Наладка основного объема существенно функционально расширенной АСУ ТП была произведена в достаточно короткие сроки. Первые пуски энергоблока после реконструкции были осуществлены в последних числах июля 1997 г., а уже в начале сентября того же года АСУ ТП была передана в опытно-промышленную эксплуатацию. За этот короткий период “горячей” наладки (сопровождаемый, кроме того, целым рядом простоев оборудования по технологическим причинам) наряду с сохранением исходного объема автоматизации был введен в эксплуатацию ряд новых регуляторов: пылесистем, разворота турбины, питательного узла при пуске, а также большая группа пошаговых программ: пуска-останова различных механизмов и пылесистем, прокачки котла, заполнения конденсатно-питательного тракта, вентиляции топки, набора вакуума. В период опытно-промышленной эксплуатации АСУ ТП с сентября по ноябрь 1997 г. до передачи ее в гарантийную эксплуатацию был налажен, в основном, весь остальной объем алгоритмов управления. В дальнейшем по мере накопления опыта эксплуатации с учетом необходимости обеспечения работы автоматики в разнообразных режимах эксплуатации оборудования проводилась доводка наиболее сложных алгоритмов, таких, как программа пуска паровой турбины и пуска-останова ПВД, программаторы температур первичного и вторичного пара, схема “переворота” при возникновении различных вариантов ограничений по суммарному расходу топлива.
Прошедшие после окончания наладки более чем четыре года эксплуатации подтвердили правильность найденных решений. Преобладающее большинство внедренных алгоритмов, в том числе, наиболее ответственные и сложные, постоянно находятся в эксплуатации. Все пуски блока проводятся с обязательным использованием программ пуска турбины, ПВД, ПНД, других пусковых программ, программаторов температуры, всего комплекса пусковых регуляторов. Любые изменения нагрузки в рабочем диапазоне осуществляются одним действием оператора: установкой задатчика нагрузки - суммарного расхода воды в требуемое конечное положение. Качественно отрабатываются без вмешательства оператора отключения пылесистем и несколько других ограничений по подаче топлива. Многократно происходила при отключениях тягодутьевых машин аварийная разгрузка блока с полностью приемлемым качеством поддержания основных параметров.
За прошедшие годы проводилось усовершенствование системы. Было произведено уже упомянутое разделение магистральной шины; установлена более поздняя (пятая по сравнению с третьей, реализованной при внедрении) версия программного обеспечения ОМ650, решившая проблему 2000 г. и обеспечившая целый ряд новых возможностей, в особенности, в части реализации расчетных задач и связи с внешними цифровыми системами. Был внедрен ряд новых алгоритмов управления: регулятор реактивной мощности, корректор частоты сети, управление узлом охлаждения главного трансформатора, учет работы электрооборудования на стороне 500 кВ на повышенном напряжении. Введена в эксплуатацию шаговая программа автоматической проверки импульсной части защит.
Проведенная модернизация АСУ ТП позволила существенно улучшить качество эксплуатации энергоблока. Повысилось качество поддержания технологических параметров в режимах рабочих нагрузок, регулярно соблюдаются все нормативные пусковые показатели. Использование средств АСУ ТП позволило оптимизировать графики пусковых режимов. И сейчас многие режимные зависимости, определенные на блоке № 10 (графики изменения температур, последовательность действий по пуску турбины и пвд, другие рекомендации), используются в виде функции советчика оператора в ИВС других энергоблоков 500 МВт ГРЭС,
Выводы
- На пылеугольном энергоблоке 500 МВт № 10 Рефтинской ГРЭС осуществлена первая в России модернизация системы контроля и управления крупного энергоблока с установкой полномасштабной АСУ ТП, реализующей весь объем функций контроля и управления.
- В результате модернизации существенно увеличен объем автоматизации: практически полная автоматизация режима рабочих нагрузок; автоматизация всех сложных и ответственных этапов пуска и останова энергоблока. Это позволило впервые в российской энергетике обеспечить возможность полного контроля и управления энергоблоком во всех режимах его работы только через видеомониторы без использования резервных традиционных средств.
- Результаты работы показали возможность достижения на крупном отечественном энергоблоке при сохранении практически в полном объеме исходного периферийного оборудования (датчиков, арматуры, исполнительных органов) принципиально нового уровня автоматизации, вполне сопоставимого с лучшими зарубежными аналогами.
- Более чем четырехлетний опыт применения новой АСУ ТП подтвердил справедливость разработанных и реализованных в процессе наладки разнообразных, часто достаточно сложных алгоритмов управления и обработки информации. Кроме того, в процессе эксплуатации осуществлялось развитие системы как в части аппаратного и программно-алгоритмического усовершенствования средств АСУ ТП, так и в части внедрения новых алгоритмов управления. Полученные на энергоблоке № 10 усовершенствования технологической организации пусковых режимов переносятся на другие блоки 500 МВт с реализацией их в виде функции советчика оператора.
Список литературы
- Перспективы применения на российском рынке технических средств фирмы Siemens для автоматизации теплоэнергетического оборудования / Лыско В. В, Свидерский А. Г., Бармаков Ю. Н. и др. - Теплоэнергетика, 1997, № 10.
- Разработка и внедрение систем регулирования основных параметров котла в составе АСУ ТП энергоблока 500 МВт Рефтинской ГРЭС / Биленко В. А, Деркач Η. Н., Микушевич Э. Э, Никольский Д. Ю. - Теплоэнергетика, 1999, № 10.
