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

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

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

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.

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

1,0

0,5

0

! " # # $# %

&' ()*

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

+ ,-, # # #

.'!'/!0'+1' '.'+'/20'31*

1, 3 – до реконструкции системы автоматизации; 2, 4 – после реконструкции

Ýò/ä, êÂò · ÷, ÃÄæ

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.

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.

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”.

ÎÌ650

Industrial Ethernet

Обрабатывающее

устройство

Удаленные терминалы WEB-клиенты

Операторский

терминал

Цветной

принтер

ÒÏÒÑ51

Ethernet PROFIBUS-DP

MODBUS

. . .

Simatic или иные системы

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-

Связь с внешними системами (например, SAP R/3)

Шина терминалов

Industrial Ethernet

Контроллер S7-400

+ -' '<>?@'<?

Операторские

станции

Инженерная

станция

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”-

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.

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.

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-

Всережимная Максимальное работа использование

регуляторов логических программ

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-

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

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.

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-

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-