей мощности ÎÒÇíïë, поступающего от энергосистемного уровня АРЧМ (через станционный уровень АРЧМ или напрямую);
система технологических ограничений (ТО). Оба ОТЗ контролируют расчетные значения
температурных напряжений в турбине, а также реализуют запреты на увеличение и уменьшение текущего задания в зависимости от рабочего диапазона мощности блока и возникших на блоке технологических ограничений. Границы рабочего диапазона мощности блока устанавливаются оператором с помощью задатчиков минимальной и максимальной мощности блока, системой ТО,
учитывающей состав включенного оборудования, и ПАА. Эти границы N ìàêñäîï è N ìèíäîï , наряду с огра-
ничениями по нагрузке корпусов котла (для двухкорпусных котлов), учитываются также при формировании общеблочных ограничений. Сигнал от корректора частоты сети Nê÷ осуществляет коррекцию заданной мощности блока по частоте сети.
Согласно принятым в России типовым решениям [4] автоматическая система регулирования (АСР) мощности блока выполнена как координированная: и турбина, и котел в соответствии с выбранными параметрами настройки участвуют в отработке возмущений по мощности. При этом в статике функция поддержания электрической мощности возлагается на котел, а давления пара – на турбину. Для повышения приемистости в системе регулирования турбины (СРТ) используются дополнительный сигнал по небалансу мощности (разности между ее заданным и фактическим зна- чениями), а также динамический сигнал по изменению заданной мощности (с учетом отклонения частоты).
Отклонение частоты необходимым образом учитывается и при формировании Nê. çä.
Для повышения качества регулирования мощности в СРМК предусмотрена компенсация воздействия перемещения регулирующих клапанов турбины на электрическую мощность, что позволяет “развязать” СРМК и СРТ. Для развязки СРМК с корректорами температурного режима прямоточных котлов предусмотрен ввод динами- чески преобразованных сигналов входных рассогласований корректоров температуры на вход СРМК. Выходным сигналом СРМК является сигнал заданной нагрузки котла, преобразованный в статически и динамически скоординированные
2004, ¹ 1 |
35 |

|
|
|
|
Îò ÏÀÀ |
От системы регулирования |
|
|
||||
|
|
|
|
энергосистемы |
мощности блока |
|
|
|
|||
|
n1 |
|
n2 |
n3 |
N1 N2 |
|
|
|
|
|
|
Формирование сигнала |
Формирование сигнала |
|
|
Задатчик |
|
||||||
|
частоты вращения |
электрической мощности |
|
|
частоты вращения |
||||||
|
|
|
|
dn |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
n |
|
|
|
|
Расчет |
|
|
|
В систему |
|
dt |
Nçä.âí ïà |
|
|
температурных напряжений |
|
||||
|
|
|
|
|
|||||||
регулирования |
|
|
|
и ресурса турбины |
|
|
|||||
мощности |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Nò.çä |
Pò' |
|
|
||||
котла |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
âä |
|
|
|||
|
Корректор |
|
|
|
|
n |
|
Hðê |
|
n |
|
Nê÷ |
частоты |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Регулятор |
Регулятор |
Регулятор |
||||
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
ÏÀÀ |
мощности/давления/ минимального |
разворота |
||||
|
|
|
|
|
|
положения клапанов |
давления |
турбины |
|||
|
|
|
 ÑÐÌÊ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Nçä.ïà |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Регулятор частоты вращения |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Промежуточный |
|
|
|
|
|
|
ÝÃÏ/ÝÌÏ |
|
|
|
перегреватель |
|
|
ÝÃÏ/ÝÌÏ |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
От маслосистемы |
Hðêñä |
регулирования |
|
Генератор
n1 n2 n3
ÖÂÄ |
ÖÑÄ |
ÖÍÄ |
G |
От маслосистемы |
|
|
Выключатель |
генератора |
|
|
|
|
|
регулирования |
|
|
|
|
|
Hðêñä |
|
||
Pò' |
|
|
Мощность |
генератора |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
N1 N2
3 ' , '4 # " &' ' # '
сигналы заданных расходов топлива Âçä, питательной воды Wçä и воздуха Vçä.
Наличие сигналов “развязки”, сформированных в специально рассчитанных “устройствах компенсации”, обеспечивает в многосвязной системе регулирования энергоблока автономность отдельных контуров регулирования, что не только облегчает наладку и ввод системы в эксплуатацию, но и позволяет существенно повысить каче- ство регулирования.
Включение в минимальный объем системы регулирования частоты и мощности регуляторов БРОУ связано с необходимостью обеспечения требуемого графика изменения давления пара перед турбиной, особенно при работе в режиме комбинированного скользящего давления пара. При пониженном давлении пара перед турбиной регуляторы БРОУ работают со скользящей уставкой,
обеспечивая при действии ПАА поддержание давления пара перед турбиной практически на исходном уровне.
Структурная схема электрогидравлической системы регулирования турбины представлена на ðèñ. 4.
Сигнал по частоте вращения, образованный из сигналов трех независимых датчиков, используется для формирования законов первичного и вторичного регулирования частоты (для чего передается через корректор частоты в СРМК). Сигнал по мощности генератора поступает от быстродействующих преобразователей мощности и используется в схемах ПАА, вторичного регулирования мощности и также передается в СРМК.
Регулятор мощности, давления пара и положения клапанов турбины реализует необходимый закон регулирования турбины в режиме комбиниро-
36 |
2004, ¹ 1 |

ванного скользящего давления пара (с учетом дополнительного перемещения клапанов турбины с целью получения заданной статической характеристики турбины при пониженном исходном давлении пара перед турбиной).
Закон регулирования частоты вращения (первичное регулирование) формируется цифровым путем. Выходной сигнал электронной части системы регулирования турбины через электрогидравлические/электромеханические преобразователи (ЭГП/ЭМП) воздействует на регулирующие клапаны части высокого давления Í ðêâä и части среднего
давления H ðêñä турбины, обеспечивая их необходи-
мое перемещение.
В функции модулей, имеющих повышенное быстродействие, входят также прием и расчет сигналов частоты вращения, формирование производной частоты вращения, формирование дискретных сигналов, используемых в схемах защиты по превышению частоты вращения; с помощью этих модулей реализованы и все прочие функции ПАА, которые закладывались в типовую ЭЧСР.
Все решения по реконструкции систем регулирования турбин технически и организационно согласованы с ЛМЗ и выполняются совместно с заводом. Аналогичное согласование и согласие на совместную работу получено для турбин К-300 от харьковского объединения “Турбоатом” и для турбин Т-250 от Уральского турбомоторного завода.
Новые технические средства прошли успешную апробацию на газотурбинной установке ГТЭ-110, на паровых турбинах К-25 Калужского турбинного завода.
На блоках 800 МВт Березовской ГРЭС в составе АСУ ТП, выполненных на средствах ТПТС, внедрены реализованные на этих же средствах ЭЧСР, предназначенные для замены ЭЧСР производства ВЭИ, и в полном объеме реализованы системы АРЧМ пылеугольных блоков, работающих в режиме скользящего давления пара. Введена в эксплуатацию аналогичная система на газовом блоке 800 МВт Пермской ГРЭС.
Список литературы
1.Модернизация АСУ ТП энергоблоков 800 МВт Березовской ГРЭС-1 / Белый В. В., Киселев Ю. А., Савостьянов В. А. и др. – Электрические станции, 2004, ¹ 1.
2.Результаты испытаний противоаварийных разгрузок на энергоблоке К-800-240 Пермской ГРЭС / Черномзав И. З., Рогачев Р. Л., Андриенко В. И. и др. – Электрические станции, 2004, ¹ 1.
3.Проблемы совершенствования регулирования частоты в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка и программные задачи по подготовке к синхронной работе энергообъединений Востока и Запада / РАО “ЕЭС России”. М.: ОРГРЭС, 2002.
4.Система автоматического регулирования частоты и мощности блочных ТЭС с прямоточным котлами / Давыдов Н. И., Меламед А. Д., Трахтенберг М. Д., Фотин Л. П.
– Теплоэнергетика, 1979, ¹ 8.
Опыт реализации информационно-вычислительных задач в составе АСУ ТП
Крутицкий И. В., Конкина Л. А., инженеры
ВТИ – ЗАО “Интеравтоматика”
Внедряемые ЗАО “Интеравтоматика” АСУ ТП структурно включают в себя два уровня: контроллерный и информационно-вычислительный, соединяемые магистральной шиной (или несколькими магистральными шинами) обмена цифровой информацией. Контроллерный уровень реализуется на аппаратуре ТПТС51 и выполняет весь объем функций прямого цифрового управления (защита, блокировка, автоматическое регулирование, логи- ческое управление) и предварительной обработки информации для решения задач верхнего, инфор- мационно-вычислительного уровня. Обработка аналоговой информации производится с шагом дискретности от 40 мс. Передача информации на верхний, информационно-вычислительный уровень для архивирования и расчетов осуществляется через динамически зависимую -функцию в виде пары – значение параметра и время фиксации
этого значения – с точностью временной метки 10 мс.
Верхний, информационно-вычислительный уровень АСУ ТП реализуется либо на базе системы ОМ650 для энергоблоков и других крупных энергетических объектов, либо на базе системы операторских станций WinOS для отдельных турбин и котлов и блоков малой мощности. Остановимся более подробно на ОМ650.
Информационно-вычислительная система ОМ650 строится как распределенная система. Шина терминалов (типа Ethernet) объединяет три типа цифровых устройств: процессорные устройства (PU), серверные устройства (SU) и операторские терминалы (ОТ). Процессорные устройства соединяют шину терминалов с магистральной шиной АСУ ТП и обеспечивают при этом не только функции шлюзов, но и реализацию краткосрочных
2004, ¹ 1 |
37 |

архивов, расчетных функций и др. Серверные устройства отвечают за хранение всей архивной информации и перезапись ее в необходимом объеме на магнитно-оптические диски, а также наряду с PU реализуют расчетные задачи. ОМ650 обладает высокоразвитым математическим обеспечением, ориентированным на распределенную структуру с большим объемом обрабатываемой информации и обеспечивающим решение на инженерном уровне не только всего комплекса задач операторского интерфейса, но и архивации, расчетов, связи с другими системами.
С точки зрения объема накапливаемой и перерабатываемой информации, традиционным решением является архивация всего объема аналоговой
èдискретной информации, поступающей с контроллерного уровня. Другими словами, архивируются все входные аналоговые параметры АСУ ТП
èполученные на их основе расчетные значения; все входные дискретные сигналы (как характеризующие технологический процесс, так и отражающие состояние исполнительных органов); сигналы диагностики состояния периферийных устройств; внутренние сигналы алгоритмов управления и выдаваемые ими на объект команды; сигналы нарушения нормального хода выполнения алгоритмов управления. Автоматически регистрируются и архивируются все действия оперативного персонала: по непосредственному управлению исполнительными органами, по включению или отключению алгоритмов управления или коррекции их работы
èдр. В состав архивируемых включаются и результаты решения расчетных задач.
Все архивные данные доступны для анализа персоналом. Выводятся они в различных формах: протоколы, динамические кривые, диаграммы рабочих точек и др. При этом формирование состава протокола или группы кривых, а также временной диапазон их представления могут задаваться в интерактивном режиме.
Математическое обеспечение ОМ650 для решения расчетных задач включает в себя набор типовых программных модулей и графического пакета САПР FUP-Editor, их объединяющего. Принцип работы FUP-Editor аналогичен пакету GET, используемому для проектирования задач контроллерного уровня АСУ ТП. Кроме того, имеется возможность подключения прикладных программ, написанных на языках высокого уровня, например, СИ.
Система ОМ650 располагает широкими базовыми возможностями по связи с внешними системами (например, DOS-PC). Обмен данными между ОМ650 и внешней системой осуществляется файлами. Передача данных производится посредством протокола ТСР/IP. Формат передаваемых файлов (ASCII) допускает дальнейшую обработку данных разнообразными программными приложениями независимо от используемой технической
базы (например, Excel, СУБД). При этом предусмотрено несколько способов экспорта данных: экспорт текущих значений; архивирование и экспорт значений при их изменении; экспорт архивных данных; экспорт протоколов.
Очевидно, что базовая математика АСУ ТП предоставляет широкие возможности в организации выполнения автоматизированных информаци- онно-вычислительных задач.
Автоматизированные информационно-вычис- лительные задачи являются одной из обязательных функций АСУ ТП и служат для предоставления оперативному и инженерному персоналу ТЭС расчетной оперативной и постоперативной информации о состоянии и условиях эксплуатации оборудования. Целями внедрения на ТЭС автоматизированных расчетных задач является повышение надежности работы оборудования, снижение затрат топлива, улучшение экологических показателей, оптимизация ремонтов и др. К типовым ин- формационно-вычислительным задачам относятся расчет технико-экономических показателей, определение остаточного ресурса элементов оборудования, контроль и анализ пускоостановочных режимов, а также различные диагностические задачи.
При реализации информационно-вычислитель- ных задач особую важность имеет рациональное распределение вычислений между контроллерным и информационно-вычислительным уровнями, а также между АСУ ТП и АСУ верхнего уровня, например АСУ ТЭС. Важно также определить способ функционирования задачи: циклически (on-li- ne), по возникновению события либо по запросу пользователя (off-line).
Вычисления в контроллерах. Прежде всего, на контроллерном уровне производится предварительная обработка информации, которая включает в себя фильтрацию входной информации, всесторонний (аппаратный и параметрический) контроль ее достоверности, коррекцию показаний датчиков расходов с учетом текущих значений параметров рабочей среды, получение результирующего зна- чения параметра при измерении его несколькими датчиками, замещение недостоверной информации, присвоение с точностью до 10 мс меток времени фиксируемым дискретным событиям. Здесь же производится получение комплексных сигналов, вычисление которых использует значения параметров в текущий момент времени работы контроллера или может быть произведено по простейшим рекурентным соотношениям: разности сигналов (в частности, перепады температур); скорости изменения параметров; энтальпии среды; минимального, максимального или усредненного значе- ния однотипной группы параметров или одного параметра за определенный промежуток времени.
В контроллерах могут быть выполнены и более сложные задачи. Например, в составе АСУ ТП энергоблока ¹ 2 Пермской ГРЭС на контроллер-
38 |
2004, ¹ 1 |

ном уровне реализована задача, моделирующая поле температур в роторе турбины. Результаты расчетов (характерные температуры, а также фактические и предельно допустимые перепады температур) передаются на верхний уровень АСУ ТП, где отображаются стандартными средствами ОМ650 в виде динамических кривых. Преимущество реализации задачи на контроллерном уровне заключается в возможности использования полу- чаемой расчетной информации в алгоритмах управления.
Вычисления в программных модулях ОМ650. С помощью типовых программных модулей ОМ650 можно организовать решение практически любой информационно-вычислительной задачи в режиме on-line с циклом поступления исходной информации от 1 с. Типовые программные модули условно могут быть разделены на три уровня. Элементарные программные модули выполняют простейшие операции – формирование счетчиков времени, вы- числение алгебраических и тригонометрических функций и др. Более сложные модули – модули оперативной статистики – осуществляют накопление и статистическую обработку информации в те- чение заданного интервала времени (минуты, часы, сутки, месяцы и др.). При этом предусматривается полная синхронизация времени при обработке различных параметров на идентичных интервалах. Наконец, программные модули верхнего уровня – прикладные модули, решают стандартные теплотехнические задачи, такие как расчет термодинамических функций воды и водяного пара; расчет остаточного ресурса паропровода; расчет внутреннего относительного КПД цилиндра турбины и др. В качестве стандартных предусмотрены модули расчета времени наработки механизмов, агрегатов и др., числа их пусков и остановов. В каждом из программных модулей, кроме числового результата по специальным алгоритмам, производится формирование его признака достоверности.
Организация вычислений в программных модулях ОМ650 обычно производится следующим образом. Исходная информация, поступающая из контроллеров с циклом от 1 до 30 с, с помощью модулей оперативной статистики усредняется на оперативном интервале, длительность которого составляет от 1 до 15 мин. Результаты усреднения обрабатываются по физическим формулам, которые реализуются с помощью прикладных либо элементарных программных модулей. Результаты вычислений с помощью модулей оперативной статистики интегрируются и усредняются на ретроспективных интервалах, длительность которых составляет от 1 ч до 1 мес.
Главным достоинством применения типовых программных модулей ОМ650 при решении ин- формационно-вычислительных задач является то, что расчетная информация формируется практиче-
ски в темпе технологического процесса. Немаловажным является и наглядность построения алгоритмов. Поэтому данным способом решаются многие задачи, особенно связанные с диагностикой состояния и режимов работы оборудования.
Вычисления во внешних системах. Начиная с первых проектов, специалисты ЗАО “Интеравтоматика” работали над концепцией построения интегрированной АСУ ТЭС, для которой “нижним” уровнем является АСУ ТП энергетического оборудования. При такой организации АСУ часть автоматизированных информационно-вычислитель- ных задач должна была быть перенесена на “верхний” уровень. Это задачи, характер расчетов в которых не требует предоставления результатов непосредственно оператору в темпе технологического процесса. К таким задачам относится, например, оценка остаточного ресурса элементов оборудования.
Однако на большинстве электростанций РФ разработка и внедрение АСУ ТЭС в ближайшие годы не планируются. Поэтому на АСУ ТП была возложена нехарактерная задача – обеспечение вычислений в режиме off-line. Подобные вычисления производятся во внешней системе, под которой понимается комплекс прикладных программ, выполненных на языках высокого уровня. Прикладные программы устанавливаются на одном из компонентов ОМ650, например PU, и связываются со стандартным программным обеспечением посредством функций экспорта/импорта данных.
Организация вычислений во внешних системах в режиме off-line производится в следующей последовательности. По запросу пользователя либо событию из архива АСУ ТП “считывается” вся необходимая исходная информация за заданный пользователем либо заранее определенный интервал времени, после чего выполняются все необходимые расчеты. Результаты расчетов представляются в виде текстовых протоколов, которые импортируются в ОМ650.
Для некоторых задач, например, задачи расчета технико-экономических показателей крупных энергоблоков, оказалось целесообразным использовать расчеты во внешней системе и в режиме online с циклом расчета от 5 до 15 мин. При этом на каждом цикле: производится экспорт исходной информации из ОМ650; выполняются расчеты; производится импорт результатов в ОМ650, где они архивируются.
В качестве примеров рассмотрим принципы реализации двух автоматизированных информаци- онно-вычислительных задач “Расчет технико-эко- номических показателей” и “Контроль и анализ пускоостановочных режимов”.
1. Расчет технико-экономических показателей. Главной целью автоматизированной информа- ционно-вычислительной задачи “Расчет техникоэкономических показателей” (ТЭП) является полу-
2004, ¹ 1 |
39 |

Датчики аналоговых и бинарных сигналов, |
|
||||
положения концевых выключателей арматуры, |
|||||
положения выключателей электродвигателей |
Контроллерный |
||||
|
|
|
|
уровень – пред- |
|
|
|
|
|
варительная |
|
|
|
|
|
подготовка исход- |
|
ÒÏÒÑ |
ÒÏÒÑ |
ÒÏÒÑ |
ной информации: |
||
контроль досто- |
|||||
|
|
|
|
||
|
Модули ТПТС51 |
|
верности; поп- |
||
|
|
|
|
равки к показа- |
|
|
|
|
|
ниям датчиков |
|
Операторская |
|
|
|
è ò.ä. |
|
|
|
|
|
||
станция ОМ650 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
Внешняя |
|
|
|
|
прикладная |
||
Внешняя |
|
|
|
||
on-line |
2 |
|
программа |
||
прикладная |
|
||||
5–15 ìèí |
интегрирования |
||||
программа |
|
||||
|
|
|
данных на |
||
расчета |
|
|
|
||
on-line |
3 |
ретроспективных |
|||
оперативных |
|||||
5–15 ìèí |
|
интервалах |
|||
ÒÝÏ |
|
|
|||
|
|
|
|
||
Типовые |
|
|
|
|
|
программные |
Видеограммы |
Архив |
|
||
модули |
|
|
|
|
|
|
|
Протоколы |
|
# C F D C % " ,
"' ' # &' ' ( *
1, 2, 3 – программный модуль соответственно оперативной статистики, экспорта и импорта текущих данных
чение практически в темпе технологического процесса обобщенных фактических и номинальных (нормативных) технико-экономических показателей работы энергоблока и отдельных элементов оборудования, а также определение влияния на удельный расход топлива отклонений фактиче- ских показателей от номинальных. Второй целью является интегрирование и взвешенное усреднение полученных показателей на заданных ретроспективных интервалах.
Задача внедрялась на энергоустановках различ- ной мощности: от 25 МВт (Мутновская ГеоЭС) до 800 МВт (Березовская ГРЭС). При выборе структуры реализации задачи во внимание принимался ряд обстоятельств: объем вычислений; количество устанавливаемой аппаратуры (прежде всего PU); наличие АСУ “верхнего” уровня; требования заказчика. Поэтому применялась различная структура реализации задачи. Однако наш опыт показывает, что оптимальной является структура, показанная на рисунке.
Предварительно обработанная в контроллерах исходная информации поступает в ОМ650, где в типовых программных модулях производится ее усреднение на интервале, длительность которого составляет от 5 до 15 мин. Каждые 5 – 15 мин текущие средние значения автоматически экспортируются во внешнюю систему, где в прикладной программе расчета оперативных ТЭП производится основной расчет на оперативном интервале. Результаты основного расчета каждые 5 – 15 мин автоматически импортируются в ОМ650, где производится их запись в архив, а также выборочное
отображение на видеограммах. Все результаты основного расчета на оперативном интервале могут быть представлены в виде текстовых протоколов, а также динамических кривых.
Записанные в архив результаты расчетов на оперативном интервале по запросу пользователя экспортируются во внешнюю систему. Во внешней прикладной программе интегрирования данных на ретроспективных интервалах производятся расчеты выходных технико-экономических показателей за заданный пользователем интервал (сутки, месяц и др.). Результаты расчетов на ретроспективных интервалах предоставляются пользователю в виде протоколов, которые могут быть импортированы в ОМ650.
Контроль и анализ пускоостановочных режимов. Качество пуска либо останова основного теплоэнергетического оборудования определяется, главным образом, количеством и качеством нарушений критериев надежности. Целью задачи является улучшение оперативного контроля и постоперативного анализа качества пускоостановочных режимов. Это осуществляется:
организацией предупредительной технологи- ческой сигнализации о нарушениях критериев надежности оборудования;
автоматическим построением прогнозных гра- фиков-заданий изменения основных параметров;
статистической обработкой информации на интервалах пуска либо останова.
Критериями надежности могут быть как прямые измерения, так и вычисленные параметры – максимальные (минимальные) значения из группы однотипных параметров, перепады температур и скорости изменения температуры. Организация технологической сигнализации о нарушениях критериев надежности имеет ряд особенностей: уставка сигнализации может быть переменной, т.е. ее значение изменяется в зависимости от условий работы оборудования; кроме того, сигнализация практически всегда имеет условия ввода и вывода. Очевидно, что вычисление критериев надежности (если это не прямые измерения) и формирование сигнализации должно производиться на контроллерном уровне. Результаты расчетов (вычисленные критерии надежности, факты срабатывания сигнализации) передаются в ОМ650, где отображаются на видеограммах оперативного управления, архивируются, входят в различные протоколы, а также используются при дальнейших расчетах.
Графики-задания изменения основных параметров энергоблока при пуске разрабатываются на основании типовых графиков-заданий с учетом особенностей оборудования либо на основании специальных расчетов и входят в комплект типовой пусковой документации. В состав графиковзаданий могут входить зависимости от времени следующих параметров: расхода топлива; температуры острого пара; температуры вторично пере-
40 |
2004, ¹ 1 |

гретого пара; давления свежего пара; скорости вращения ротора турбины; активной мощности генератора. Вид перечисленных зависимостей определяется типом пуска: из холодного, из неостывшего либо из горячего состояний. В качестве объективного фактора, определяющего тип пуска, в зависимости от применяемой технологии выбирается предпусковая температура металла верха ЦВД либо ЦСД турбины.
Под автоматическим построением прогнозных графиков-заданий понимается построение на экране операторского терминала оптимального (в зависимости от выбранной предпусковой температуры) закона изменения каждого из параметров и вывод на ту же зависимость фактических значе- ний параметров. При значительном отклонении фактического значения параметра от графика-за- дания предусматривается предупредительная сигнализация. Расчетные алгоритмы организуются с
помощью программных модулей ОМ650. Результаты представляются
посредством динамических кривых и диаграмм рабочих точек.
Целью статистической обработки информации на интервалах пуска или останова является полу- чение итоговой постоперативной информации о нарушениях критериев надежности. При статисти- ческой обработке вычисляются максимальные и минимальные значения критериев надежности, длительности и количества их отклонений от предельно допустимых значений и др. Статистиче- ская обработка информации производится во внешней системе по запросу пользователя. Результаты предоставляются в виде текстовых протоколов, которые импортируются в ОМ650.
Задача внедрена на энергоблоках мощностью 800 МВт Березовской и Пермской ГРЭС.
АСУ ТП Мутновской геотермальной электростанции
Идзон О. М., Иванов В. В., Илюшин В. В., Никольский А. И., инженеры
ЗАО “Интеравтоматика” – ФГУП “ВО”Технопромэкспорт” – АО “Наука”
Мутновская ГеоЭС предназначена для производства электрической энергии при использовании геотермального тепла. Электростанция состоит из двух условных энергоблоков, каждый из которых включает парогенерирующую и паротурбинную части.
В парогенерирующую часть каждого энергоблока входят геотермальные скважины, система трубопроводов подвода пароводяной смеси от скважин к сепаратору первой ступени и сепаратор первой ступени, удаленный от скважин на расстояние порядка 1 км.
Главной особенностью геотермальных скважин является существенное различие их производительности (примерно в 10 раз) и степени паросодержания (от 30 до 100%), которые к тому же подвержены временным циклическим изменениям.
Трубопроводы за сепараторами первой ступени двух энергоблоков имеют технологическую поперечную связь (перемычку).
В относительной близости от сепараторов первой ступени (около 200 м) располагается главный корпус электростанции, содержащий оборудование паротурбинной части, основное оборудование которой имеет блочную структуру без технологи- ческих поперечных связей. Паротурбинная часть каждого энергоблока состоит из сепаратора второй ступени и паровой турбины мощностью 25 МВт с конденсатором смешивающего типа и градирней.
Тепловой цикл электростанции и особенности тепловой схемы. Принципиальная технологи- ческая схема МГеоЭС показана на ðèñ. 1.
Пароводяная смесь (ПВС) из геотермальных скважин по системе трубопроводов поступает в сепараторы первой ступени, где происходят предварительная сепарация и очистка от примесей.
На каждом из трубопроводов подвода ПВС к сепараторам установлены:
позиционная задвижка на начальном участке (за скважиной);
система из двух электрифицированных задвижек непосредственно перед сепаратором: на самом трубопроводе ПВС и на линии сброса ПВС в шумоглушители помимо сепаратора.
Кроме этого, на двух трубопроводах подвода ПВС к сепараторам (по одному на каждый сепаратор) имеются регулирующие клапаны на байпасах электрифицированных задвижек перед сепараторами, которые используются в пусковых режимах.
Для обеспечения возможности работы каждого из сепараторов первой ступени не только на свою турбину, но и, в случае необходимости, на турбину другого блока паропроводы этих сепараторов соединены перемычкой с электрифицированной секционной задвижкой (СЗ).
Для сброса излишков пара в шумоглушители в перемычке установлены четыре регулирующих клапана (по два с каждой стороны секционной задвижки).
2004, ¹ 1 |
41 |

1 |
2 |
3 |
|
||
|
|
7 |
6 |
4 |
5 |
|
|
|
В бассейн 15 аварийного
сброса
|
1 |
2 |
11 |
|
|
|
3 |
|
|
10 |
|
|
12 |
7 |
4 |
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
6 |
|
К реинжекционным |
|
В бассейн |
|
|
Горячая вода |
аварийного |
|
|
|
скважинам |
на нужды |
сброса |
|
|
|
теплофикации |
8 |
9 |
|
14 |
|
|
|
|
|
13 |
Конденсат электростанции |
|
|
! C ' , # " ' , 'JL ( *
1 – паровая турбина; 2 – генератор; 3 – градирня; 4 – конденсатор; 5 – насосы охлаждающей воды; 6 – насосы промывочной воды; 7 – сепаратор второй ступени; 8 – насосы котлована; 9 – пруд аварийного сброса; 10 – шумоглушители; 11 – сепаратор первой ступени; 12 – насосы сепарата; 13 – насосы закачки консерванта; 14 – реинжекционные скважины; 15 – продуктивные скважины
В номинальном режиме сепараторы первой ступени работают при таких параметрах пара на выходе: расход 44,5 кг/с, давление 6,5 кгс см2, температура 162°С, степень сухости 99,9%.
Сепарат из сепараторов первой ступени четырьмя насосами откачивается в три скважины реинжекции. Часть этого расхода (около 300 т ч) используется для подогрева воды на теплофикацию.
Отсепарированный пар после сепараторов первой ступени по двум паропроводам (по одному на каждый энергоблок) направляется в сепараторы второй ступени. На каждом из паропроводов установлены по две электрифицированные задвижки: за сепаратором первой ступени и перед сепаратором второй ступени.
Задвижка перед сепаратором второй ступени снабжена байпасом, используемым в пусковых режимах для прогрева сепаратора, на котором установлены запорно-регулирующий клапан и “руч- ная” запорная задвижка.
В номинальном режиме сепараторы второй ступени работают при следующих параметрах пара на выходе: расход 44,4 кг с, давление 6,4 кгс см2, температура 161,3°С, степень сухости 99,98%.
Сепарат из сепараторов второй ступени под действием перепада давления отводится в глушители бассейна аварийного сброса через водо-водя- ные теплообменники, где служит греющей средой для промывочной воды сепараторов второй ступени. Вода на промывку сепараторов подается насосами из конденсаторов.
После сепаратора второй ступени отсепарированный пар по двум паропроводам, соединенным перемычкой, подается к турбине. Из перемычки осуществляются отборы пара к эжекторам системы удаления неконденсирующихся газов и к системе уплотнений турбины.
Паропроводы подвода пара к турбине оснащены главными паровыми задвижками (ГПЗ) с байпасами, на которых установлены запорно-регули- рующие клапаны.
Узел парораспределения турбины включает два стопорных клапана (быстрозапорные захлопки) и два регулирующих клапана (регулирующие заслонки). Предусмотрены линии дренирования быстрозапорных захлопок и регулирующих заслонок (РЗ) с электрифицированной арматурой. После узла парораспределения пар поступает в проточную часть турбины и после последних ступеней отводится в конденсатор смешивающего типа.
42 |
2004, ¹ 1 |

В конденсаторе смешивающего типа осуществляются конденсация отработавшего пара при его смешении с холодной циркуляционной водой и удаление насосами в градирню. Градирня – мокрого типа с вентиляторами принудительного охлаждения распыленной воды потоком воздуха. Из градирни избыток воды из системы охлаждения отка- чивается насосами реинжекции две скважины реинжекции.
Отсос неконденсирующихся газов из парового пространства конденсатора осуществляется основными эжекторами, питание которых производится свежим паром из главных паропроводов. Основные эжекторы снабжены охладителями смешивающего типа. Конденсат греющего пара направляется в конденсатор для смешения.
Паровая турбина Калужского турбинного завода снабжена системой смазки, включающей маслобак, пусковой и главный маслонасосы, причем, главный маслонасос размещен на одном валу с ротором турбины. Система маслоснабжения – общая для турбины и генератора.
Паровая турбина имеет валоповоротное устройство.
Паровая турбина с генератором снабжена замкнутым контуром охлаждения с насосами замкнутого контура, в который включены маслоохладители турбины и газоохладители генератора. Подпитка замкнутого контура осуществляется из бака, питаемого водой из артезианской скважины.
Система концевых уплотнений турбины имеет камеры подвода уплотняющего пара из коллектора уплотнений, который питается свежим паром из главных паропроводов до ГПЗ, и эжекторы уплотнений, питание которых обеспечивается так же, как и основных эжекторов из общего коллектора.
Расход пара в турбину регулируется двумя параллельно работающими регулирующими заслонками (РЗ). Приводами РЗ служат два сервомотора, положение которых определяет свой для каждого сервомотора отсечной золотник. Управление отсечным золотником осуществляет электрогидравлический преобразователь (ЭГП), который, в свою очередь, получает входные воздействия от электронного регулятора, реализованного в програм- мно-техническом комплексе (ПТК) АСУ ТП.
Комплекс технических средств АСУ ТП Мутновской ГеоЭС.
Структура комплекса. Структурная схема комплекса технических средств АСУ ТП МГеоЭС показана на ðèñ. 2. АСУ ТП энергоблока, выполненная на базе аппаратуры ТПТС51 и ОМ650, состоит из следующих частей:
объекта управления с датчиками и приводами выключателей. Информация с объекта управления и команды на него поступают через панели промклеммников и панели промреле. Связь осуществляется индивидуальными проводными соединениями;
панелей промклеммников и промреле. С этих панелей осуществляется передача сигналов на устройства нижнего уровня управления – шкафы с контроллерами ТПТС51. Связь осуществляется индивидуальными проводными соединениями;
аппаратуры ТПТС51 (нижний или первый уровень управления), которая представляет собой распределенную микропроцессорную систему и выполняет весь объем функций прямого цифрового управления (защиты, блокировки, автоматическое регулирование, логическое управление всех уровней, а также предварительная обработка информации для решения задач верхнего уровня). Связь между модулями в пределах одной AS системы производится по внутренней цифровой резервированной шине. Связь между AS системами осуществляется по системной шине RS485 и по резервированной шине дальней связи CS275 в цифровом виде;
аппаратуры ОМ650. Это – верхний, информа- ционно-вычислительный и управляющий уровень АСУ ТП, связанный с нижним контроллерным уровнем ТПТС51 через магистральные шины CS275 и представляющий распределенную цифровую систему, в которой шина терминалов объединяет устройства обработки и передачи сигналов PU, серверные устройства SU и операторские терминалы ОТ. На верхнем уровне АСУ ТП реализуются задачи оперативного контроля и управления, архивирования, протоколирования информации, а также расчетные задачи;
сервера удаленного доступа, осуществляющего через спутник связь с центром управления в Москве.
Организация управления. Главный щит управления Мутновской ГеоЭС (ГЩУ) является рабо- чим местом операторов станции. На ГЩУ установлены пять операторских терминала, четыре из них имеют по два монитора и один операторский терминал с одним монитором. Каждый операторский терминал снабжен клавиатурой и мышью для реализации управления через комплекс ОМ650.
Операторские терминалы работают независимо друг от друга, что позволяет персоналу использовать несколько мониторов, оперируя с различ- ными участками технологического процесса, а также с разными элементами программного обеспечения, например, с видеограммами и с протоколами.
С любого из мониторов можно вести наблюдение за состоянием технологического и электротехнического оборудования энергоблоков и общестанционного оборудования.
Рядом с ГЩУ расположены лазерные и матричные принтеры для вывода данных на бумажные носители, оборудовано рабочее место администратора ОМ650 и установлена рабочая станция ES680, через которую, при необходимости, можно
2004, ¹ 1 |
43 |

|
|
|
Операторские станции ОМ650 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
ÎÒ1 |
ÎÒ2 |
ÎÒ3 |
ÎÒ4 |
|
ÎÒ5 |
|
1 |
|
|
3 |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
|
|
|
|
6 |
|
7 |
|
ÌÎÄ |
|
|
8 |
|
|
9 |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
ÌÎÄ |
|
|
|
|
|
К маршрутизатору |
|
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
U/I U/I |
U/I U/I |
U/I U/I |
U/I U/I |
U/I U/I |
U/I U/I |
U/I U/I |
U/I U/I |
U/I U/I |
U/I U/I |
U/I U/I |
U/I U/I |
U/I U/I |
||||
13 |
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
GE |
GE |
GE |
GE |
GE |
GE |
GE |
GE |
GE |
GE |
GE |
GE |
GE |
|
|||
GE |
GE |
GE |
GE |
GE |
GE |
GE |
GE |
GE |
GE |
GE |
GE |
GE |
|
|||
EE |
EE |
EE |
EE |
EE |
EE |
EE |
EE |
EE |
EE |
EE |
EE |
EE |
|
|||
EE |
EE |
EE |
EE |
EE |
EE |
EE |
EE |
EE |
EE |
EE |
EE |
EE |
|
|||
AS 220 EA |
AS 220 EA |
AS 220 EA |
AS 220 EA |
AS 220 EA |
AS 220 EA |
AS 220 EA |
AS 220 EA |
AS 220 EA |
AS 220 EA |
AS 220 EA |
AS 220 EA |
AS 220 EA |
|
|||
|
|
10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
11 |
|
|
12 |
|
|
|
|
|
|
17 шкафов |
13 шкафов |
ì
+ ' , ' ' , " ,' ' O' ' 'J &'L ( *
1 – матричный принтер; 2 – струйный цветной принтер; 3 – инженерная система ES 680; 4 – шина терминалов SINEC H1F0; 5 – резервированная магистральная шина CS275; 6 – обрабатывающее устройство PU; 7 – обрабатывающее серверное устройство PU SU; 8 – øëþç coupling PC; 9 – сервер удаленной связи; 10 – шкафы питания; 11 – шкафы промреле; 12 – кроссовые шкафы; 13
– шкаф УСО Oscillostore, Oscillostore на 328 сигналов
корректировать программно-алгоритмическое и видеограммное обеспечение АСУ ТП.
Описание комплекса ОМ650 при управлении с ГЩУ. Система управления и контроля ОМ650 – составная часть АСУ ТП Мутновской ГеоЭС, реализованная на базе аппаратуры ТПТС51 и совмещающая функции операторской станции и информационной системы.
Основными задачами ОМ650 являются: предоставление информации оператору о теку-
щем состоянии оборудования и выполнении автоматизированных функций;
организация дистанционного управления; сигнализация о нарушениях в работе оборудо-
вания и отказах АСУ ТП; решение информационно-вычислительных за-
дач; формирование оперативной и отчетной доку-
ментации.
Информация представляется на мониторах операторских терминалов в виде видеограмм. Управление объектами происходит через стандартные окна управления, которые открываются после выбора мышью управляемого символа видеограммы (пиктограммы).
Принципы построения программно-алго- ритмического обеспечения АСУ ТП МГеоЭС.
Структура ПТК АСУ ТП. Программно-алгоритмическая часть АСУ ТП
имеет иерархическую структуру, показанную на ðèñ. 3.
Самый нижний уровень этой иерархии образует логика контроля и управления арматурой (задвижки, соленоидные и регулирующие клапаны, двигатели и т.д.), т.е. логика разрешений и неотключаемых блокировок.
Следующий уровень создают устройства автоматического ввода резерва (АВР), блокировки и автоматические системы регулирования (АСР), управляющие арматурой, образующей ту или иную технологическую группу. Блокировки, АВР и АСР имеют два основных режима: “ДИСТ” и “АВТ”. При этом логика переключений, осуществляемая блокировками и АВР, становится активной только в режиме “АВТ”. Выбор режима доступен как оператору, так и программам следующего, более высокого уровня управления.
На этом уровне располагаются пошаговые программы, управляющие отдельными технологиче- скими системами (программы пуска систем вторичной охлаждающей воды, главной охлаждаю-
44 |
2004, ¹ 1 |

щей воды, прогрева сепаратора II ступени, системы удаления НКГ, разворота турбины, включения генератора в сеть). Каждая из перечисленных программ переводит соответствующую систему из произвольного начального состояния во вполне конкретное конечное состояние, необходимое для устойчивой работы блока. Как уже было сказано, задача этих программ – управлять АВР, блокировками, АСР и непосредственно арматурой, составляющей данную технологическую систему.
Наконец, в АСУ ТП МГеоЭС существует программа наивысшего уровня иерархии – программа пуска-останова блока, которая управляет перечисленными пошаговыми программами, запуская их в нужной очередности. Кроме того, эта программа опускается и до уровня управления теми блокировками и АВР и даже непосредственно арматурой, которые оказались вне управления автоматики более низких уровней.
Необходимо отметить, что из-за наличия множества ручной арматуры операции заполнения трубопроводов рабочей средой не вошли в объем автоматизации и выполняются либо по месту, либо дистанционно оператором. С учетом этого замеча- ния при полностью исправных и подключенных к ПТК АСУ ТП арматуре и датчикам оператору достаточно запустить всего лишь самую “верхнюю” программу пуска-останова блока, чтобы пройти все пусковые операции и выйти на начальную нагрузку 2 МВт. Дальнейшее изменение нагрузки происходит по согласованию с диспетчером энергосети дистанционно оператором.
Организация режимов рабочих нагрузок и автоматическое регулирование основных параметров МГеоЭС. Изначально предполагалось, что МГеоЭС в режиме рабочих нагрузок должна обеспечивать максимально возможную при текущей производительности скважин выработку электроэнергии при условии поддержания заданного зна- чения давления в паровой магистрали между сепараторами первой и второй ступеней. Реально, однако, оказалось, что этот режим – всего лишь эпизодически возникающий, когда потребности выда- чи электроэнергии по диспетчерскому заданию равны или превышают возможности МГеоЭС. Основным же режимом МГеоЭС стал как раз режим работы по диспетчерскому графику. Вообще же имеются следующие режимы работы МГеоЭС.
Статические режимы. Работа на общую сеть:
поддержание заданной мощности со статиче- ской неравномерностью по частоте;
поддержание частоты 50 Гц в режиме работы на общую сеть;
поддержание заданной степени открытия клапанов турбины со статической неравномерностью по частоте.
Работа на выделенную сеть, в частности, режим плавки гололеда.
Программа пуска/останова блока
Система |
маслоснабжения |
программа |
Системапервичной |
охлаждающейводы |
Система |
регулированиятурбины |
программа |
|
|
программа |
программа |
Система |
промывочнойводы |
программа |
Система |
реинжекционногоконденсата |
программа |
|||||||||||||||
|
|
вторичнойСистема |
охлаждающейводы |
|
|
|
|
|
|
главнойСистема |
охлаждающейводы |
Система |
удаленияНКГ |
второйСепаратор |
ступени |
|
|
|
Разворот |
турбины |
|
|
|
Включение |
генераторасетьв |
|||||||
|
|
|
Пошаговая |
|
|
|
|
|
|
|
Пошаговая |
|
|
|
Пошаговая |
|
Пошаговая |
|
|
|
|
Пошаговая |
|
|
|
|
Пошаговая |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Блокировка |
|
Блокировка |
|
Блокировка |
|
|
|
|
|
Блокировка |
|
|
|
Блокировка |
|
Блокировка |
|
Блокировка |
|
Блокировка |
|
Блокировка |
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ÀÂÐ |
|
ÀÂÐ |
|
ÀÂÐ |
|
|
|
|
|
|
|
|
ÀÂÐ |
|
|
|
|
|
ÀÂÐ |
|
|
|
|
ÀÂÐ |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Датчики |
Датчики |
Датчики |
Датчики |
Датчики |
Датчики |
Датчики |
Датчики |
Датчики |
Датчики |
Датчики |
Последовательность пуска системы
2 ' '
Работа в режиме холостого хода. Регулятор разворота.
Динамические режимы:
отключение генераторного выключателя (переход в режим холостого хода);
отключение трансформаторного или линейного выключателя (переход в режим собственных нужд);
неконтролируемое АСУ ТП отключение станции на выделенную нагрузку, в частности, в режим собственных нужд;
включение режима плавки гололеда.
Во всех режимах работают стерегущий регулятор минимального давления и ограничитель максимального значения мощности турбины (27,5 МВт).
Устойчивая работа станции во всех перечисленных режимах обеспечивается главным образом поддержанием следующих регулируемых параметров: частоты вращения турбины, вырабатываемой ею мощности и давления пара после сепараторов.
Описание регулятора турбины (ðèñ. 4). Èç-çà множества задач, возложенных на регулирующие клапаны, система регулятора турбины состоит из нескольких регуляторов, каждый из которых берет
2004, ¹ 1 |
45 |

|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ÓÏ ÐÇ 1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ÐÇ 1 |
|
|
|
|
|
ÏÈ |
–+ |
|
|
|
|
Корректирующие |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ÓÏ ÐÇ 2 |
|
|
|
|
|
|
|
регуляторы положения |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Предвыбор |
|||
Пошаговая |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
клапанов |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пусковой |
|||
программа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ÏÈ |
–+ |
|||||
|
пуска турбины |
|
|
|
|
ÐÇ 2 |
|
|
|
|
|
заслонки |
|||||
|
Тепломеханическое состояние турбины |
|
|
Синхронизация генератора |
|
Генераторный |
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
Àâò. Задатчик |
|
|
|
|
|
|
|
выключатель выкл. |
|
|
|
||||
|
Программатор |
+– |
|
|
|
|
|
ÏÈ |
|
1 |
2 |
||||||
|
разворота |
|
|
оборотов |
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
Автоподстройка |
|
|
|
|
|
|
|
||||
Регулятор разворота |
|
|
|
nçä |
|
|
|
ó = 4,5 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ïî N< 3 Ìâò |
|
|
Обнуление |
|
|
|
||
|
Частота вращения n, îá/ìèí |
|
|
Ê = 0,4 |
Ê = 0,25 |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ê |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ê = 1,8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Автоподстройка |
Откл. цирк. насоса |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ïî ÓÏ > 40% |
|
|
Ñ.Í. |
|
|
|
|
Регулятор мощности |
Задатчик |
|
|
Ê = 4 |
|
|
Êð = 0,33 |
30% |
|
10% |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
Задатчик |
|
|
|
|
|||||||
Регуляторы положения |
мощности |
|
|
|
|
|
|
+ |
|
|
|
+ |
1 |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
положения |
|
|
||||||
Nçä |
+ |
|
Ê |
|
|
+ |
Ê |
+ |
|
+ |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
клапанов |
– |
|
|
|
|
клапанов |
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
ó = 2 |
|
|
|
Òè = 5 + |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
È |
|
|
Îòêë â äèñò. |
|
|
|
|||
|
Мощность блока N, ÌÂò |
|
|
|
|
|
|
|
x1 |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
Замораживание |
|
авария |
|
|
|
|
|||||
|
Êð = 0,8 |
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
в авт./ одна заслонка |
ó<0 |
|
x1<x2 |
|
x2 |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
Êð = 0,4 |
|
|
|
|
R |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
Авт Задатчика & |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
S |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
полож. клапанов |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
– |
в авт./ две заслонка |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Стерегущий регулятор |
Nçä = |
|
|
Ê = 4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
+ |
Ê |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
28 ÌÂò |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
максимальной мощности |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Давление в сепараторе 2-ст. Ð, áàð |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
MIN |
|
|
|
|
|
++ |
|
|
|
|
|||||
Стерегущий регулятор |
Ðçä = |
|
+ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
– |
Ê |
|
|
ó = 2% |
Êð = 1 |
È |
|
Отслеживание |
|
|
|
||||||
минимального давления |
= 5 áàð |
|
Ê = 8 |
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
Òè = 10ñ |
|
|
|
|
|
|
3 C ' , ' ' # '
на себя управление клапанами в зависимости от режимов работы блока. Все переключения между регуляторами происходят безударно.
Регулятор разворота турбины представляет собой ПИД-регулятор с изменяемой структурой, автоподстройкой параметров при изменении режимов работы блока и сложным формированием задания. Регулятор воздействует на один из клапанов, выбранный оператором кнопкой предвыбора с экрана операторской станции.
Задатчик оборотов регулятора разворота турбины имеет автоматический и дистанционный режимы работы. В дистанционном режиме задание изменяется с экрана операторской станции со скоростью частоты вращения 100 об мин воздействием на кнопки “Б”, “М” и “Стоп” или мгновенно че- рез экранную клавиатуру ввода значений. В автоматическом режиме задание поступает от программатора разворота через ограничитель темпа задания.
Пошаговая программа пуска турбины, воздействуя дискретными сигналами на программатор разворота и ограничитель темпа задания, организует график разворота турбины со следующими выдержками времени для прогрева и скоростями увеличения частоты вращения:
мгновенно при выходе на 700 об мин; прогрев 10 мин; 200 об мин2 при выходе на 1300 об мин; прогрев 15 мин;
1000 îá ìèí2 при выходе на 2200 об мин;
прогрев 10 мин; 100 об мин2 при выходе на 3000 об мин.
Сборный сигнал о тепломеханическом состоянии турбины приостанавливает программатор разворота для обеспечения возможности выявления причин неполадок. При частоте вращения n > 2850 об мин отключается дифференциатор, изменяются коэффициент усиления Êð и постоян-
ная времени Òè |
регулятора. После |
выхода на |
n > 2950 îá ìèí |
дается команда на |
синхрониза- |
цию для включения в сеть, при этом интегратор отключается от входа регулятора и используется для подгонки частоты вращения турбины под частоту сети.
После включения в сеть, о чем свидетельствуют замкнутые выключатели генератора и трансформатора, управление регулирующими заслонками берет на себя регулятор положения клапанов, а интегратор регулятора разворота обнуляется.
Возврат на регулятор разворота после включе- ния генератора в сеть осуществляется только при отключении генератора от сети – режим холостого хода. При этом регулятор разворота начнет поддерживать частоту вращения 3000 об мин с соответствующими настройками Êð è Òè.
Регулятор положения клапанов турбины представляет собой задатчик положения клапанов с корректором по частоте сети (примерно 5% неравномерности). Регулятор начинает воздействовать на обе регулирующие заслонки турбины по сигналу включения в сеть. Задание изменяется операто-
46 |
2004, ¹ 1 |

N, ÌÂò n, îá/ìèí |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
25 |
250 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20 |
200 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
15 |
150 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10 |
100 |
|
|
n |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
5 |
50 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
N |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5 |
10 |
15 |
20 |
25 |
30 |
35 |
40 |
45 |
50 |
55 |
t, c
E A " - H" # H"
/ ' '+E JK ' 'PP1
ром с экрана операторской станции со скоростью 20% мин воздействием на кнопки “Б”, “М” и “Стоп” или мгновенно через экранную клавиатуру ввода значений.
Âавтоматический режим задатчик может включить только оператор. В этом случае клапаны турбины управляются регулятором мощности.
Âаварийных режимах управление автоматиче-
ски переключается с регулятора мощности на регулятор положения клапанов путем перевода задатчика в режим “ДИСТ”. В этом режиме может осуществляться автоматическое управление задат- чиком через отслеживание им заданных значений по заранее определенным дискретным сигналам, характеризующим то или иное состояние технологического процесса.
Аварийными режимами являются: недостоверность сигнала электрической мощ-
ности; отклонение фактической частоты вращения
турбины от заданной более чем на 30 об мин; резкое снижение мощности (больше 3,0 МВт в
период до 176 мс); резкое повышение частоты вращения турбины
(больше 30 об мин в период до 172 мс); отключение одного из циркнасосов; режим собственных нужд, определяемый сле-
дующими сигналами: отключение трансформаторного выключателя; резкое изменение электриче-
ской мощности |
(больше |
3 МВт в период до |
176 мс); резкое |
снижение |
мощности (больше |
10,0 МВт в период до 176 мс); резкое повышение мощности (больше 10,0 МВт в период до 176 мс).
Сигналы, переводящие задатчик положения в режим отслеживания, и соответствующие им уставки положения клапанов представлены в таблице в порядке убывания их приоритета.
Во всех приведенных в таблице случаях, кроме первого, после автоматической отработки задатчи- ком сигналов отслеживания оператор сохраняет возможность управления задатчиком положения клапанов с экрана операторской станции.
Коррекция по частоте осуществляется с переменным коэффициентом усиления Ê = 0,25 при мощности ниже 3,0 МВт и К = 0,5 при увеличении электрической мощности более 4,5 МВт. Потребность в переменном коэффициенте усиления связана с существенной нелинейностью расходных характеристик регулирующих заслонок.
Регулятор мощности. При постановке на “АВТ” задатчика положения клапанов в работу вступает регулятор мощности. Регулятор мощности турбины представляет собой ПИ-регулятор с корректором по частоте сети (5% неравномерности) и автоподстройкой параметров при снятии с автоматического управления одной из заслонок.
Коррекция по частоте в этом регуляторе осуществляется одновременно как по каналу регулятора мощности с коэффициентом усиления Ê = 0,667, так и напрямую суммированием с сигналом выхода задатчика положения клапанов с коэффициентом усиления Ê = 0,25 при мощности ниже 3,0 МВт и с Ê = 0,5 при увеличении электри- ческой мощности более 4,5 МВт.
Регулятор одновременно воздействует на обе регулирующие заслонки турбины. Задание изменяется с экрана операторской станции со скоростью 5 МВт мин воздействием на кнопки “Б”, “М” и “Стоп” или мгновенно через экранную клавиатуру ввода значений.
Стерегущий регулятор минимального давления – это простейший ПИ-регулятор давления “до себя”, работающий в стерегущем режиме. При резком наборе нагрузки (и падении давления) регулятор минимального давления перехватывает
2004, ¹ 1 |
47 |

N, ÌÂò n, îá/ìèí
25 250
20 200
15 150
10 100
5 50
0 0
5 |
10 |
15 |
20 |
25 |
30 |
35 |
40 |
45 |
t, c |
G A " - C JL ( H O % " 4 # '/ ' '+E JK ' ' 1
управление заслонками, препятствуя падению давления ниже заданного, чем обеспечивается щадящий режим работы сепараторов I ступени и насосов инжекции сепарата.
Обратный переход происходит при снижении заданной нагрузки блока или увеличении производительности скважин.
Стерегущий регулятор максимальной мощности. При работе регулятора положения клапанов корректор по частоте может набрать мощность более 27,5 МВт (максимально допустимая). Чтобы этого не происходило, стерегущий регулятор максимальной мощности перехватывает управление клапанами турбины при увеличении мощности более 27,5 МВт.
Обратное переключение происходит при увеличении частоты сети, когда выход регулятора положения клапанов (или регулятора мощности) станет меньше, чем выход стерегущего регулятора максимальной мощности.
Корректирующий регулятор положения клапанов. Для компенсации нелинейности и люфтов регулирующих заслонок и ЭГП предусмотрены два
корректирующих регулятора (позиционера), которые доводят указатели положения регулирующих заслонок в соответствие с заданием.
В октябре 2002 г. оба энергоблока Мутновской ГеоЭС были синхронизированы с региональной энергосистемой и начали нести нагрузку по диспетчерскому графику. К настоящему времени полностью отлажен и сдан в эксплуатацию весь про- граммно-технический комплекс АСУ всех технологических систем. Турбинный регулятор успешно выдержал испытания по всему комплексу режимов, в том числе при наиболее тяжелых возмущениях, связанных с неконтролируемым ПТК отключением станции на выделенную нагрузку и в режим холостого хода.
Íà ðèñ. 5 показан переходный процесс отклонения частоты вращения от 3000 об мин при отключении турбогенератора от сети генераторным выключателем в режим холостого хода с полной нагрузки (25 МВт) при работающем регуляторе мощности. Регулятор турбины перешел в режим регулятора разворота и вывел турбину на 3000 об мин примерно за 3 мин. Заброс оборотов
Инициативные сигналы режима отслеживания |
Уставки положения клапанов |
Длительность инициа- |
|
тивного сигнала |
|||
|
|
||
|
|
|
|
“Разворот” или обе РЗ в режиме “ДИСТ” |
0% при развороте или полусумма |
Висящий сигнал |
|
положений РЗ в режиме “ДИСТ” |
|||
|
|
||
|
|
|
|
Подключение к сети: включенное состояние генераторного и |
10% |
1 ñ |
|
трансформаторного выключателей |
|||
|
|
||
|
|
|
|
Переход на с.н. отключением трансформаторного выключателя |
Первоначально 0% |
2 ñ |
|
или аварийно при резком сбросе нагрузки: dN dt < – 60 ÌÂò ñ |
Затем на 10%, если нагрузка с.н. |
|
|
èëè dn dt > 175 ìèí – 1 ñ, èëè N < 3 МВт при выходном сигнале |
|
||
меньше 10 МВт, и на 30%, если на- |
5 ñ |
||
задатчика больше 10% |
грузка с.н. больше 10 МВт |
|
|
|
|
|
|
Аварийный переход на выделенную нагрузку при резком наборе |
55% |
1 ñ |
|
нагрузки: dN dt > 60 ÌÂò ñ |
|||
|
|
||
|
|
|
|
Отключение хотя бы одного насоса охлаждающей воды |
MIN (30%, текущий выход |
1 ñ |
|
задатчика) |
|||
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
48 2004, ¹ 1

не превысил 3175 об мин. Минимальная частота вращения была 2970 об мин, установившееся зна- чение частоты вращения – 3000 об мин.
Íà ðèñ. 6 показан переходный процесс отклонения частоты вращения от 3000 об мин при отключении турбогенератора от сети имитацией обрыва линии в наиболее тяжелом режиме: с полной нагрузки (25 МВт) на нагрузку собственных нужд (около 1,3 МВт) при работающем регуляторе мощности. Заброс оборотов не превысил 3230 об мин.
Установившееся значение частоты вращения – 3020 об мин.
На настоящий момент имеется уже более чем годовой опыт эксплуатации МГеоЭС. Все это время наблюдалась устойчивая работа станции во всех рабочих диапазонах нагрузок. Постоянно включены в работу все штатные блокировки, АВР и регуляторы. Пуски и остановы энергоблоков проводятся оперативным персоналом практически “от кнопки” по запроектированным пошаговым программам.
Модернизация АСУ ТП энергоблоков 800 МВт Березовской ГРЭС-1
Белый В. В., Киселев Ю. А., Савостьянов В. А., Ладохин А. С., инженеры, Биленко В. А., êàíä. òåõí. íàóê, Гальперина А. И., Мезин В. В., Микушевич Э. Э., Никольский Д. Ю., Плотников Д. В., Плотникова О. Г., инженеры
Березовская ГРЭС-1 – ЗАО “Интеравтоматика”
Важнейшим объектом работ ЗАО “Интеравто- |
очистки поверхностей нагрева фирмы “Clyde Ber- |
матика” в последние 3 года (2001 – 2003) явилась |
gemann” (Германия) и оснащением этой системы |
одна из крупнейших в Сибири Березовская ГРЭС-1. |
управляющими контроллерами Simatic S7 фирмы |
Сейчас она включает в себя два пылеугольных |
Siemens (силами Siemens, ЗАО “Интеравтоматика” |
энергоблока 800 МВт с котлоагрегатами ЗиО П-67 |
и Березовской ГРЭС-1) была выполнена их интег- |
и паровыми турбинами ЛМЗ К-800-240. Первый |
рация с АСУ ТП энергоблока, обеспечившая воз- |
энергоблок был введен в эксплуатацию в 1987 г. В |
можность осуществления функций контроля и |
2000 г. руководством ГРЭС было принято решение |
управления системой очистки через штатные опе- |
о модернизации средств АСУ ТП и на проведен- |
раторские станции АСУ ТП энергоблока. |
ном в декабре 2000 г. конкурсе по выбору постав- |
Основные решения по модернизации АСУ |
щика модернизированной АСУ ТП для энергобло- |
ТП и организация работ на примере энергобло- |
ка ¹ 1 победителем было признано ЗАО “Интер- |
êà ¹ 1. Разработка и внедрение модернизирован- |
автоматика”. |
ной АСУ ТП энергоблока ¹ 1 (как впоследствии и |
После того, как работа по модернизации АСУ |
энергоблока ¹ 2) были произведены в рекордные |
ТП энергоблока ¹ 1 на базе программно-техниче- |
не только для отечественной, но и мировой энерге- |
ского комплекса Teleperm XP-R (ТПТС51) была в |
тики сроки: в феврале 2001 г. был подписан дого- |
2001 г. успешно выполнена, Березовская ГРЭС и |
вор, а уже в октябре того же года блок работал в |
ЗАО “Интеравтоматика” продолжили свое сотруд- |
сети по диспетчерскому графику. |
ничество. В 2002 г. на энергоблоке ¹ 1 была осу- |
Еще до начала работ специалисты БГРЭС-1 |
ществлена модернизация ЭЧСР паровой турбины |
разработали детальные технические требования, а |
на технических средствах ТПТС51 и на объеди- |
затем технологическое задание и обеспечили по- |
ненной АСУ ТП энергоблока проведены наладка и |
следующее сопровождение проектирования, а так- |
уникальные испытания системы АРЧМ, проде- |
же выполнили большой объем работ по перифе- |
монстрировавшие возможность участия столь |
рийному оборудованию (вне границ ПТК), кабель- |
сложного оборудования (крупный пылеугольный |
ному хозяйству, электропитанию и др. |
энергоблок с прямоточным котлом, оснащенным |
Работы по модернизации АСУ ТП проводились |
пылесистемами прямого вдувания) в режимах ре- |
в тесном взаимодействии коллективов БГРЭС-1 и |
гулирования энергосистемных параметров. |
ЗАО “Интеравтоматика”. С самого начала работ |
В 2003 г. выполнена модернизация АСУ ТП |
были созданы группы, выполняющие работы па- |
энергоблока ¹ 2, причем с учетом результатов ра- |
раллельно. |
бот на блоке ¹ 1 модернизация охватывала сред- |
Необходимость выполнения работ в очень ко- |
ства контроля и управления всего энергоблока, |
роткий срок заставила мобилизовать все имеющи- |
включая ЭЧСР. Кроме того, в связи с установкой |
еся резервы как на станции, так и в ЗАО “Интерав- |
на энергоблоке ¹ 1 Березовской ГРЭС-1 системы |
томатика” и у ее субпоставщиков. Работы были |
|
|
2004, ¹ 1 |
49 |

подробно и четко спланированы по срокам, ресурсам, взаимодействию. Изготовленное оборудование тестировалось в Москве и поставлялось в Шарыпово, в то время как на площадке шел демонтаж и подготовка помещения под установку ПТК. Монтаж велся практически “с колес”, оперативно решались вопросы поставки “мелочей”. Существенную роль в сокращении сроков ввода в эксплуатацию сыграли как предпоставочное тестирование комплексной системы, так и обучение персонала станции в форме курсов, в ходе проекта и в процессе тестирования.
Помимо технической стороны дела, необходимо отметить и абсолютно четкую работу экономи- ческих служб БГРЭС-1, которые обеспечили весь ход проекта своевременным и полным финансированием.
Полученный опыт совместного выполнения работ и соблюдения жесточайших по длительности сроков был в полной мере сохранен в процессе проведения дальнейших этапов модернизации АСУ ТП.
При модернизации были использованы следующие основные технические решения и подходы:
модернизация произведена на базе единого ПТК с полным охватом всех функций контроля и управления энергоблоком. На первом этапе в объем модернизации не входило управление электротехническим оборудованием энергоблока и замена электрической частью системы регулирования турбиной (модернизированной) ЭЧСР-М, комплектно поставляемой ЛМЗ. Позднее, в 2002 г., была осуществлена замена и ЭЧСР-М с реализацией всех функций на базе ТПТС51;
существующее периферийное оборудование АСУ ТП: датчики 0 – 5 мA, арматура, распредустройства, необходимые для их связи с ПТК кабельные потоки и др. – практически полностью сохранены. Добавлены лишь некоторые новые измерения. В ряде случаев произведена замена на датчи- ки 4 – 20 мA;
ликвидированы те элементы коммутационной аппаратуры и преобразования входных сигналов, функции которых принимает на себя ПТК, в том числе ключи и кнопки управления, вторичные приборы, регистраторы и табло сигнализации, функции которых приняли на себя операторские станции на базе компьютеров.
По результатам внедрения системы можно отметить ее следующие особенности:
1.Существенно расширен объем автоматизируемых функций управления.
2.Значительно улучшено качество ведения основных технологических режимов, в особенности пуска энергоблока.
3.Изменен характер труда оперативного персонала за счет минимизации операций по непосредственному управлению оборудованием и переноса
акцента на оптимизацию режима и координацию работы автоматических устройств.
4.Обеспечена высокая надежность функционирования аппаратуры АСУ ТП и существенно снижены трудозатраты на ее обслуживание.
5.Гибкость и наличие полного инженерного инструментария позволяет и после сдачи системы
âпостоянную эксплуатацию дальнейшее расширение ее функциональных возможностей.
Структура АСУ ТП энергоблока ¹ 1. В окончательном варианте АСУ ТП энергоблока ¹ 1 напрямую обслуживает объем контроля и управления, приведенный далее.
Наименование |
Количество |
|
Аналоговые входные сигналы: |
|
|
датчики с унифицированным токо- |
2004 |
|
вым выходным сигналом 0 – 5 мА |
||
|
||
термопреобразователи сопротивления градуировки: |
||
PT100 |
6 |
|
ÒÑÌ50 |
521 |
|
ÒÑÏ50 |
108 |
|
термоэлектрические преобразователи градуировки: |
||
ÒÕÀ |
571 |
|
ÒÕÊ |
40 |
|
Дискретные сигналы: |
|
|
входные |
635 |
|
выходные |
113 |
|
Регулирующие приводы с управляющим сигналом: |
||
импульсным |
144 |
|
аналоговым |
8 |
|
Приводы запорной арматуры |
612 |
|
Электродвигатели, электрические вы- |
|
|
ключатели и другие объекты, управляе- |
123 |
|
мые как электродвигатели |
|
|
Двухскоростные электродвигатели |
8 |
|
Соленоидные клапаны |
22 |
Кроме того, АСУ ТП осуществляет большой объем ввода и вывода цифровой информации по связи с системой управления водяной и паровой обдувок поверхностей нагрева котла.
Разработанная в соответствии с этими количе- ственными данными структурная схема АСУ ТП энергоблока показана на ðèñ. 1.
Нижний, контроллерный уровень АСУ ТП включает в себя 15 приборных стоек (шкафов) ТПТС51 и реализует весь объем задач прямого цифрового управления: защит, блокировок, автоматического регулирования, логических алгоритмов первого уровня, пошаговых программ и отключаемых блокировок, всю предварительную обработку информации для решения задач оперативного контроля и управления и информационно-вы- числительных задач, а также дистанционное управление исполнительными органами.
Верхний уровень АСУ ТП – распределенная система оперативного контроля, управления и обработки информации ОМ650 – представляет собой
50 |
2004, ¹ 1 |

|
|
АРМ начальника |
ÀÐÌ |
|
АРМ старшего |
|
Дополнительные АРМ |
|
||||
|
|
смены станции (ЦЩУ) |
ÍÑ ÊÒÖ |
|
машиниста блока |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
ÐÑ |
ÐÑ |
|
|
ÐÑ |
|
ÐÑ |
|
ÐÑ |
|
|
АРМ инженера АСУ ТП |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Инженерная станция |
|
|
|
Сервер |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
АРМ оператора турбины |
удаленной |
АРМ оператора котла |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
ES |
OT |
OT |
|
|
связи |
OT |
|
OT |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Пост наладки |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и сопровождения |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Шина терминалов |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
SU |
|
|
PU |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Øèíà CS-275 |
|
|
|
|
|
Øëþç |
GE |
|
|
|
|
GE |
GE |
GE |
|
|
|
|
GE |
GE |
GE |
GE |
GE |
GE |
GE |
GE |
|
|
|
|
|
GT104CS |
||||||||
|
|
|
|
EE |
GE |
GE |
GE |
GE |
EE |
EE |
EE |
|
|
|
|
Оптоволоконная |
|||||||||
|
|
|
EE |
EE |
EE |
EE |
EE |
EE |
EE |
EE |
||
|
|
|
связь |
|
||||||||
ÀÁÏ |
|
|
|
|
EE |
EE |
EE |
EE |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
220 Â ÀÑ |
2 øò. |
20 øò. |
3 øò. |
AS 220 EA |
|
|
|
|
AS 220 EA AS 220 EA |
AS 220 EA |
||
|
Simatic |
|
AS 220 EA |
AS 220 EA |
AS 220 EA |
AS 220 EA |
|
|
Подсистема |
|||
|
Стойки |
|
|
|
|
|
||||||
|
Стойки |
Стойки |
S7-400 |
|
Подсистема котла |
|
Подсистема турбины |
|
Ý×ÑÐ |
|||
источников |
|
|
|
|||||||||
промреле |
ïðîì- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
питания |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
клеммников |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
24 Â DÑ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Подсистема |
Местный пост управления |
|
обдувочными аппаратами |
||
обдувочных |
||
котла |
||
аппаратов |
||
|
||
котла |
|
! ' ' ' ' ' '.'!'QII JK 'M &'L ( %!
комплекс средств, объединенный шиной терминалов ЛВС Industrial Ethernet, состоящий из процессорных (или обрабатывающих) устройств PU, служащих для обмена информацией с контроллерным уровнем, ее обработки, реализации краткосрочного архива и выполнения расчетных функций; серверного устройства SU, обеспечивающего, кроме функций долгосрочного архивирования и хранения другой информации, также запись данных на магнитно-оптический диск (MOD); операторских станций. В системе использованы два типа операторских станций. Один из них – операторские терминалы (ОТ). OT, как и SU и PU, работают под управлением операционной системы Unix. OT в данном проекте обслуживают по два видеомонитора и связаны с остальными компонентами ЛВС шиной терминалов.
Второй тип – новое решение, впервые использованное в практике ЗАО “Интеравтоматика” на БГРЭС-1. Это, так называемые, WEB-клиенты – обычные персональные компьютеры с операционной системой Windows или иные компьютеры, имеющие WEB-навигатор (любой из стандартных). Эти клиенты подключаются к шине терминалов через WEB-сервер (WEB4TXP), который обеспечивает для WEB-клиента те же пользовательские возможности, что и обычный операторский терминал OT. Впоследствии при работе над АСУ ТП энергоблока ¹ 2 такое решение (организация WEB-клиентской сети) позволило объединить сети обоих энергоблоков с обеспечением полного и легкого доступа к управлению и контролю параметров обоих энергоблоков с общего автоматизированного рабочего места.
Всего в проекте энергоблока использовано два резервированных PU, одно резервированное SU, четыре ОТ с двумя видеомониторами каждый (два ОТ – рабочее место оператора котла, два ОТ – рабочее место оператора турбины). WEB-клиенты применены для организации рабочих мест старшего машиниста на БЩУ, начальника смены станции на ЦЩУ, инженера химлаборатории, а также два дополнительных АРМ для наладки и сопровождения АСУ ТП. В отличие от рабочих мест операторов энергоблока, эти рабочие места ориентированы, в основном, на выполнение функций контроля
èанализа качества ведения режима, а рабочее место инженера химлаборатории обеспечивает еще и ввод большого объема задаваемых вручную данных химанализов.
Связь между нижним и верхним уровнями АСУ ТП осуществляется через резервированные магистральные шины CS275, обладающие высокой отказоустойчивостью и гарантированным временем доставки сообщений. Для передачи информации между шкафами контроллерного уровня, что необходимо для реализации алгоритмов, размещенных в различных шкафах (например, общеблочных защит, регуляторов, программ логического управления), служит системная шина SCB (Sinec L2, интерфейс RS485), объединяющая все шкафы контроллерного уровня. Такое разделение функций между шинами CS275 и SCB позволяет обеспечивать независимость потоков информации, используемой для формирования алгоритмов управления и информации, связывающей нижний
èверхний уровени АСУ ТП.
Связь между операторской станцией ОМ650 и нижним контроллерным уровнем Simatic S7, на
2004, ¹ 1 |
51 |

котором реализована система управления обдувоч- |
Логическое управление. Реализованы все бло- |
ными аппаратами котла, осуществляется через |
кировки, предусмотренные в теплотехнической |
шлюз GT104CS фирмы Siemens. Шлюз GT104CS |
части проекта, а также в полном объеме – управле- |
выполнен на базе промышленного компьютера, |
ние схемой собственных нужд 6 и 0,4 кВ с блоки- |
работающего под операционной системой Linux. |
ровками, автоматическим включением резерва и |
Примененный шлюз осуществляет обмен инфор- |
управление системой возбуждения генератора. |
мацией между магистральными шинами CS275 |
Наряду с традиционными неотключаемыми |
блочного уровня и Industrial Ethernet шиной для |
блокировками и АВР в АСУ ТП энергоблока реа- |
Simatic S7. |
лизовано большое число, так называемых, отклю- |
Важным элементом АСУ ТП является инже- |
чаемых блокировок – логических алгоритмов (час- |
нерная станция ES680, обеспечивающая весь объ- |
то достаточно сложных), оснащенных виртуаль- |
ем функций по разработке, загрузке, хранению и |
ными ключами ввода-вывода, что позволяет зна- |
коррекции программно-алгоритмической части |
чительно упростить наладочные работы и режимы |
проекта как верхнего, так и нижнего уровней АСУ |
эксплуатации. |
ТП. ES680 является абонентом шины терминалов |
Основное значение в автоматизации дискрет- |
и через нее соединяется с любым из элементов |
ных операций на блоке, и тем самым, достижении |
ОМ650, а через компьютер связи (Coupling-PC) – с |
современного уровня автоматизации пускоостано- |
контроллерным уровнем. |
вочных режимов имеет широкое внедрение ранее |
Автоматическое управление. Высокая надеж- |
не используемых на ГРЭС пошаговых программ. |
ность ПТК, его широкие функциональные воз- |
Как видно из ðèñ. 2, пошаговое логическое управ- |
можности позволили как существенно увеличить |
ление (ШП – шаговая программа) используется на |
объем функций автоматического управления (по- |
разных уровнях иерархической структуры. В свя- |
шаговые программы, сложные регуляторы), так и |
зи с тем, что сразу после комплексного опробова- |
улучшить реализацию и упростить контроль за ра- |
ния и пуска энергоблок работал практически безо- |
ботой и обслуживание традиционных задач: за- |
становочно в течение нескольких месяцев, а затем |
щит, блокировок (далее называемых неотключае- |
был выведен в резерв, отсутствовали условия для |
мыми для отличия от широко используемых в про- |
наладки пошаговых программ и на первом этапе |
екте отключаемых блокировок), простейших регу- |
работы были налажены только шаговые програм- |
ляторов. Укрупненная алгоритмическая структура |
мы пуска-останова пылесистем и тягодутьевых |
управления энергоблоком, охватывающая основ- |
машин, а также заполнения конденсатно-питатель- |
ные логические программы и узлы автоматическо- |
ного тракта. |
го регулирования, показана на ðèñ. 2. Òàì æå óêà- |
Основной объем внедрения предусмотренных |
зана принятая последовательность ввода в эксплу- |
проектом шаговых программ, а также ряда регуля- |
атацию отдельных элементов структуры. |
торов и программаторов был выполнен в конце |
Технологические защиты. Все защиты реализо- |
2002 г. и первой половине 2003 г. Важную роль |
ваны на базе резервированных функциональных |
здесь сыграло также внедрение модернизирован- |
модулей. Везде, где это технологически необходи- |
ного (на средствах ТПТС) варианта ЭЧСР с реали- |
мо, предусмотрена автоматизация ввода-вывода |
зацией на нем таких функций, как регулятор раз- |
защит и сигнализация их состояния. Вместо физи- |
ворота турбины и автоматическое регулирование |
ческих накладок предусмотрены виртуальные. |
дальнейшим нагружением, без чего невозможен |
Представление детальной информации о работе |
был ввод в эксплуатацию одной из важнейших ша- |
защит и их состоянии реализуется на специальных |
говых программ – пуска турбины. |
видеограммах. Ввод-вывод виртуальных накладок |
Интерфейс оператора. Видеограммное обес- |
защищен отдельным паролем. |
печение. К видеограммному обеспечению – основ- |
Автоматическое регулирование. Основной ба- |
ному элементу связи оператора энергоблока с тех- |
зой для обеспечения принципиально нового уров- |
нологическим оборудованием – предъявляются |
ня автоматизации столь сложного объекта как |
особые требования. От полноты их выполнения |
энергоблок с пылеугольным прямоточным котлом, |
зависят эффективность управления, обеспечение |
оснащенным пылесистемой прямого вдувания с |
операторов энергоблока полной информацией о |
мельницами-вентиляторами, является обеспече- |
состоянии оборудования и возможностью своевре- |
ние всережимной работы всего комплекса автома- |
менного вмешательства в процесс управления. |
тических регуляторов блока. Внедрено большое |
К главным требованиям Березовской ГРЭС-1 |
число новых регуляторов, в частности, АСР пыле- |
при постановке задачи реконструкции АСУ ТП от- |
систем и топлива в целом, корректор температуры, |
носились следующие: |
которые являются практически основными для |
полнота представления обзорной информации |
поддержания стабильного режима работы блока. |
по каждому, функциональному узлу; |
Часть ранее внедренных регуляторов была суще- |
возможность получения как обобщенной, так и |
ственно усовершенствована для улучшения каче- |
детальной информации; |
ства регулирования и расширения режимов эксп- |
простота и скорость перехода к требуемой ви- |
луатации. |
деограмме; |
|
|
52 |
2004, ¹ 1 |

|
|
|
|
|
ШП пуска блока |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
(начиная с розжига горелок) |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
À |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ØÏ |
|
ØÏ |
|
|
|
ШП пуска нагружения котла |
|
|
|
пуска |
|
заполнения |
|
|||
|
|
|
|
|
|
ÊÏÃ |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
турбины |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ØÏ |
|
|
|
ØÏ |
|
|
ØÏ |
|
|
|
|
|
пуска- |
|
|
|
|
|
|
ØÏ |
ØÏ |
ØÏ |
||
|
|
|
|
пуска- |
|
|
пуска |
|
||||
|
останова |
|
|
|
останова |
|
|
|
пуска |
пуска |
пуска |
|
|
|
À |
|
|
|
ÏÍÝ |
|
|||||
|
ÒÄÌ |
|
пылесистемы |
|
|
|
ÏÂÄ |
ÖÍ |
ÏÒÏ |
|||
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
11õ |
|
|
8õ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Корректоры |
Програм- |
Программатор |
Отключаемые |
|
Система |
Отключаемые |
|
|||
|
|
первичного |
блокировки |
ÊÐÌ |
блокировки |
|
||||||
|
|
температуры |
матор |
и вторичного |
ÀÐ×Ì |
|
||||||
|
|
по котлу |
|
|
ÊÏÃ |
|
||||||
|
|
|
нагрузки |
ïàðà |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ý×ÑÐ |
|
|
|
|
ÀÑÐ |
ÀÑÐ óçëà |
ÀÑÐ |
|
ÀÑÐ |
Регуляторы |
|
ÀÑÐ |
|
Регуляторы |
|
|
Регулятор |
питания |
|
|
ÀÑÐ |
|
|||||||
воздуха и |
подачи |
пылесистемы |
впрысков и |
|
клапанов |
|
||||||
Ä2 |
|
|
уровней |
|
||||||||
разрежения |
|
мазута |
|
|
байпасов |
|
турбины |
ÐÎÓ |
|
|||
|
ÐÊÏ ÏÒÍ |
|
|
|
ÊÏÃ |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8õ |
|
|
9õ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Этапы
внедрения
Ноябрь 2001 г. Декабрь 2001 г.
2002 ã.
Ноябрь 2002 г.
2003 ã.
+ ' # " ' ' '
быстрая реакция системы на команды оператора. Во взаимодействии с нижним уровнем управления при разработанной структуре видеограмм ОМ650 обеспечила выполнение указанных требований. Это позволило операторам энергоблока вести эффективное управление во всех режимах работы энергоблока только через мониторы при среднем времени от подачи команды до подтверждения ее прохождения не более 1 с. Возможность вызова на видеограммы по команде оператора окон управления, расширенных окон управления, окон детализации, в которых отображаются разрешающие условия, команды управления, сигналы диагностики, позволяет оператору легко ориентироваться в текущей ситуации, быстро принимать
решения и выполнять необходимые действия. Дополнительную информацию обеспечивают
специализированные видеограммы состояния технологических защит, структурных схем регуляторов, пошаговых программ управления, а также результатов технико-экономических расчетов. При наладочных работах и анализе пред- и послеаварийных ситуаций значительную помощь оказыва-
ют видеограммы с графиками процессов и гистограммами.
Система сигнализации. Система технологиче- ской сигнализации является, пожалуй, самым важным элементом интерфейса. Собственно первич- ная сигнализация формируется на уровне контроллеров. Более сложные условия – как в контроллерах, так и в обрабатывающем устройстве (PU) OM650.
Существенным для компьютерного управления в условиях отсутствия на пультах оператора ка- ких-либо табло сигнализации является селективность и понятность сигнализации.
Для обеспечения надежной работы оператора весь поток сигнализации фильтруется как по ее необходимости тому или иному оператору, так и по информативности. Часть сигнализации, присутствующей, но не несущей функциональной нагрузки в данном конкретной режиме, подавляется.
Эти и другие меры обеспечивают адекватное восприятие предаварийных и аварийных режимов операторами блока.
2004, ¹ 1 |
53 |

|
|
|
dNïë |
|
|
|
|
|
Nïë |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
f |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
dt |
|
|
|
|
|
|
|
|
От энергосистемы |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ÏÀÀ |
ÒÎ |
|
|
|
|
|
|
ÏÀÀ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
Система |
|
|
|
ÎÒÇïë |
|
|
|
|
ÎÒÇïë |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ê× |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||
ÒÎ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ÄÏ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ÄÏ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
N |
|
|
|
|
|
Pò' |
ÒÎ |
|
|
|
Ó÷åò ÒÎ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
+ Nçäò |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
Ó÷åò ÒÎ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
– |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Íò,çä |
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
Nçä |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ðçä' |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Hò |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ÄÏ |
|
– |
|
|
|
|
|
|
Ê |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
K =f (Hò, Ðò) |
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
+ |
|
– |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
+ |
+ |
|
|
|
|
ÒÎ |
|
|
|
|
|
|
|
|
+ |
|
|
|
+ |
+ |
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
– |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Регулятор |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Регулятор |
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
давления |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Íò |
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
ÊÐÌ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ÌÀÕ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
Котел |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Турбина |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 ' ' RJ'4 # *
– сумматор; K – коэффициент усиления; МАХ – выделитель максимального сигнала
Архивирование и протоколирование. Гибкая система построения архивов [краткосрочный (в PU) долгосрочный (в SU), сохраненный на магнитнооптическом диске] позволила заметно увеличить объем автоматически регистрируемой и сохраняемой аналоговой и дискретной информации при всех режимах работы энергоблока. Наличие постоянной архивации сигналов дало возможность использовать сохраняемую информацию для регистрации и анализа аварий, выбирая для анализа любой массив данных.
Однако для обеспечения специальных свойств РАС часть информации, определенная как принадлежность РАС, записывается в специальный дублирующий архив, специально защищенный от удаления. Наличие мощных средств архивирования позволяет также анализировать переходные процессы на объекте управления, качество и устойчивость работы регуляторов. Это значительно облегчает работу наладчиков и эксплуатационного персонала всех цехов электростанции.
Информационно-вычислительные задачи. В целом, постановка и содержание расчетных задач, выполняемых в рамках прежней ИВС, остались без изменения. Существенно изменилась лишь их реализация. Вся обработка информации: контроль достоверности, формирование комбинированных сигналов, были перенесены на контроллерный уровень и, в большей части, объединены с обработкой сигналов для других задач. С учетом также глубокой аппаратной и алгоритмической диагностики входной информации, используемой в функциональных модулях контроллерного уровня, уда-
лось существенно повысить представительность используемых при расчетах данных.
ЭЧСР паровой турбины и система АРЧМ энергоблока. Распределение функций между ЭЧСР и остальной частью АСУ ТП энергоблока осталось в основном таким же, как и при исходной Ý×ÑÐ-Ì, в частности, еще потому, что при внедрении основной части АСУ ТП в 2001 г. предполагалась ее совместная работа со “старой” Ý×ÑÐ-Ì (поставки ЛМЗ). В составе новой стойки ТПТС, внедренной в 2002 г., реализованы: собственно регулятор турбины (давление, положение клапанов, мощность); регулятор разворота турбины; противоаварийная автоматика; устройства формирования задания по плановой и внеплановой составляющим мощности блока, включая ограничители темпа задания с учетом допустимого термонапряженного состояния турбины; корректор частоты; устройства формирования и учета технологиче- ских ограничений (ТО) по турбине.
В рамках основной АСУ ТП, внедренной в 2001 г., наряду с полным объемом автоматических регуляторов котла были реализованы котельный регулятор мощности (КРМ) и устройства формирования и учета технологических ограничений по котлу. При внедрении новой ЭЧСР были усовершенствованы решения по связям ее общеблочных алгоритмов с котельной автоматикой.
Укрупненные структурные решения по построению системы АРЧМ энергоблока (нормальные режимы) и основных регуляторов котла показаны соответственно на ðèñ. 3, 4. Основными регулируемыми параметрами системы АРЧМ являются мощность энергоблока (N) и давление острого
54 |
2004, ¹ 1 |

|
Îò ÊÐÌ |
|
|
|
|
|
|
Задатчик |
|
Формирование |
|
|
Корректоры |
Корректор |
|
|
сигнала |
|
nÏÑÓ |
||||
нагрузки |
|
|
температуры |
O2 |
|||
|
котла |
|
качества |
|
|
|
|
|
|
топлива |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Õ |
|
|
|
|
|
|
|
ÄÏ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Формирование |
|
|
|
Схема |
|
|
|
Vçä |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Wçä |
переворота |
Âçä |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ÀÑÐ |
|
|
|
Регулятор |
|
|
|
Формирование |
|
топлива |
|
|
||
питания |
|
|
|
||||
|
Òîïë. Î |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
… |
|
|
|
|
Регуляторы |
Регуляторы |
ÀÑÐ |
|
… |
ÀÑÐ |
Регуляторы |
|
ÏÒÍ |
ÐÏÊ |
|
Ï/Ñ 1 |
Ï/Ñ 8 |
воздуха |
3 ' RJ' ,' # ' *
Wçä, Bçä, Vçä – заданные значения расходов соответственно питательной воды, топлива и воздуха; nïñó – суммарное число оборотов питателей сырого угля
пара перед турбиной (Ð ò ), заданные значения этих параметров обозначаются соответственно Nçä è Ð çä. В качестве внешних сигналов, определяющих нагрузку энергоблока, использованы:
задатчики плановой (пл) составляющей нагрузки – конечного значения (Nïë) и скорости изменения задания (dNïë/dt ), определяющие закон выходного сигнала ограничителя темпа задания (ОТЗ);
сигнал заданного значения неплановой (нпл) составляющей нагрузки, поступающей от энергосистемных устройств или общестанционного уровня (данный канал пока не задействован из-за отсутствия первичных сигналов);
частота сети f, преобразуемая корректором частоты (КЧ).
Каналы действия энергосистемной противоаварийной автоматики и других воздействий, требующих экстренной разгрузки энергоблока и поступающих на вход быстрого контура регулирования, воздействующего на ЭГП, на ðèñ. 3 не показаны. Представлены лишь сигналы, подаваемые в схему нормального регулирования от блочных алгоритмов ПАА, в частности, от канала ограниче- ния мощности.
Задания по плановой и неплановой составляющим мощности преобразуются в алгоритмах ограничителей темпа задания ÎÒÇ , а сигнал по частоте
– в корректоре частоты, зона нечувствительности которого настраиваема. Выходные сигналы всех трех каналов после преобразования и суммирования подаются на вход ÊÐÌ и турбинных регуляторов: давления пара, положения клапанов турбины Íò и минимального давления (на рисунке не показан). Распределение функций между регуляторами котла и турбины соответствует отечественным типовым решениям.
В статике функция поддержания мощности блока возлагается на котел, а давления пара или положения клапанов турбины – на турбину. В динамике величина небаланса Nçä – N подается и на котел, и на турбину. В свете современных требований наибольшую важность представляет канал ча- стоты сети. Именно при его воздействии должны быть обеспечены высокие динамические требования изменения нагрузки котла и турбины. Эти требования выполняются за счет ввода динамических преобразователей ÄÏ , формирующих необходимую форсировку передачи отклонения частоты на котел и турбину.
Важным аспектом является учет в каналах передачи результирующего сигнала на котел и турбину наличия технологических ограничений ÒÎ. В их состав входят как установленные оператором и/или при наладке предельные максимальные и минимальные значения нагрузок котла и турбины, так и автоматически формируемые в процессе управления блоком вследствие выхода из строя или изменения характеристик работы узлов оборудования. Это – отключения мельниц, включение в работу агрегатов очистки поверхностей нагрева и др. Необходимо учитывать, что величина ограни- чения может меняться и в момент отработки задания по нагрузке. При этом наличие ограничения в одну сторону не должно препятствовать изменению нагрузки, в том числе и под влиянием корректора частоты, в другую сторону. Причем, отсчет величины изменения должен вестись от фактиче- ского значения нагрузки блока. В состав факторов, препятствующих автоматическому изменению нагрузки в обе стороны, в первую очередь, входит перевод на дистанционное управление основных регуляторов котла и турбины.
2004, ¹ 1 |
55 |

E , # " # # B . ! M & L ( %! %
" ' B *
код сигнала – обозначение параметра в базе данных; текст – краткое наименование параметра; ÍÏ, ÂÏ – соответственно нижний и верхний предел измерения; курсор – значение параметра в фиксированной точке (по местоположению курсора)
Имеющая в целом принципиальное значение для решения проблемы участия энергоблока в регулировании частоты задача обеспечения высокого качества работы комплекса взаимосвязанных регуляторов котла является особо сложной для пылеугольных котлов с прямым вдуванием пыли, к которым относятся и котлы П-67 энергоблоков Березовской ГРЭС-1. На ðèñ. 4 показана укрупненная структура только части этого комплекса, непосредственно отвечающей за отработку задания КРМ.
Принципиальными решениями, обеспечивающими новый уровень регулирования нагрузки котла, здесь являются:
реализация взаимосвязанной автоматической системы регулирования (АСР) каждой пылесистемы (ПС) с учетом всего объема возможных ТО;
организация схемы учета ТО по всем пылесистемам, формирование обобщенных сигналов ТО и использование “схемы переворота”, обеспечивающей в случае возникновения топливного ограни- чения переход на поддержание температурного режима по тракту котла воздействием на изменение расхода питательной воды;
формирование и использование сигнала каче- ства топлива;
динамическая коррекция изменения расходов топлива и питательной воды в процессе изменения нагрузки;
использование схемы температурной коррекции соотношения питания и топлива с воздействием как на топливо (суммарный температурный режим по потокам), так и на питательную воду (разность температурных параметров), с полным контролем состояния температурного режима вплоть до первых впрысков;
учет ТО не только по топливу, но и по питательной воде (с учетом режимов работы ПТН), воздуху, разрежению;
обеспечение постоянной работоспособности схемы коррекции содержания кислорода в дымовых газах.
Внедрение этих и целого ряда других решений по отдельным контурам регулирования позволило гарантировать готовность котла к требуемому ка- честву отработки энергосистемных воздействий. Очевидно, что эта готовность реализуется только в пределах технологических возможностей котла, а в случае возникновения технологических ограни- чений величина воздействия на котел автоматиче- ски ограничивается, после чего и турбина за счет учета ТО на блочном уровне приводится к допустимому уровню нагрузки.
Наладка системы АРЧМ проводилась осенью 2002 г., непосредственно после ввода в эксплуатацию новой ЭЧСР. Осложняющим фактором являлось то, что в то же время блок впервые за годы своего существования переводился в режим ком-
56 |
2004, ¹ 1 |

G B # # # B . ! ML ( %! QII JK %
" ' B *
обозначения см. рис. 5
бинированного давления. А если учесть, что мак- |
ки при скачкообразном изменении частоты, вызы- |
|||
симальная нагрузка блока была значительно огра- |
вающем разгрузку блока примерно на 65 МВт, что |
|||
ничена возможностями |
котла (не превышала |
немного менее требуемых приказом РАО “ЕЭС |
||
710 МВт), то основным являлся режим скользяще- |
России” ¹ 524 10%, составляющих 71 МВт; прак- |
|||
го давления. Это не только усложнило наладку си- |
тически 50% изменения мощности, как и следует в |
|||
стемы АРЧМ, но и потребовало усовершенствова- |
соответствии с нормативными требованиями, до- |
|||
ния работы ряда регуляторов котла. Кроме того, |
стигнуто “в темпе МУТ” за время, не превышаю- |
|||
наладка систем регулирования фактически шла |
щее 15 с. Основная часть оставшегося задания по |
|||
параллельно с наладкой технологического режима |
мощности достигнута |
за время немного более |
||
работы блока. |
|
3 мин, что также полностью удовлетворяет новым |
||
Наладка проводилась одновременно в двух на- |
нормативным требованиям. Качество поддержа- |
|||
правлениях. Первое из них состояло во включении |
ния технологических |
параметров |
энергоблока |
|
всей системы АРЧМ в работу (конечно, после |
оставалось в норме (уставки сигнализации или |
|||
предварительного выбора параметров настройки |
другие граничные условия не достигались). |
|||
элементов системы) и оптимизации ее функциони- |
Качество поддержания основных параметров |
|||
рования в процессе нормальной эксплуатации: |
котла (температуры свежего пара и содержание |
|||
плановые изменения нагрузки, текущие отклоне- |
кислорода в уходящих газах) показано на ðèñ. 6 è |
|||
ния частоты, топливные и другие внутренние воз- |
7. Графики требуют определенных пояснений. Из- |
|||
мущения. Второе направление – это подача через |
начально в конструкции котла имелись дефекты (в |
|||
канал действия корректора частоты искусственно |
частности, ширина топки оказалась на 10 м длин- |
|||
сформированных скачкообразных возмущений на |
нее требуемой), влияние которых на режимы эксп- |
|||
разных уровнях нагрузки с постепенным увеличе- |
луатации полностью исключить не удалось. Одной |
|||
нием амплитуды воздействия и достижением на |
из возникающих проблем являются существенные |
|||
каждом этапе приемлемого качества регулирова- |
перекосы тепловыделения, которые не могут быть |
|||
ния как по самому изменению нагрузки, так и по |
устранены. При этом дополнительное негативное |
|||
основным общеблочным |
параметрам: давлению |
влияние оказывает конфигурация |
пароводяного |
|
пара, температурам по тракту котла, показателям |
тракта, который в начальной части имеет два пото- |
|||
экономичности процесса горения. |
ка, а к выходным поверхностям разделяется уже |
|||
Íà ðèñ. 5 показаны графики изменения основ- |
на восемь подпотоков. Вследствие этого два под- |
|||
ных параметров и регулирующих органов нагруз- |
потока П1 – 1 и П1 – 2 постоянно работают с пол- |
|||
|
|
|
|
|
2004, ¹ 1 |
|
|
|
57 |

@ B B # # B . ! ML ( %! QII JK "
B *
обозначения см. рис. 5
ностью закрытыми впрысками и возможность регулирования температуры на выходе этих подпотоков отсутствует (при другом составе работающих пылесистем в аналогичном положении оказываются другие подпотоки). По остальным подпотокам качество регулирования вполне удовлетворительное. Перекосами объясняются и различные значения О2 в разных частях газохода. Изменение статических значений О2 при переходе на новый уровень нагрузки соответствует режимной зависимости усредненного значения измерений.
В процессе нормальной эксплуатации блока корректор частоты включен с зоной нечувствительности 3 об/мин и углом наклона статической характеристики 6 МВт на 1 об/мин, что соответствует существующим в данном регионе нормативным требованиям. При этом среднее число срабатываний корректора частоты составляет примерно 15 срабатываний в сутки с относительно небольшой (1 – 2%) требуемой величиной отклонений по нагрузке. Ни к каким нарушениям технологиче- ского режима эти отклонения не приводили, что подтверждают графики ðèñ. 6, 7.
Результаты данной работы продемонстрировали, что при оснащении энергоблока современными средствами АСУ ТП и проведении тщательной работы по усовершенствованию и наладке всего комплекса автоматических регуляторов, принимающих участие в отработке изменения нагрузки, даже на таком сложном с позиции управления тех-
нологическом оборудовании, как пылеугольный энергоблок 800 МВт с пылесистемами прямого вдувания пыли, можно достигать вполне приемлемого качества участия блока в регулировании энергосистемных параметров.
Интеграция АСУ ТП блочного уровня и системы управления процессами очистки поверхностей нагрева котлоагрегата. В 2003 г. с фирмой “Clyde Bergemann” (Германия) был заключен контракт на расширение и модернизацию системы водяной и паровой обдувки поверхностей нагрева котла, обязательным условием которого было полное управление системой обдувки на базе контроллеров Simatic серии S7-400 через операторскую станцию блочного уровня ОМ650.
Для решения данной задачи были привлечены фирма Siemens как поставщик оборудования и ЗАО “Интеравтоматика” для реализации проекта управления системой обдувки через ОМ650.
Объем сигналов обмена между Simatic S7-400 и блочной системой приведен далее.
Вид сигнала |
Направление передачи |
Число сигналов |
Аналоговый |
S7 DCS |
154 |
Дискретный |
S7 DCS |
1645 |
Аналоговый |
DCS S7 |
36 |
Дискретный |
DCS S7 |
407 |
ЗАО “Интеравтоматика” спроектировало и осуществило в октябре 2003 г. интеграцию системы управления водяной и паровой обдувок в АСУ ТП
58 |
2004, ¹ 1 |

энергоблока с управлением через интерфейс ОМ650. В этой работе был использован шлюз GT104CS, разработанный и поставленный фирмой Siemens.
Задача обмена данными через шлюз усложнялась тем, что данные на шине CS275 структурированы под вид управляемого объекта, т.е., например, “телеграмма”, управляющая задвижкой, вклю- чает в себя не разрозненные дискретные команды от ОМ650 и сигналы состояний от S7-400, а комплексные данные, включающие в себя команды, состояния и диагностику отказов механизма в одном блоке обмена на шине CS275. Впервые в рамках данного проекта фирмой Siemens была разработана библиотека для шлюза GT104CS блоков обмена данными по шине CS275 для всех типов объектов управления (двигатели, задвижки, задатчики аналоговых величин, предвыборы состояний, пошаговые программы, индикаторы аналоговых и дискретных величин и др.).
В первый раз в мировой практике в системе управления блочного уровня ОМ650 была получе- на возможность управлять объектами, алгоритми- чески реализованными в системе Simatic S7-400
так же, как и объектами ТПТС51 (АСУ ТП энергоблока). Оператор котлоагрегата получил абсолютно идентичные интерфейсы управления объектами, алгоритмически реализованными на разных контроллерных платформах Simatic и ТПТС.
Березовская ГРЭС-1 сегодня. Разработка и внедрение модернизированной АСУ ТП энергоблока ¹ 2 были произведены в еще более сжатые сроки. В настоящее время оба блока в работе и несут полную нагрузку. В работе – все запроектированные регуляторы. Пуски блоков ведутся с помощью логических автоматов. Разветвленная клиентская сеть помогает контролировать рабочий процесс всем заинтересованным службам: дежурному персоналу АСУ, химикам и дежурному персоналу электроцеха.
Персонал станции не только успешно эксплуатирует систему, но и продолжает работу по совершенствованию алгоритмов регулирования и логи- ческого управления, а также созданию новых алгоритмов, необходимость в которых возникает при модернизации или замене основного технологиче- ского оборудования.
Результаты испытаний противоаварийных разгрузок на энергоблоке К-800-240 Пермской ГРЭС
Черномзав И. З., êàíä. òåõí. íàóê, Рогачев Р. Л., Андриенко В. И., Панасенко А. И., Пьянков П. И., инженеры
ЗАО “Интеравтоматика” – Пермская ГРЭС
С развитием крупных энергообъединений возрастают требования к надежности параллельной работы энергосистем. В этих условиях противоаварийная автоматика – основное средство управления энергосистемами в аварийных ситуациях, поэтому ее главная задача – обеспечение устойчи- вости параллельной работы энергосистем и предотвращение системных аварий.
Среди методов повышения устойчивости энергосистем важное место занимает управление мощностью крупных энергоблоков, динамические характеристики которых менее благоприятны по сравнению с характеристиками энергоблоков средней мощности в связи со снижением постоянных механической инерции ротора и повышением реактивных сопротивлений генераторов. Широко применяемым средством для повышения запаса динамической и статической устойчивости является отключение генераторов от сети, но такой способ создает опасность возникновения повреждения основного оборудования энергоблока, поэтому наиболее рациональное решение – управление мощностью энергоблока, реализующее кратковре-
менную разгрузку для обеспечения динамической устойчивости и длительную разгрузку, обеспечи- вающую статическую устойчивость генераторов.
Âсвязи с широким внедрением на электростанциях России АСУ ТП энергоблоков возникли условия для создания на единых средствах всережимных систем управления мощностью, функции которых включают аварийное управление.
Â1994 г. на российском рынке появился про- граммно-технический комплекс ТПТС51. Исходный вариант этого программно-технического комплекса позволял решать все задачи управления тепломеханическим и электротехническим оборудованием, за исключением реализации электронного регулятора частоты вращения турбоустановок, функций противоаварийной автоматики (ПАА) и противоразгонной защиты.
Âрезультате совместных работ ЗАО “Интеравтоматика”, ВНИИА им. Духова и Siemens был разработан ряд дополнительных модулей в составе Teleperm XP-R, которые позволили решить все перечисленные задачи. Таким образом, на настоящий момент ПТК Teleperm XP-R, имеющий рос-
2004, ¹ 1 |
59 |

Входные |
|
Входные |
|
|
|
|
сигналы |
|
сигналы |
|
|
|
|
ÏÀÀ |
|
ÏÀÀ |
|
ÇÄN |
ÇÄòåìï |
|
|
|
|
|
|||
ÈÐ |
|
ÎÌ |
|
|
|
|
|
|
NÏÀÂ |
ÎÌÑÐÀÁ |
|
|
|
+ |
+ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
ÎÒÇ |
|
ÝÃÏ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
×Ê |
|
|
|
ÒÐÌ |
|
ÔÏ |
ÔÏ |
ÊÐÌ |
|
|
|
|
Сигнал |
|
|
|
|
|
скручивания |
|
|
ÇÄ |
|
|
Запрет Б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
расхода |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ÌÓÒ |
АСАРБ |
Формирование |
|
|
|
|
Отмена ОМ |
|
|
Nçäê ïî ÎÌ è |
|
|
|
|
|
ÀÑÐÁ |
|
|
|
|
ÌÓÒ â äèñò. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
К регуляторам |
||
|
|
|
|
Fã |
Vçä |
Wçä |
! , ' & ' ' # ' ' &' # '-' ' ,' B ,*
ÈÐ – импульсная разгрузка; ÎÌ – ограничитель мощности; Nïàâ – мощность в послеаварийном режиме; ÝÃÏ – электрогидравли- ческий преобразователь; ÝÌÏ – электромеханический преобразователь; ÒÐÌ – турбинный регулятор мощности; ÌÓÒ – механизм управления турбиной; АСАРБ – автоматическая система аварийной разгрузки блока; ÎÌ – ограничитель мощности; ÎÒÇ – ограничитель темпа задания; ÔÏ – функциональный преобразователь; ×Ê – частотный корректор; ÊÐÌ – котельный регулятор мощности; ÏÑÁÓ – пускосбросное устройство; Nçäê – заданная конечная мощность; Fã – расход газа; Vçä – расход воздуха; Wçä – расход питательной воды
сийское наименование ТПТС51, позволяет в рамках одного ПТК с едиными механизмами взаимодействия между элементами, едиными средствами проектирования и богатыми средствами взаимодействия с оперативным персоналом решить весь круг задач контроля и управления на современных энергоблоках, в том числе и в полном объеме зада- чи первичного и вторичного регулирования частоты и мощности, включая электронное регулирование частоты вращения турбины и противоаварийное управление.
Для решения задач противоаварийного управления, а также выполнения защитных функций в составе ТПТС разработан модуль ТПТС52.1412. В этом модуле реализованы следующие каналы:
канал предварительной защиты, предназначенный для осуществления противоразгонной защиты; канал аварийной импульсной разгрузки, предназначенный для кратковременного снижения мощности турбины с целью обеспечения динами-
ческой устойчивости генератора; канал релейной форсировки, предназначенный
для форсированного закрытия регулирующих клапанов турбины при отключении генератора от сети;
канал дифференциатора, предназначенный для защиты турбины при резких сбросах нагрузки и наличии ускорения вращения ротора;
канал начальной коррекции неравномерности, предназначенный для повышения приемистости турбины и компенсации влияния промперегрева на скорость набора нагрузки;
канал послеаварийного ограничения мощности, предназначенный для решения энергосистемной задачи поддержания статической устойчивости генератора при снижении пропускной способности линий электропередачи.
Важнейшей характеристикой этих каналов является высокое быстродействие.
Для каналов релейной форсировки и импульсной разгрузки выходной сигнал появляется через 3 мс после подачи входного сигнала. Для остальных каналов запаздывание выходного сигнала относительно входного составляет не более 15 мс.
Передача сигнала управления от этого модуля к электрогидравлическому преобразователю (ЭГП) выполняется с помощью специально разработанного модуля усиления мощности, выходной сигнал которого имеет диапазон 1 А. Следуя идеологии ПТК, эти усилители могут резервироваться, диагностироваться и быть связанными с модулями
60 |
2004, ¹ 1 |

N, ÌÂò |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
800 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
700 |
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
600 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
500 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
400 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
300 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
200 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
100 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
t, c9 |
|
+ |
, & C - # % |
||||||||
' ' H" ' ' &' # * |
||||||||||
1 – мощность; 2 – инициирующий сигнал |
|
|
|
регулирования так, что возможно переключение каналов.
Для точного измерения частоты вращения ротора турбины разработан модуль ТПТС52.1724, который позволяет вводить информацию от трех электромагнитных (индивидуальных) датчиков (например, фирмы Braun) и производить расчет частоты с проверкой достоверности, формировать уставки по частоте вращения. Расчет частоты производится по каждому каналу измерения, после чего определяется среднее из трех значений частот. Достигнутая точность измерений (с учетом датчика) составляет 0,01% в рабочем диапазоне частот (2900 – 3100 об мин). Кроме того, в этом модуле осуществляется расчет производной по ча- стоте вращения, которая используется для формирования сигналов ряда каналов ПАА и предварительной защиты крупных энергоблоков. Цикл рас- чета всех задач в модуле составляет менее 10 мс.
Этот модуль, являясь системным и подчиняясь законам AS220EA, может резервироваться, диагностироваться как любой другой модуль.
Программное обеспечение этих модулей позволяет иметь доступ к полному набору настроеч- ных параметров каждого из алгоритмов. Высокая надежность работы быстродействующего контура достигается за счет резервирования модулей.
Обеспечена стыковка электронных модулей ТПТС52.1412 и ТПТС51.1412 с преобразователями ЭГП или ЭМП, устанавливаемыми на турбине. Диапазон входного сигнала ЭМП является стандартным (4 – 20 мА), а для ЭГП этот диапазон1 А, в этом случае используется усилитель мощности.
Весь комплекс новых модулей был предварительно протестирован во ВНИИА и затем прошел промышленную апробацию в составе АСУ ТП ГТЭ-110 на Ивановской ГРЭС, в составе ЭЧСР
N, ÌÂò
800 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
700 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
600 |
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
500 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
400 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
300 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
200 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
100 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
t, ñ |
2 , & C - # %
' ' H" ' ' # " '-*
1 – мощность; 2 – инициирующий сигнал
блока ¹ 1 800 МВт Березовской ГРЭС, на двух турбинах 25 МВт Мутновской ГеоЭС.
В связи с вводом в эксплуатацию на энергоблоке К-800-240 Пермской ГРЭС полномасштабной АСУ ТП на базе ПТК ТПТС, а также в связи с особенностью режимов работы энергосистемы Урала, требующих противоаварийную разгрузку Пермской ГРЭС, проведены испытания с целью проверки реализации таких разгрузок блока, проверки взаимодействия систем нормального и аварийного регулирования, а также отработки технологиче- ских процессов. На ðèñ. 1 изображена упрощенная структурная схема взаимодействия каналов аварийной разгрузки с системой регулирования мощности в нормальных режимах.
Импульсные разгрузки (ИР) сопровождаются обратимыми процессами, поэтому достаточно на интервале времени 10 с выполнить блокирование движения двигателя МУТ (механизма управления турбиной) в сторону больше (Б). Воздействие на изменение нагрузки котла не производится.
При длительной разгрузке в канале ограниче- ния мощности (ОМ) по информации о величинах разгрузки и исходной мощности блока формируется задание мощности в послеаварийном режиме Nïàâ, которое передается в системы регулирования турбины и котла, а также в формирователь заданного конечного расхода газа Fã. Сформированное задание расхода газа является заданием котельным регуляторам расхода газа, воздуха и питания. Функцией турбинного регулятора мощности является выдача команды на управление двигателем МУТ в сторону “меньше” для снижения задания мощности и вытеснения тока ЭГП до нуля. Энергоблок остается в разгруженном состоянии до момента подачи команды оператором “отмена ПАА”, после этого снимается действие канала ОМ и возможно нагружение энергоблока.
Испытания проведены при имитации сигналов системной ПАА, формирующей команды импульсной и длительной разгрузок, а также при работе
2004, ¹ 1 |
61 |

N, ÌÂò |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
800 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
700 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
600 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
500 |
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
400 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
300 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
200 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
100 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
t, c |
3 |
, & C - # % |
|||||||||
H" & # |
||||||||||
# " '-* |
|
|
|
|
|
|
|
|||
1 – мощность; 2 – инициирующий сигнал ИР + ОМ |
|
|
АСАРБ с отключением турбины и переводом котла на растопочный режим.
Результаты испытаний. Импульсная разгрузка. Установлены следующие параметры сигнала импульсной разгрузки (ИР):
амплитуда прямоугольной части импульса составляет 4 отн. ед. (неравномерности);
длительность импульса 0,5 с; амплитуда экспоненциальной части сигнала
1,2 отн. ед. (неравномерности); постоянная времени экспоненты 5 с.
По факту срабатывания канала ИР осуществлялось блокирование команды на перемещение МУТ в сторону “больше” на 10 с. Кратковременное движение в сторону закрытия регулирующего клапана ¹ 1 ВД и клапана ¹ 1 СД до 10% с последующим возвратом их в исходное положение привело к кратковременной разгрузке турбогенератора с 750,45 до 35 МВт (ðèñ. 2). Максимальная скорость разгрузки, определяемая по изменению мощности генератора, составила 300% с. Запаздывание изменения мощности генератора по отношению к инициирующему сигналу (см. ðèñ. 2) не превысило 0,3 с.
На интервале разгрузки кратковременно (на 25 с) повышалось давление острого пара с 23,17 до 26,48 МПа, пускосбросное устройство (ПСБУ) не срабатывало.
Длительная разгрузка. По просьбе Пермской ГРЭС алгоритм канала ограничения мощности был реализован в стандартном модуле ТПТС51.1412 с циклом работы 23 мс.
Для выполнения длительной разгрузки от реле шкафа ПАА был подан инициирующий сигнал, который сформировал команду на разгрузку турбогенератора с исходной мощности 756,42 МВт до 447,15 МВт (ðèñ. 3). Клапан ¹ 1 ВД кратковременно прикрылся до 10% с последующим выходом на 30%-ный уровень, а клапан ¹1 СД кратковременно прикрылся до 40%, затем установился на уровне 100%. Послеаварийное значение мощ-
ности установилось через 6,5 с. Динамический переход осуществлен без существенного перерегулирования (минимальное значение мощности 306 МВт), поэтому скорость разгрузки была зна- чительно ниже и составила 135% с.
Запаздывание изменения мощности составило 0,4 с. Этот переходный процесс сопровождался кратковременным ростом давления острого пара с 23,68 до 28,2 МПа и срабатыванием ПСБУ, которое восстановило исходное давление пара перед турбиной через 10 мин.
По факту работы канала ограничения мощности сформирован сигнал на скручивание МУТ, который вытеснил ток ЭГП за 1,5 с.
Быстрая разгрузка котла организована за счет ввода задания конечной мощности энергоблока, значение которой формировалось в канале ограни- чения мощности и через формирователь задания по расходу газа вводилось в задатчик расхода газа, который управлял котельными регуляторами расхода газа, воздуха и питания. Наиболее быстрая и глубокая разгрузка блока была получена при совместной работе каналов ИР и ОМ (ðèñ. 4).Параметры импульса канала ИР были установлены аналогично первому опыту за исключением снижения времени экспоненты от 5 до 3,5 с. Совместная работа каналов ИР и ОМ сформировала форсированный сигнал управления ЭГП, который замещался скручиванием МУТ за 2,5 с. При исходной мощности генератора 703,38 МВт послеаварийное значение мощности установилось через 9 с на уровне 391,14 МВт.
Запаздывание изменения мощности составило 0,3 с. Максимальная скорость изменения электри- ческой мощности была более 300% с.
Переходный процесс изменения мощности сопровождался кратковременным повышением давления перед турбиной с 21,9 до 25,6 МПа. При этом регулирующий клапан ПСБУ полностью открылся и через 1 мин начал прикрываться. Полное закрытие клапана ПСБУ произошло через 3 мин.
С целью проверки возможности полной разгрузки энергоблока был проведен опыт разгрузки энергоблока отключением турбины с переводом котла на 30%-ную нагрузку при работе АСАРБ. Режим реализован в следующей последовательности. Вначале была дана команда на посадку стопорных клапанов с последующим отключением генератора от сети. Сигнал от АСАРБ поступал в схему формирования задания задатчику конечного расхода газа и скорости разгрузки котла. Последний формировал задание расхода газа, воздуха и питания регуляторам котла. Сброс пара через ПСБУ привел к снижению давления пара на выходе котла на 10% ниже исходного за 50 с.
Опыт показал, что технологические параметры энергоблока не привели к срабатыванию защит, поэтому такая разгрузка энергоблока может быть
62 |
2004, ¹ 1 |

реализована по команде системной противоаварийной автоматики.
Выводы
Проведенные испытания противоаварийных разгрузок энергоблока показали:
качество переходных процессов при импульсной разгрузке турбины К-800-240 удовлетворяет
требованиям обеспечения синхронной динамиче- ской устойчивости генераторов;
качество переходных процессов при совместной работе каналов импульсной и длительной разгрузки удовлетворяет требованиям обеспечения статической устойчивости генераторов;
возможность полной разгрузки энергоблока может быть реализована по командам ПА с пуском АСАРБ и разгрузкой котла до 30% нагрузки.
Автоматизированная система химконтроля и управления ВХР Псковской ГРЭС
Иванов В. Г., Максимов В. В., Молчанов К. А., Прытков Н. И., Федоров В. В., инженеры
ЗАО “Интеравтоматика” – Псковская ГРЭС
Разработанная и внедренная на Псковской ГРЭС автоматизированная система химконтроля и управления (АСХКУ ВХР) предназначена для автоматического контроля показателей водно-хими- ческого режима энергоблоков, общестанционных систем и автоматического управления насосамидозаторами химреагентов для поддержания оптимального водно-химического режима во всех режимах эксплуатации основного оборудования энергоблоков при минимальном участии персонала.
Объектом автоматизации является пароконден- сатно-питательный тракт двух энергоблоков, бак запаса конденсата (БЗК), подпиточная вода в деаэраторы, насосы-дозаторы гидразина, аммиака и фосфатов и другое вспомогательное оборудование.
Объем входных/выходных сигналов и команд АСХКУ ВХР для двух энергоблоков и общестанционных систем Псковской ГРЭС приведен далее.
Сигналы |
Число |
|
Входные аналоговые 0 – 5 мА |
89 |
|
Входные дискретные на уровне 24 В |
90 |
|
Выходные аналоговые 4 – 20 мА |
16 |
|
Дискретные выходные = 24 В |
32 |
|
(I < 0,5 A) |
||
|
Объем измеряемых параметров для двух энергоблоков и общестанционных систем Псковской ГРЭС приведен далее.
Параметр |
Число |
Удельная электропроводимость |
34 |
Кислород |
7 |
Натрий |
10 |
ðÍ |
15 |
Расход питательной воды |
11 |
Параметры химконтроля, вводимые |
|
вручную по результатам лабораторных |
747 |
измерений |
|
В АСХКУ ВХР на Псковской ГРЭС реализованы следующие функции:
сбор и обработка информации со всех установленных приборов АХК, а также информации, необходимой для контроля за работой устройств подготовки проб и работой насосов-дозаторов;
автоматическое и дистанционное управление работой насосов-дозаторов;
непрерывный контроль достоверности и технологическая сигнализация отклонений параметров от нормативных значений с расшифровкой причин отклонений (нарушение ВХР, повышение температуры пробы, выхода из строя канала связи, отсутствие потока пробы через датчик, выход из строя прибора и др.) и событий;
печать графиков, ведомостей и др. предоставление текущей информации пользо-
вателям в виде мнемосхем, графиков, протоколов и др.;
диагностика и тестирование средств ПТК; передача информации в общестанционную сеть; накопление ретроспективных данных (пара-
метров и событий); ручной ввод данных о параметрах химконтро-
ля, измеряемых лабораторными методами. Кроме того, обеспечены:
возможность расширения набора задач, замеров, видеограмм и др.;
доступ к функциям и защита информации аналогично соответствующим требованиям документа;
автоматическая обработка информации о вводимых в АСКУ ВХР параметров химконтроля, измеряемых ручным способом;
автоматическая регистрация событий и аварийных ситуаций, возникающих в процессе эксплуатации АСКУ ВХР;
возможность расчета средних значений контролируемых параметров (за час, смену, сутки), значений отклонений параметров химконтроля нарастающим итогом, количество реагентов (за смену, сутки, месяц) и др.
2004, ¹ 1 |
63 |

Концентратор
Ethernet
S7-400
ET200M
PROFIBUS DP
ET200M
! ' , ' O
АСХКУ ВХР на блоках ¹ 1, 2 Псковской ГРЭС выполнена на базе приборов отечественного производства, системы устройства подготовки пробы типа СУПП и программно-техническом комплексе ПТК Simatic фирмы Siemens с системой визуализации WinCC.
ПТК Simatic состоит из контроллера PCS7 и аналоговых и дискретных модулей ввода-вывода. Дискретные модули ввода-вывода и аналоговые модули вывода скомпонованы в специализированных выносных стойках ET200 и используются для управления насосами-дозаторами с операторской станции WinCC и вывода технологической сигнализации на блочный щит управления. Аналоговые модули подключены к датчикам химического кон-
троля и их показания выводятся на экран операторской станции WinCC. Структурная схема ПТК показана на ðèñ. 1.
Операторская станция WinCC имеет древовидную структуру видеограмм (ðèñ. 2).
Верхняя видеограмма – информационная. С этой видеограммы, при нажатии на “объект”, можно попасть в любую видеограмму структуры.
На видеограммах ручных измерений представлены таблицы центральной и экспресс-лаборато- рий, в которые лаборанты должны вносить все показания ручных измерений. Предварительно, на видеограммах настроек можно изменить перечень измерений, проводимых в лабораториях. Все настройки защищены от несанкционированного вмешательства.
На видеограмме (ðèñ. 3) показана схема кон- денсатно-питательного тракта блока с точками измерений аналоговых значений химических показателей, дискретных сигналов от системы устройства подготовки пробы (СУПП) и насосами-дозато- рами. Каждая точка измерения параметров химконтороля (ПХК) на видеограмме представлена в виде окна (ðèñ. 4), в котором показаны значения измеряемых ПХК, сигнализация и виртуальные кнопки управления.
После нажатия кнопки подробной информации разворачивается окно аналогового сигнала.
При нажатии кнопки с изображением графика раскрывается окно с графиками сигналов в данной точке отбора. При открытии видеограммы архивов оператор может просмотреть таблицы архивов.
Регуляторы. Регулятор фосфатов. Подача фосфатов в барабан котла осуществляется одним из двух насосов-дозаторов 1(2)НДФ1 или 1(2)НДФ2 на первом корпусе котла блока 1 (2) и
|
|
|
Информационная видеограмма химконтроля станции |
|
|
|
|
||||||
|
|
Áëîê 1 |
|
Общестанцион- |
|
|
|
Áëîê 2 |
|
|
|||
|
|
|
|
|
ное оборудование |
|
|
|
|
|
|
|
|
Котел |
Котел |
Конденсатный |
Генератор |
|
|
Генератор |
Конденсатный |
Котел |
Котел |
||||
1À |
1Á |
|
тракт |
|
|
|
|
|
|
тракт |
|
2Á |
2À |
измерений |
|
|
Центральна лаборатория |
|
|
Экспресc-лаборатория |
|
|
|
||||
|
|
(общестанционные измерения) |
|
(общестанционные измерения) |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Вводручных |
|
|
Измерения |
Измерения |
|
Измерения |
Измерения |
|
|
|
|||
|
|
на блоке 1 |
на блоке 2 |
|
на блоке 1 |
на блоке 2 |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Дозаторы |
Дозаторы |
Дозаторы |
|
ÑÓÏÏ ÑÓÏÏ |
|
|
|
Дозаторы |
Дозаторы |
Дозаторы |
|||
фосфата |
фосфата |
гидразина |
|
|
|
|
|
|
гидразина |
фосфата |
фосфата |
||
|
|
|
и аммиака |
|
|
|
|
|
|
и аммиака |
|
|
|
|
|
|
|
|
Архивы |
Графики |
Настройки |
|
|
|
|
+ ' , ' # *
стрелками показаны переходы с видеограммы на видеограмму
64 |
2004, ¹ 1 |

2 K # ' % # ' '
1(2)НДФ3 или 1(2)НДФ4 на втором корпусе котла блока 1 (2). Изменение расхода фосфатов происходит в результате изменения частоты вращения двигателей насосов-дозаторов с помощью частотного преобразователя (ðèñ. 5).
Для нормальной работы корпуса котла достаточно одного насоса-дозатора (второй находится в технологическом резерве). Для двух насосов-доза- торов предусмотрен один частотный преобразователь в сборке электропитания с возможностью переключения по месту с одного насоСтруктурная схема построения и размещения технических средств АСУ ТП энергоблока ПГУ-450Т
са на другой. Там же находится ключ выбора “М-А”, который дает возможность управлять насо- сами-дозаторами со сборки электропитания или с компьютера из помещения экспресс-лаборатории.
При использовании частотных преобразователей сигнал на их входе пропорционален расходу реагента, поэтому регулятору расхода фосфатов для нормальной работы достаточно сформировать правильный сигнал задания по расходу.
Фосфаты, закачиваемые в барабаны котла, не уносятся с паром, а циркулируют в экранных трубах и удаляются только с продувкой котлов. Периодическую продувку из-за малого расхода можно не принимать во внимание. Таким образом, в каче- стве задания по расходу фосфатов можно принять расход непрерывной продувки котла, умноженный на коэффициент перевода тонны в час продувки на литр в час расхода фосфатов.
Так как содержание фосфатов автоматически не измеряется, в качестве корректирующего сигнала можно использовать электропроводимость воды в чистом отсеке барабана котла, которая хорошо корреспондируется с солесодержанием и, в конечном счете, с концентрацией фосфатов.
Регулятор гидразина. Регулятор расхода гидразина аналогичен регулятору расхода фосфатов без корректора. Объясняется это достаточно низким и постоянным содержанием кислорода, а также отсутствием автоматических измерений, в достаточ- ной мере отображающих концентрацию гидразина в питательной воде.
1
2
3
4
5
6
7
3 ' " ' *
кнопки: 1 – неисправность дискретного канала; 2 – сигнализация от СУПП; 3 – квитирование сигнализации от СУПП; 4 – настройка аналогового сигнала; 5 – аналоговый сигнал; 6 – просмотр графиков в точке измерения; 7 – таблица с перечнем сигналов
2004, ¹ 1 |
65 |

Таким образом, расход гидразина определяется расходом питательной воды на блок и возможностью изменения дозы (литров гидразина на тонну питательной воды).
Регулятор аммиака. Регулятор расхода аммиака аналогичен регулятору расхода фосфатов. С помощью аммиака поддерживается рН питательной воды. Так как рН питательной воды зависит не только от расхода аммиака, но и от расхода гидразина, регулирование ведется только корректирующим регулятором с весьма затянутыми настройками из-за большого времени чистого запаздывания прохождения пробы воды до датчика рН, находящегося в экспресс-лаборатории.
Кроме того, выходной сигнал регулятора уменьшается пропорционально расходу питательной воды при изменении нагрузки блока и расходу гидразина, который тоже воздействует на рН, хотя и в меньшей степени.
Управление регуляторами. Регуляторами можно управлять с операторской станции в автомати- ческом и дистанционном режиме.
В дистанционном режиме блок переключения автомат-дистанция (А-Д) переводится в дистанци-
онный режим (Д). Задание регулятору задается че- рез окошко ввода с экрана монитора с помощью клавиатуры или “мышью” нажатием на кнопки “больше – меньше” вокруг окошка ручного ввода задания.
В автоматическом режиме блок переключения автомат-дистанция (А-Д) переключается в автоматический режим (А). Задание регулятору формируется по алгоритму, описанному ранее. Переход с автоматического на ручное управление осуществляется безударно.
Задания регуляторам. Для включения регуляторов фосфата и гидразина в автоматическом режиме необходимо ввести задания по дозе реагентов на видеограммах каждого регулятора.
Регуляторы аммиака могут работать только в дистанционном режиме, поэтому в качестве задания им нужно вводить расход аммиака и управлять ими с экрана монитора.
Регуляторами фосфата и гидразина тоже можно управлять дистанционно с экрана монитора с заданием собственно расхода реагента.
Ввод ручных измерений. Лаборанты центральной и экспресс-лабораторий после проведения
G K # ' # ' 'D D
66 |
2004, ¹ 1 |

ручного анализа воды и пара должны все измерения внести в таблицы на видеограммах “Ручные измерения”, предварительно выбрав в настройках все измеряемые сигналы в каждой точке отбора.
Эти видеограммы разделены между лабораториями и по оборудованию: “Блок 1”, “Блок 2” и “Общестанционное оборудование”.
Выводы
1. На Псковской ГРЭС в 2001 г. введена в постоянную эксплуатацию атоматизированная система химконтроля и управления водно-химическим режимом энергоблоков ¹ 1, 2 мощностью по 215 МВт. Система реализована на базе програм- мно-технического комплекса (ПТК) Simatic S7 фирмы Siemens и автоматических приборов хим-
контроля и устройств подготовки пробы отечественного производства.
2.Полный цикл работ, включая проектирование ПТК, поставку, монтаж, наладку, обучение эксплуатационного персонала и сдачу в эксплуатацию, выполнен ЗАО “Интеравтоматика” при участии специалистов Псковской ГРЭС.
3.АСХКУ ВХР реализована и все предусмот-
ренные проектом функции находятся в постоянной эксплуатации.
4. Внедрение АСХКУ ВХР существенно улуч- шило качество ведения водно-химического режима, эксплуатационного анализа параметров химконтроля, отчетности и повысила надежность эксплуатации основного оборудования энергоблоков (котел, турбина).
2-я Всероссийская специализированная выставка
«Электро-2003. Энергетика. Экология ресурсов»
Разделы выставки:
1.ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
2.ИСТОЧНИКИ СВЕТА и ОСВЕТИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ
3.АВТОМАТИЗАЦИЯ и УЧЕТ
4.ТЕХНОЛОГИИ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
5.ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ и ЭЛЕКТРОНИКА
6.СИСТЕМЫ ИСКУССТВЕННОГО КЛИМАТА
7.СИСТЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
8.АЛЬТЕРНАТИВНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
Контакты:
Òåë/ôàêñ: (8442) 96-52-72, 96-50-59 E-mail: electro@volgogradexpo.ru
2004, ¹ 1 |
67 |

АСУ ТП газотурбинной расширительной станции Среднеуральской ГРЭС
Меламед А. Д., Чесноковский В. З., Зорина С. С., Вальцев В. Н., Лочкарев В. Н., Кассациер А. Е., Кобылкин А. Я., Шарапов В. Г., Герасимов С. А., Ауэрбах Л. А., инженеры
ЗАО “Интеравтоматика” – Среднеуральская ГРЭС – Свердловэнерго
Среднеуральская ГРЭС является основным ис- |
значенная для получения дополнительной элект- |
||
точником теплоснабжения г. Екатеринбурга и |
рической мощности на перепаде газа (см. ðèñ. 1). |
||
близлежащих городов. Установленная электриче- |
Пропускная способность газотурбинной рас- |
||
ская мощность станции составляет 1193 МВт, теп- |
ширительной станции по газу 478 тыс. м3 â ÷àñ, â |
||
ловая – 1327 Гкал ч. Основное топливо – газ, ре- |
том числе, по ГРП – 478 тыс. м3 в час, по турбоде- |
||
зервное – мазут. Проектная пропускная способ- |
тандеру – 215 тыс. м3 в час; мощность турбодетан- |
||
ность газорегулирующего пункта (ГРП) – |
дера 11,5 МВт, давление газа на входе составляет |
||
478 òûñ. ì3 ãàçà â ÷àñ. |
1,1 0,1 МПа; на выходе – 0,15 МПа; удельный |
||
На всех электростанциях, сжигающих газ, есть |
расход условного топлива на выработку электро- |
||
резервы по дополнительной выработке электриче- |
энергии 64 г (кВт ч). |
||
ской мощности за счет использования перепада |
Основными элементами ГТРС являются турбо- |
||
давления газа на ГРП, который для разных стан- |
детандер с экономайзерами и ГРП. Газовая утили- |
||
ций составляет от 0,8 до 2,3 МПа в зависимости от |
зационная турбина (турбодетандер) типа ТГУ-11 |
||
схемы их подключения к магистральным газопро- |
поставлена ПО “Уральский турбомоторный завод” |
||
водам. Затраты топлива на выработку дополните- |
комплектно с механизмами управления, системой |
||
льной электрической мощности турбодетандером, |
маслоснабжения, системой уплотнения турбины |
||
использующим перепад газа, минимальны. В част- |
по газу и гидравлической системой автоматиче- |
||
ности, проектный удельный расход условного топ- |
ского регулирования. Турбина вращает генератор |
||
лива на турбодетандере Среднеуральской ГРЭС |
Т-12-2УЭЗ (производства ПО “Лысьвенский за- |
||
составляет 64 Гкал (кВт ч). |
вод”), снабженный комплектом электротехниче- |
||
На Среднеуральской ГРЭС в 2002 г. введена в |
ского оборудования для выдачи мощности в сеть |
||
опытно-промышленную эксплуатацию газотур- |
с.н. станции. Параллельно турбодетандеру вклю- |
||
бинная расширительная станция (ГТРС), предна- |
чен ГРП, состоящий из четырех ниток, одна из ко- |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
! , # " ' , '# &' F &' C *
ÃÐÏ – газорегулирующий пункт; ÁÄÊ – быстродействующий клапан; ÂÄ – деаэратор; À – аккумулятор; ÝÍÄ-12Á, ÝÍÄ-14Á – экономайзеры низкого давления котлов 12Б и 14Б; ÏÁ – промбак; ÍÂÏÊ – насос воды промконтура; ÑÊ – стопорный клапан; ÐÊ – регулирующий клапан; ÃÌÍ – главный маслонасос; Ã – генератор; Â – возбудитель; ÏÌÍ – пусковой маслонасос; ÀÌÍ – аварийный маслонасос; ÃÏ1, ÃÏ2 – первый и второй газовые подогреватели
68 |
2004, ¹ 1 |

+ L D " # %
торых растопочная. ГРП рассчитан на полную пропускную способность по газу.
Система подогрева газа на входе в турбодетандер состоит из:
двух трехсекционных газоводяных подогревателей, размещенных в здании ГТРС;
двух теплофикационных водяных экономайзеров (ТВЭ), каждый из которых рассчитан на 100%- ный подогрев газа. ТВЭ установлены параллельно воздухоподогревателям по газовой стороне на корпусах “Б” блоков 300 МВт ст. ¹ 9, 11;
промежуточного бака с устройствами гидравлической защиты, дренирования и подпитки;
двух циркуляционных насосов контура греющей воды.
Газотурбинная установка с вспомогательным оборудованием расположена в отдельно стоящем здании на расстоянии 700 м от главного корпуса, рядом с ГРП открытого типа.
Генеральный проектировщик технологической
èстроительной части ГТРС – АО Уралтеплоэлектропроект. Генеральный разработчик и поставщик АСУ ТП – ЗАО “Интеравтоматика”. Изготовитель
èпоставщик технических средств АСУ ТП – фирма Siemens.
Принципиальные решения по автоматизации ГТРС разрабатывались совместно ЗАО “Интеравтоматика”, службами АО Свердловэнерго, Среднеуральской ГРЭС, СКБ газовых турбин ПО ТМЗ и АО Уралтеплоэлектропроект.
Объем и уровень автоматизации обеспечивают надежную непрерывную работу ГТРС в автомати- ческом режиме с глубоким регулированием нагрузки. Поддержание давления и температуры газа в станционном коллекторе в широком диапазоне изменения мощности и состава оборудования ГРЭС достигается путем автоматического регулирования нагрузки газовой турбины, а при необходимости – и расхода газа через ГРП. Требуемый подогрев газа, в том числе и при изменении режима работы котлов, поддерживается автоматически. Предусмотрены полная автоматизация пуска газо-
2 ' ' 'L
турбинной установки (график автоматического разворота турбодетандера показан на ðèñ. 2), а также автоматизация нормального и аварийного останова газовой турбины. Программное изменение по выбору оператора режимов работы ниток ГРП и управление вспомогательным оборудованием газотурбинной установки автоматизированы. Управление электротехническим оборудованием ГТРС также производится через АСУ ТП.
Все защиты ГТРС, в том числе защиты газовой турбины от повышения частоты вращения, реализованы только через АСУ ТП, которая подает в гидравлическую систему турбины команду на закрытие стопорного и регулирующего клапанов. Для предотвращения неблагоприятного влияния срабатывания защиты турбины на подачу газа к котлам предусмотрена установка параллельно турбине быстродействующего клапана, управляемого гидравлической системой турбины таким образом, что при закрытии стопорного клапана этот быстродействующий клапан открывается. При этом входящие в состав АСУ ТП регуляторы ГРП поддерживают постоянным давление газа в магистрали к котлам.
Управление ГТРС осуществляется с пульта, размещенного в помещении блочного щита управления (БЩУ) блока ¹ 11. На время наладки и испытаний, а также как резервное, возможно управление с местного щита управления (МЩУ), расположенного в помещении ГТРС. Постоянное присутствие обслуживающего персонала на МЩУ не предусматривается.
АСУ ТП ГТРС, включая общестанционное оборудование, в целом строится как единая распределенная система прямого цифрового управления для технологических систем, размещенных в помещениях ГТРС и главного корпуса, объединенных магистральным интерфейсом. В состав АСУ ТП входят операторские станции как средства операторского интерфейса.
АСУ ТП реализует следующие основные функции, обеспечивающие надежный контроль и управление оборудованием в стационарных и пе-
2004, ¹ 1 |
69 |

|
|
ременных режимах нормальной эксплуатации, а |
|
|
|
также при аварийных ситуациях: |
|
|
|
дистанционное управление и контроль с испо- |
|
|
|
льзованием операторских станций; |
|
|
|
технологические защиты, включая защитные |
|
|
|
блокировки; |
|
|
|
блокировки; |
|
|
|
ÀÂÐ; |
|
|
|
автоматическое регулирование; |
|
|
|
автоматическое дискретное (в основном поша- |
|
|
|
говое) управление для основных операций; |
|
|
|
информационные и вычислительные задачи. |
|
|
|
В число информационных и вычислительных |
|
|
|
задач входят: |
|
|
|
представление информации в различных фор- |
|
|
|
мах на экранах и печатающих устройствах; |
|
|
|
протоколирование сигнализации, переключе- |
|
|
|
ний, действий оператора, работы АСУ ТП; |
|
|
|
архивирование значений параметров техноло- |
|
|
|
гического процесса; |
|
|
|
регистрация и анализ аварийных ситуаций; |
|
|
|
||
3 F >?+@E |
учет рабочих часов, средних за отчетные пери- |
||
L ( |
îäû è ò.ï.; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
E ' # ' 'L
70 |
2004, ¹ 1 |