5.4. Уровень автоматизации
Одни и те же информационные и управляющие функции АСУ ТП по энергоблоку и ТЭС в целом выполняют с помощью различных программно-технических средств, сочетание которых определяет уровень автоматизации объектов.
Под уровнем автоматизации ТЭС понимают ее оснащенность современными техническими средствами контроля и управления и набором отработанных процедур и программ для ПТК по сбору, обмену и передачи информации в системе "человек-машина". Уровень автоматизации в таком понимании не является установившейся категорией. Само понятие уровня автоматизации меняется по мере модернизации оборудования, совершенствования технических средств автоматизации и внедрения ЭВМ, роста квалификации эксплуатационного персонала и других факторов.
Введем понятие исходного уровня автоматизации ТЭС. Го характеризует:
в информационной части — сочетание одноканальных измерений (10—15% полного объема информации) и систем множественного контроля с использованием систем централизованного контроля и управления (СЦКУ) и ИВМ;
в управляющей части — сочетание индивидуального прямого и вызывного (25-30% всего количества исполнительных и вспомогательных механизмов) дистанционного управления с ограниченным применением централизованного ПТК, широким использованием локальных АСР нижнего уровня управления и автоматизацией отдельных операций по дискретно-непрерывному управлению (пуск, останов отдельных агрегатов, переключения в тепловых схемах ЭБ и ТЭС в связи с переходом на пониженную и растопочную нагрузки и др.) [1, 4, 8, 10, 13, 26, 34, 35].
Исходный уровень автоматизации, соответствуя в основном методическим указаниям, приведенным в [34], не в полной мере отвечает современным требованиям к АСУ ТП, сформулированным в перечне информационных и управляющих функций по энергоблоку и ТЭС. В частности отличается недостаточной глубиной иерархизации и интеграции КТСА, слабым использованием современных средств отображения информации на БЩУ и ГЩУ, недостаточным оснащением программно-техническими средствами подсистем АСУ ТП по контролю и управлению выбросами вредных веществ в атмосферу и др.
А между тем статистический анализ загруженности оператора блока, приведенный в [36] показывает, что в условиях нормальной эксплуатации (базовый режим) лишь 28% времени оператора уходит на вмешательство и наблюдение за процессом и 45% на нерегламентированную деятельность и паузы (оставшееся время идет на журнальные записи и переговоры с ЛПР).
Следовательно, существует реальная опасность потери бдительности и совершения ошибочных действий из-за монотонности и относительной малочисленности операций по вмешательству в процесс.
С прогрессирующей, приспособленной для различных пользователей коммуникационной техникой и внедрением современных СОИ можно ожидать расширения возможностей по контролю и управлению за процессом (диагностирование, оптимизация, тренировки персонала и др.).
В этой связи в качестве альтернативного исходному уровню рассмотрим один из проектов АСУ ТП ТЭС, приведенный в [36]. Он разработан применительно к тепловой электростанции суммарной электрической мощностью 2000 МВт с охватом до 2000 аналоговых измеряемых параметров, 6000 — наблюдаемых и управлением до 2000 агрегатов и механизмов.
Единый перспективный щит управления расположен в специально отведенном для него помещении. Он уменьшен в размерах посредством экранной информации. Общий вид щита, его фасад и план показаны на рис. 5.12. Для лучшей организации различных ступеней обзора предусмотрена опущенная зона управления (ЗУ). Центральная часть с тремя дисплеями резервирована как постоянное рабочее место в ЗУ для текущего контроля и управления процессом. Использование двух дублирующих обзорных дисплеев (3) на левой и правой сторонах пульта делают возможным без нанесения ущерба операциям, выполняемых в его центральной части, исполнение следующих задач:
подготовка пуска;
наблюдение с целью обнаружения участков, склонных к авариям;
диалог с математической моделью процесса.
Между центральной частью и обоими крыльями пульта есть два видеомонитора (4) для наблюдения реальных картин, например, процесса горения и положения факела в топке.
Рис. 5.12. Щит управления ТЭС мощностью 2000 МВт
а — продольный разрез; б — план; 1 — большой экран; 2 — дисплеи для управления процессом; 3 — дисплеи ПЭВМ для решения дополнительных задач; 4 — мониторы "реальных сцен"; 5 — показ и распечатка информации об объекте связь с банком данных; 6 — АРМ оператора по связи с МЩУ и другими информационными сетями; 7 — АРМ начальника смены; 8 — компьютерная станция для испытаний и наладки технологического оборудования
Для параллельного обзора всего процесса предусмотрена установка информационного электронного табло большой площади (1). На нем должны быть показаны важнейшие сообщения о нарушениях (повреждениях) в объекте и аналоговые сигналы некоторых измеряемых величин, характеризующих нормальное течение технологического процесса (температура перегрева, давление и расход пара за котлом и др.).
Представительное статическое, многомерное и укрупненное изображение делает возможным наблюдение определенных участков с "одного взгляда".
Базисом для наблюдения и управления процессом в любом случае служит движущаяся во времени и пространстве картинка с изображением состояния объекта и всех его ФГУ. Выбор более детализированной информации возможен посредством:
нисходящего чередования в иерархии фрагментов мнемосхем;
нажатием специальных клавиш быстрого выбора, которые имеют только одно содержание и приводят к выбору требуемого фрагмента с единичными сообщениями.
Соединение регистрирующего прибора с терминалом (5), расположенным в ЗУ процессом, делает возможным распечатку информации из банка данных по выбору дежурного персонала. Емкость банков данных может наращиваться для отображения процесса в нормальной ситуации (базовый и регулирующий режимы), аварийной ситуации и для расчета ТЭП в темпе с технологическим процессом (КПД брутто котла, балансовые показатели, удельные расходы топлива и т.п.).
Полный объем центрального щита — 94000 м. На этом щите располагаются 37 сотрудников, занятых каждую смену (без приходящего ремонтного персонала). Из них 13 специалистов постоянно заняты на различных пультах управления; 24 — могут находиться на щите временно, как обходчики для предварительного контроля и исполнения функций надзора за оборудованием по месту.
Сравнение исходного и более высокого альтернативного уровней автоматизации показывает, что последний представляет большую возможность для полной реализации состава информационных и управляющих функций АСУ ТП. В частности, в информационной части:
увеличение объема оперативной информации с вышестоящей и нижестоящими системами управления на основе отработанных процедур по сбору, обработке и завершению передачи информации и использования современных СОИ;
сведение до минимума индивидуальных измерительных приборов (до нескольких самописцев) по каналам измерения важнейших параметров (температура перегрева, давления и расхода пара, топлива и питательной воды, частота вращения ротора ЭГ (частота сети), электрическая мощность блока и суммарная мощность ТЭС).
В управляющей части:
расширение функций систем автоматического управления за счет привлечения программно-технического комплекса с более полным математическим м программным обеспечением;
представление более детальной информации к управлению процессом с помощью дисплейной техники, размещенной на пульте управления;
ограниченный объем ручного дистанционного (дублирующего) управления, предусмотренного лишь по каналам важнейших воздействий на объект (подачи охлаждающей воды на впрыск в пароперегреватель, питательной воды, воздуха и топлива в котел, пара в турбину);
В части компоновки диспетчерских постов управления:
экономия площади (размеров) щитовых помещений, приборных панелей за счет применения дисплейной техники;
возможность совершенствования методов испытаний и наладки теплового оборудования и отказа от сооружения специальных испытательных стендов за счет применения дисплейной техники и современных СОИ.
Главные недостатки альтернативной (большой) системы управления, основанной на дисплейной технике и широкопольном электронном табло, состоят в следующем:
возможность представления информации, в том числе и главной, только по частям;
трудная обозримость полного объема имеющейся информации, в частности из-за отсутствия постоянного изображения мнемосхем тепловой и Электрической частей ТЭС с встроенными сигнализаторами;
трудности преодоления, в особенности для начинающего персонала, психологического барьера, связанного с тяжелым и ответственным трудом по ведению технологического процесса блока и ТЭС в целом с помощью небольшого количества панельных приборов и видеодисплеев;
наконец, спорность технического решения по совмещению всех БЩУ и ГЩУ в помещении единого диспетчерского поста управления ТЭС.
Поэтому современные концепции построения АСУ ТП ТЭС должны быть основаны, по-видимому, на некотором промежуточном уровне автоматизации, выбранном с учетом анализа преимуществ и недостатков исходного и альтернативного вариантов.