Функциональные возможности современных АСУ ТП ТЭС и новый уровень автоматизации
Биленко В. А., канд. техн. наук
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 получение 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 обычных для оператора, особенно в процессе пуска и останова оборудования, непосредственных воздействий на органы управления основными функциями становятся контроль за ходом автоматизированного процесса и координация, а в необходимых случаях и коррекция работы автоматики, а также выполнение неответственных функций управления. Такая разгрузка оператора позволяет ему уделять намного больше внимания оптимизации технологических режимов, реализуемой, в первую очередь, путем изменения заданных значений 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 энергетического оборудования (большое число исполнительных органов и измеряемых величин, сочетание процессов с существенно различными динамическими характеристиками, взаимосвязь технологических процессов, многообразие режимов работы оборудования) для обеспечения подлинно автоматического управления им необходимы достаточно сложные разветвленные алгоритмы управления и многоуровневая система контроля их функционирования.
Достижение нового уровня автоматизации
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 существенной 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 взаимосвязанных 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-вычислительный уровень АСУ ТП. Математическое обеспечение контроллерного уровня, в первую очередь, реализует весь объем задач прямого цифрового управления (защиты, блокировки, автоматическое регулирование, логическое управление) и предварительной обработки информации для задач верхнего уровня. Осуществляется оно на базе библиотеки алгоритмов, включающей в себя стандартные арифметические, логические и динамические преобразования; алгоритмы первого уровня управления для всех типов арматуры и двигателей; аналоговые и импульсные ПИ- и ПИД-регуляторы; 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, информационно-вычислительного уровня предусматривает, в первую очередь, широкие возможности представления информации в разнообразной графической форме: фрагменты мнемосхем, динамические и характеристические кривые, барограммы, гистограммы, структурные схемы алгоритмов управления. Второе - это обеспечение диалога оператора (и контроль, и управление) по связи со стандартным математическим 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 расчетных задач, таких как расчет часов наработки оборудования или механизмов, число включений их в работу, библиотека алгоритмов для расчета технико-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 краткосрочный архив - долгосрочный архив - магнитно-оптический 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 в качестве 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 в себя 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-первых, 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 логических программ;
повышение живучести АСР за счет своевременной диагностики отказов датчиков и регулирующих органов и осуществления соответствующей реструктуризации данной и/или связанных с ней локальных АСР.
Внедрение этих решений возможно только, во- первых, 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 логического 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 начального шага с автоматическим “проскакиванием” шагов, соответствующих уже выполненным технологическим операциям;
ветвление программы;
“проталкивание” шага оператором в случае технологических причин отсутствия условий его выполнения (например, при отказе датчика);
выделение в отдельные шаги операций по управлению 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. Во-первых, 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 сигнализации на видеограмму того фрагмента технологической 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-закрытие 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 значением 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 получены для пылесистем с различными типами мельниц: молотковыми (Рефтинская ГРЭС), среднеходными (ТЭС Суйджун), мельницами-вентиляторами (Березовская ГРЭС, Красноярская ГРЭС-2);
высокий уровень автоматизации подготовительных операций к пуску с внедрением таких пошаговых программ, управляющих всем комплектом подчиненных регуляторов и логических программ 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 прямоточного 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, подключения 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 докритического 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 (Северо-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 “Интеравтоматика” 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 энергетического оборудования может быть нормой и должно быть обязательным условием внедрения новых АСУ ТП.
Список литературы
- Свидерский А. Г., Херпель X., Кишкин В. Технические средства для автоматизации объектов энергетики. - Электрические станции, 2004, № 1.
- Лыско В. В. Итоги работы ЗАО “Интеравтоматика” за 10 лет деятельности. - Электрические станции, 2004, № 1.
- Проектирование ПТК АСУ ТП энергоблоков на базе аппаратуры Teleperm XP-R (ТПТС51) / Идзон О. М., Майзлин Г. С., Модин В. Н., Владимирова М. М. - Электрические станции, 2004, № 1.
- АСУ ТП энергоблока 500 МВт Рефтинской ГРЭС / Грехов Л. Л., Биленко В. А., Деркач Η. Н. и др. - Электрические станции, 2002, № 5.
- Крутицкий И. В., Конкина Л. С. Опыт реализации информационно-вычислительных задач в составе АСУ ТП, реализованной на базе ПТК Teleperm XP-R. - Электрические станции, 2004, № 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.
