Модернизация АСУ ТП энергоблоков 800 МВт Березовской ГРЭС-1
Белый В. В., Киселев Ю. А., Савостьянов В. А., Ладохин А.С., инженеры, Биленко В. А., канд. техн. наук, Гальперина А. И., Мезин В.В., Микушевич Э. Э., Никольский Д. Ю., Плотников Д. В., Плотникова0. Г., инженеры
Березовская ГРЭС-1 - ЗАО “Интеравтоматика”
Важнейшим объектом работ ЗАО “Интеравтоматика” в последние 3 года (2001-2003) явилась одна из крупнейших в Сибири Березовская ГРЭС-1. Сейчас она включает в себя два пылеугольных энергоблока 800 МВт с котлоагрегатами ЗиО П-67 и паровыми турбинами ЛМЗ К-800-240. Первый энергоблок был введен в эксплуатацию в 1987 г. В 2000 г. руководством ГРЭС было принято решение о модернизации средств АСУ ТП и на проведенном в декабре 2000 г. конкурсе по выбору поставщика модернизированной АСУ ТП для энергоблока № 1 победителем было признано ЗАО “Интеравтоматика”.
После того, как работа по модернизации АСУ ТП энергоблока № 1 на базе программно-технического комплекса Teleperm XP-R (ТПТС51) была в 2001 г. успешно выполнена, Березовская ГРЭС и ЗАО “Интеравтоматика” продолжили свое сотрудничество. В 2002 г. на энергоблоке № 1 была осуществлена модернизация ЭЧСР паровой турбины на технических средствах ТПТС51 и на объединенной АСУ ТП энергоблока проведены наладка и уникальные испытания системы АРЧМ, продемонстрировавшие возможность участия столь сложного оборудования (крупный пылеугольный энергоблок с прямоточным котлом, оснащенным пылесистемами прямого вдувания) в режимах регулирования энергосистемных параметров.
В 2003 г. выполнена модернизация АСУ ТП энергоблока № 2, причем с учетом результатов работ на блоке № 1 модернизация охватывала средства контроля и управления всего энергоблока, включая ЭЧСР. Кроме того, в связи с установкой на энергоблоке № 1 Березовской ГРЭС-1 системы очистки поверхностей нагрева фирмы “Clyde Bergemann” (Германия) и оснащением этой системы управляющими контроллерами Simatic S7 фирмы Siemens (силами Siemens, ЗАО “Интеравтоматика” и Березовской ГРЭС-1) была выполнена их интеграция с АСУ ТП энергоблока, обеспечившая возможность осуществления функций контроля и управления системой очистки через штатные операторские станции АСУ ТП энергоблока.
Основные решения по модернизации АСУ ТП и организация работ на примере энергоблока № 1.
Разработка и внедрение модернизированной АСУ ТП энергоблока № 1 (как впоследствии и энергоблока № 2) были произведены в рекордные не только для отечественной, но и мировой энергетики сроки: в феврале 2001 г. был подписан договор, а уже в октябре того же года блок работал в сети по диспетчерскому графику.
Еще до начала работ специалисты БГРЭС-1 разработали детальные технические требования, а затем технологическое задание и обеспечили последующее сопровождение проектирования, а также выполнили большой объем работ по периферийному оборудованию (вне границ ПТК), кабельному хозяйству, электропитанию и др.
Работы по модернизации АСУ ТП проводились в тесном взаимодействии коллективов БГРЭС-1 и ЗАО “Интеравтоматика”. С самого начала работ были созданы группы, выполняющие работы параллельно.
Необходимость выполнения работ в очень короткий срок заставила мобилизовать все имеющиеся резервы как на станции, так и в ЗАО “Интеравтоматика”, и у ее субпоставщиков. Работы были подробно и четко спланированы по срокам, ресурсам, взаимодействию. Изготовленное оборудование тестировалось в Москве и поставлялось в Шарыпове, в то время как на площадке шел демонтаж и подготовка помещения под установку ПТК. Монтаж велся практически “с колес”, оперативно решались вопросы поставки “мелочей”. Существенную роль в сокращении сроков ввода в эксплуатацию сыграли как предпоставочное тестирование комплексной системы, так и обучение персонала станции в форме курсов, в ходе проекта и в процессе тестирования.
Помимо технической стороны дела, необходимо отметить и абсолютно четкую работу экономических служб БГРЭС-1, которые обеспечили весь ход проекта своевременным и полным финансированием.
Полученный опыт совместного выполнения работ и соблюдения жесточайших по длительности сроков был в полной мере сохранен в процессе проведения дальнейших этапов модернизации АСУ ТП.
При модернизации были использованы следующие основные технические решения и подходы:
модернизация произведена на базе единого ПТК с полным охватом всех функций контроля и управления энергоблоком. На первом этапе в объем модернизации не входило управление электротехническим оборудованием энергоблока и замена электрической частью системы регулирования турбиной (модернизированной) ЭЧСР-М, комплектно поставляемой ЛМЗ. Позднее, в 2002 г., была осуществлена замена и ЭЧСР-М с реализацией всех функций на базе ТПТС51;
существующее периферийное оборудование АСУ ТП: датчики 0-5 мА, арматура, распредустройства, необходимые для их связи с ПТК кабельные потоки и др. - практически полностью сохранены. Добавлены лишь некоторые новые измерения. В ряде случаев произведена замена на датчики 4 - 20 мА;
ликвидированы те элементы коммутационной аппаратуры и преобразования входных сигналов, функции которых принимает на себя ПТК, в том числе ключи и кнопки управления, вторичные приборы, регистраторы и табло сигнализации, функции которых приняли на себя операторские станции на базе компьютеров.
По результатам внедрения системы можно отметить ее следующие особенности:
- Существенно расширен объем автоматизируемых функций управления.
- Значительно улучшено качество ведения основных технологических режимов, в особенности пуска энергоблока.
- Изменен характер труда оперативного персонала за счет минимизации операций по непосредственному управлению оборудованием и переноса акцента на оптимизацию режима и координацию работы автоматических устройств.
- Обеспечена высокая надежность функционирования аппаратуры АСУ ТП и существенно снижены трудозатраты на ее обслуживание.
- Гибкость и наличие полного инженерного инструментария позволяет и после сдачи системы в постоянную эксплуатацию дальнейшее расширение ее функциональных возможностей.
Структура АСУ ТП энергоблока № 1.
В окончательном варианте АСУ ТП энергоблока № 1 напрямую обслуживает объем контроля и управления, приведенный далее.
Наименование Количество
Аналоговые входные сигналы: датчики с унифицированным токовым выходным сигналом 0-5 мА
термопреобразователи сопротивления градуировки:
PT100 6
ТСМ50 521
ТСП50 108
термоэлектрические преобразователи градуировки: ТХА 571
ТХК 40
Дискретные сигналы: входные 635
выходные 113
Регулирующие приводы с управляющим сигналом: импульсным 144
аналоговым 8
Приводы запорной арматуры 612
Электродвигатели, электрические выключатели и другие объекты, управляемые как электродвигатели 123
Двухскоростные электродвигатели 8
Соленоидные клапаны 22
Кроме того, АСУ ТП осуществляет большой объем ввода и вывода цифровой информации по связи с системой управления водяной и паровой обдувок поверхностей нагрева котла.
Разработанная в соответствии с этими количественными данными структурная схема АСУ ТП энергоблока показана на рис. 1.
Нижний, контроллерный уровень АСУ ТП включает в себя 15 приборных стоек (шкафов) ТПТС51 и реализует весь объем задач прямого цифрового управления: защит, блокировок, автоматического регулирования, логических алгоритмов первого уровня, пошаговых программ и отключаемых блокировок, всю предварительную обработку информации для решения задач оперативного контроля и управления и информационно-вычислительных задач, а также дистанционное управление исполнительными органами.
Верхний уровень АСУ ТП - распределенная система оперативного контроля, управления и обработки информации ОМ650 - представляет собой комплекс средств, объединенный шиной терминалов ЛВС Industrial Ethernet, состоящий из процессорных (или обрабатывающих) устройств PU, служащих для обмена информацией с контроллерным уровнем, ее обработки, реализации краткосрочного архива и выполнения расчетных функций; серверного устройства SU, обеспечивающего, кроме функций долгосрочного архивирования и хранения другой информации, также запись данных на магнитно-оптический диск (MOD); операторских станций. В системе использованы два типа операторских станций. Один из них - операторские терминалы (ОТ). OT, как и SU и PU, работают под управлением операционной системы Unix. OT в данном проекте обслуживают по два видеомонитора и связаны с остальными компонентами ЛВС шиной терминалов.
Второй тип - новое решение, впервые использованное в практике ЗАО “Интеравтоматика” на БГРЭС-1. Это, так называемые, WEB-клиенты - обычные персональные компьютеры с операционной системой Windows или иные компьютеры, имеющие WEB-навигатор (любой из стандартных). Эти клиенты подключаются к шине терминалов через WEB-сервер (WEB4TXP), который обеспечивает для WEB-клиента те же пользовательские возможности, что и обычный операторский терминал OT. Впоследствии при работе над АСУ ТП энергоблока № 2 такое решение (организация WEB-клиентской сети) позволило объединить сети обоих энергоблоков с обеспечением полного и легкого доступа к управлению и контролю параметров обоих энергоблоков с общего автоматизированного рабочего места.
Всего в проекте энергоблока использовано два резервированных PU, одно резервированное SU, четыре ОТ с двумя видеомониторами каждый (два ОТ - рабочее место оператора котла, два ОТ - рабочее место оператора турбины). WEB-клиенты применены для организации рабочих мест старшего машиниста на БЩУ, начальника смены станции на ЦЩУ, инженера химлаборатории, а также два дополнительных АРМ для наладки и сопровождения АСУ ТП. В отличие от рабочих мест операторов энергоблока, эти рабочие места ориентированы, в основном, на выполнение функций контроля и анализа качества ведения режима, а рабочее место инженера химлаборатории обеспечивает еще и ввод большого объема задаваемых вручную данных химанализов.
Связь между нижним и верхним уровнями АСУ ТП осуществляется через резервированные магистральные шины CS275, обладающие высокой отказоустойчивостью и гарантированным временем доставки сообщений. Для передачи информации между шкафами контроллерного уровня, что необходимо для реализации алгоритмов, размещенных в различных шкафах (например, общеблочных защит, регуляторов, программ логического управления), служит системная шина SCB (Sinec L2, интерфейс RS485), объединяющая все шкафы контроллерного уровня. Такое разделение функций между шинами CS275 и SCB позволяет обеспечивать независимость потоков информации, используемой для формирования алгоритмов управления и информации, связывающей нижний и верхний уровени АСУ ТП.
Рис. 1. Структура системы контроля и управления блока № 1 800 МВт Березовской ГРЭС-1
Связь между операторской станцией ОМ650 и нижним контроллерным уровнем Simatic S7, на котором реализована система управления обдувочными аппаратами котла, осуществляется через шлюз GT104CS фирмы Siemens. Шлюз GT104CS выполнен на базе промышленного компьютера, работающего под операционной системой Linux. Примененный шлюз осуществляет обмен информацией между магистральными шинами CS275 блочного уровня и Industrial Ethernet шиной для Simatic S7.
Важным элементом АСУ ТП является инженерная станция ES680, обеспечивающая весь объем функций по разработке, загрузке, хранению и коррекции программно-алгоритмической части проекта как верхнего, так и нижнего уровней АСУ ТП. ES680 является абонентом шины терминалов и через нее соединяется с любым из элементов ОМ650, а через компьютер связи (Coupling-PC) - с контроллерным уровнем.
Автоматическое управление.
Высокая надежность ПТК, его широкие функциональные возможности позволили как существенно увеличить объем функций автоматического управления (пошаговые программы, сложные регуляторы), так и улучшить реализацию и упростить контроль за работой и обслуживание традиционных задач: защит, блокировок (далее называемых неотключаемыми для отличия от широко используемых в проекте отключаемых блокировок), простейших регуляторов. Укрупненная алгоритмическая структура управления энергоблоком, охватывающая основные логические программы и узлы автоматического регулирования, показана на рис. 2. Там же указана принятая последовательность ввода в эксплуатацию отдельных элементов структуры.
Технологические защиты.
Все защиты реализованы на базе резервированных функциональных модулей. Везде, где это технологически необходимо, предусмотрена автоматизация ввода-вывода защит и сигнализация их состояния. Вместо физических накладок предусмотрены виртуальные. Представление детальной информации о работе защит и их состоянии реализуется на специальных видеограммах. Ввод-вывод виртуальных накладок защищен отдельным паролем.
Автоматическое регулирование.
Основной базой для обеспечения принципиально нового уровня автоматизации столь сложного объекта как энергоблок с пылеугольным прямоточным котлом, оснащенным пылесистемой прямого вдувания с мельницами-вентиляторами, является обеспечение всережимной работы всего комплекса автоматических регуляторов блока. Внедрено большое число новых регуляторов, в частности, АСР пылесистем и топлива в целом, корректор температуры, которые являются практически основными для поддержания стабильного режима работы блока. Часть ранее внедренных регуляторов была существенно усовершенствована для улучшения качества регулирования и расширения режимов эксплуатации.
Логическое управление.
Реализованы все блокировки, предусмотренные в теплотехнической части проекта, а также в полном объеме - управление схемой собственных нужд 6 и 0,4 кВ с блокировками, автоматическим включением резерва и управление системой возбуждения генератора.
Наряду с традиционными неотключаемыми блокировками и АВР в АСУ ТП энергоблока реализовано большое число, так называемых, отключаемых блокировок - логических алгоритмов (часто достаточно сложных), оснащенных виртуальными ключами ввода-вывода, что позволяет значительно упростить наладочные работы и режимы эксплуатации.
Основное значение в автоматизации дискретных операций на блоке, и тем самым, достижении современного уровня автоматизации пускоостановочных режимов имеет широкое внедрение ранее не используемых на ГРЭС пошаговых программ. Как видно из рис. 2, пошаговое логическое управление (ШП - шаговая программа) используется на разных уровнях иерархической структуры. В связи с тем, что сразу после комплексного опробования и пуска энергоблок работал практически безостановочно в течение нескольких месяцев, а затем был выведен в резерв, отсутствовали условия для наладки пошаговых программ и на первом этапе работы были налажены только шаговые программы пуска-останова пылесистем и тягодутьевых машин, а также заполнения конденсатно-питательного тракта.
Основной объем внедрения предусмотренных проектом шаговых программ, а также ряда регуляторов и программаторов был выполнен в конце 2002 г. и первой половине 2003 г. Важную роль здесь сыграло также внедрение модернизированного (на средствах ТПТС) варианта ЭЧСР с реализацией на нем таких функций, как регулятор разворота турбины и автоматическое регулирование дальнейшим нагружением, без чего невозможен был ввод в эксплуатацию одной из важнейших шаговых программ - пуска турбины.
Интерфейс оператора.
Видеограммное обеспечение. К видеограммному обеспечению - основному элементу связи оператора энергоблока с технологическим оборудованием - предъявляются особые требования. От полноты их выполнения зависят эффективность управления, обеспечение операторов энергоблока полной информацией о состоянии оборудования и возможностью своевременного вмешательства в процесс управления.
Рис. 2. Укрупненная алгоритмическая структура управления блоком
К главным требованиям Березовской ГРЭС-1 при постановке задачи реконструкции АСУ ТП относились следующие:
полнота представления обзорной информации по каждому, функциональному узлу;
возможность получения как обобщенной, так и детальной информации;
простота и скорость перехода к требуемой видеограмме;
быстрая реакция системы на команды оператора.
Во взаимодействии с нижним уровнем управления при разработанной структуре видеограмм ОМ650 обеспечила выполнение указанных требований. Это позволило операторам энергоблока вести эффективное управление во всех режимах работы энергоблока только через мониторы при среднем времени от подачи команды до подтверждения ее прохождения не более 1 с. Возможность вызова на видеограммы по команде оператора окон управления, расширенных окон управления, окон детализации, в которых отображаются разрешающие условия, команды управления, сигналы диагностики, позволяет оператору легко ориентироваться в текущей ситуации, быстро принимать решения и выполнять необходимые действия.
Дополнительную информацию обеспечивают специализированные видеограммы состояния технологических защит, структурных схем регуляторов, пошаговых программ управления, а также результатов технико-экономических расчетов. При наладочных работах и анализе пред- и послеаварийных ситуаций значительную помощь оказывают видеограммы с графиками процессов и гистограммами.
Система сигнализации.
Система технологической сигнализации является, пожалуй, самым важным элементом интерфейса. Собственно, первичная сигнализация формируется на уровне контроллеров. Более сложные условия, как в контроллерах, так и в обрабатывающем устройстве (PU) OM650.
Существенным для компьютерного управления в условиях отсутствия на пультах оператора каких-либо табло сигнализации является селективность и понятность сигнализации.
Для обеспечения надежной работы оператора весь поток сигнализации фильтруется как по ее необходимости тому или иному оператору, так и по информативности. Часть сигнализации, присутствующей, но не несущей функциональной нагрузки в данном конкретной режиме, подавляется.
Эти и другие меры обеспечивают адекватное восприятие предаварийных и аварийных режимов операторами блока.
Рис. 3. Структура системы АРЧМ энергоблока:
Σ - сумматор; K - коэффициент усиления; МАХ - выделитель максимального сигнала
Архивирование и протоколирование.
Гибкая система построения архивов [краткосрочный (в PU) долгосрочный (в SU), сохраненный на магнитнооптическом диске] позволила заметно увеличить объем автоматически регистрируемой и сохраняемой аналоговой и дискретной информации при всех режимах работы энергоблока. Наличие постоянной архивации сигналов дало возможность использовать сохраняемую информацию для регистрации и анализа аварий, выбирая для анализа любой массив данных.
Однако для обеспечения специальных свойств РАС часть информации, определенная как принадлежность РАС, записывается в специальный дублирующий архив, специально защищенный от удаления. Наличие мощных средств архивирования позволяет также анализировать переходные процессы на объекте управления, качество и устойчивость работы регуляторов. Это значительно облегчает работу наладчиков и эксплуатационного персонала всех цехов электростанции.
Информационно-вычислительные задачи.
В целом, постановка и содержание расчетных задач, выполняемых в рамках прежней ПВС, остались без изменения. Существенно изменилась лишь их реализация. Вся обработка информации: контроль достоверности, формирование комбинированных сигналов, были перенесены на контроллерный уровень и, в большей части, объединены с обработкой сигналов для других задач. С учетом также глубокой аппаратной и алгоритмической диагностики входной информации, используемой в функциональных модулях контроллерного уровня, удалось существенно повысить представительность используемых при расчетах данных.
ЭЧСР паровой турбины и система АРЧМ энергоблока.
Распределение функций между ЭЧСР и остальной частью АСУ ТП энергоблока осталось в основном таким же, как и при исходной ЭЧСР-М, в частности, еще потому, что при внедрении основной части АСУ ТП в 2001 г. предполагалась ее совместная работа со “старой” ЭЧСР-М (поставки ЛМЗ). В составе новой стойки ТПТС, внедренной в 2002 г., реализованы: собственно регулятор турбины (давление, положение клапанов, мощность); регулятор разворота турбины; противоаварийная автоматика; устройства формирования задания по плановой и внеплановой составляющим мощности блока, включая ограничители темпа задания с учетом допустимого термонапряженного состояния турбины; корректор частоты; устройства формирования и учета технологических ограничений (ТО) по турбине.
В рамках основной АСУ ТП, внедренной в 2001 г., наряду с полным объемом автоматических регуляторов котла были реализованы котельный регулятор мощности (КРМ) и устройства формирования и учета технологических ограничений по котлу. При внедрении новой ЭЧСР были усовершенствованы решения по связям ее общеблочных алгоритмов с котельной автоматикой.
Укрупненные структурные решения по построению системы АРЧМ энергоблока (нормальные режимы) и основных регуляторов котла показаны соответственно на рис. 3, 4.
Рис. 4. Система АРЧМ основных регуляторов котла:
В качестве внешних сигналов, определяющих нагрузку энергоблока, использованы: Wзд, Bзд, Vзд - заданные значения расходов соответственно питательной воды, топлива и воздуха; Σnпсу - суммарное число оборотов питателей сырого угля пара перед турбиной (Р'т), заданные значения этих параметров обозначаются соответственно Nзд и Р'зд.
Основными регулируемыми параметрами системы АРЧМ являются мощность энергоблока (N) и давление острого задатчика плановой (пл) составляющей нагрузки - конечного значения (Nпл) и скорости изменения задания (dNпл/dt), определяющие закон выходного сигнала ограничителя темпа задания (ОТЗ);
сигнал заданного значения неплановой (нпл) составляющей нагрузки, поступающей от энергосистемных устройств или общестанционного уровня (данный канал пока не задействован из-за отсутствия первичных сигналов);
частота сети f, преобразуемая корректором частоты (КЧ).
Каналы действия энергосистемной противоаварийной автоматики и других воздействий, требующих экстренной разгрузки энергоблока и поступающих на вход быстрого контура регулирования, воздействующего на ЭГП, на рис. 3 не показаны. Представлены лишь сигналы, подаваемые в схему нормального регулирования от блочных алгоритмов ПАА, в частности, от канала ограничения мощности.
Задания по плановой и неплановой составляющим мощности преобразуются в алгоритмах ограничителей темпа задания ОТЗ, а сигнал по частоте - в корректоре частоты, зона нечувствительности которого настраиваема. Выходные сигналы всех трех каналов после преобразования и суммирования подаются на вход КРМ и турбинных регуляторов: давления пара, положения клапанов турбины Нт и минимального давления (на рисунке не показан). Распределение функций между регуляторами котла и турбины соответствует отечественным типовым решениям.
В статике функция поддержания мощности блока возлагается на котел, а давления пара или положения клапанов турбины - на турбину. В динамике величина небаланса Nзд-N подается и на котел, и на турбину. В свете современных требований наибольшую важность представляет канал частоты сети. Именно при его воздействии должны быть обеспечены высокие динамические требования изменения нагрузки котла и турбины. Эти требования выполняются за счет ввода динамических преобразователей ДП, формирующих необходимую форсировку передачи отклонения частоты на котел и турбину.
Важным аспектом является учет в каналах передачи результирующего сигнала на котел и турбину наличия технологических ограничений ТО. В их состав входят как установленные оператором и/или при наладке предельные максимальные и минимальные значения нагрузок котла и турбины, так и автоматически формируемые в процессе управления блоком вследствие выхода из строя или изменения характеристик работы узлов оборудования. Это - отключения мельниц, включение в работу агрегатов очистки поверхностей нагрева и др. Необходимо учитывать, что величина ограничения может меняться и в момент отработки задания по нагрузке. При этом наличие ограничения в одну сторону не должно препятствовать изменению нагрузки, в том числе и под влиянием корректора частоты, в другую сторону. Причем, отсчет величины изменения должен вестись от фактического значения нагрузки блока. В состав факторов, препятствующих автоматическому изменению нагрузки в обе стороны, в первую очередь, входит перевод на дистанционное управление основных регуляторов котла и турбины.
Рис. 5. Основные технологические параметры при разгрузке и нагружении блока № 1 Березовской ГРЭС-1 в автоматическом режиме:
код сигнала - обозначение параметра в базе данных; текст - краткое наименование параметра; НП, ВП - соответственно нижний и верхний предел измерения; курсор - значение параметра в фиксированной точке (по местоположению курсора)
Имеющая в целом принципиальное значение для решения проблемы участия энергоблока в регулировании частоты задача обеспечения высокого качества работы комплекса взаимосвязанных регуляторов котла является особо сложной для пылеугольных котлов с прямым вдуванием пыли, к которым относятся и котлы П-67 энергоблоков Березовской ГРЭС-1. На рис. 4 показана укрупненная структура только части этого комплекса, непосредственно отвечающей за отработку задания КРМ.
Принципиальными решениями, обеспечивающими новый уровень регулирования нагрузки котла, здесь являются:
реализация взаимосвязанной автоматической системы регулирования (АСР) каждой пылесистемы (ПС) с учетом всего объема возможных ТО;
организация схемы учета ТО по всем пылесистемам, формирование обобщенных сигналов ТО и использование “схемы переворота”, обеспечивающей в случае возникновения топливного ограничения переход на поддержание температурного режима по тракту котла воздействием на изменение расхода питательной воды;
формирование и использование сигнала качества топлива;
динамическая коррекция изменения расходов топлива и питательной воды в процессе изменения нагрузки;
использование схемы температурной коррекции соотношения питания и топлива с воздействием как на топливо (суммарный температурный режим по потокам), так и на питательную воду (разность температурных параметров), с полным контролем состояния температурного режима вплоть до первых впрысков;
учет ТО не только по топливу, но и по питательной воде (с учетом режимов работы ПТН), воздуху, разрежению;
обеспечение постоянной работоспособности схемы коррекции содержания кислорода в дымовых газах.
Внедрение этих и целого ряда других решений по отдельным контурам регулирования позволило гарантировать готовность котла к требуемому качеству отработки энергосистемных воздействий. Очевидно, что эта готовность реализуется только в пределах технологических возможностей котла, а в случае возникновения технологических ограничений величина воздействия на котел автоматически ограничивается, после чего и турбина за счет учета ТО на блочном уровне приводится к допустимому уровню нагрузки.
Наладка системы АРЧМ проводилась осенью 2002 г., непосредственно после ввода в эксплуатацию новой ЭЧСР. Осложняющим фактором являлось то, что в то же время блок впервые за годы своего существования переводился в режим комбинированного давления.
Рис. 6. Поддержание температур острого пара при разгрузке и нагружении блока № 1 БГРЭС-1 800 МВт в автоматическом режиме:
обозначения см. рис. 5
А если учесть, что максимальная нагрузка блока была значительно ограничена возможностями котла (не превышала 710 МВт), то основным являлся режим скользящего давления. Это не только усложнило наладку системы АРЧМ, но и потребовало усовершенствования работы ряда регуляторов котла. Кроме того, наладка систем регулирования фактически шла параллельно с наладкой технологического режима работы блока.
Наладка проводилась одновременно в двух направлениях. Первое из них состояло во включении всей системы АРЧМ в работу (конечно, после предварительного выбора параметров настройки элементов системы) и оптимизации ее функционирования в процессе нормальной эксплуатации: плановые изменения нагрузки, текущие отклонения частоты, топливные и другие внутренние возмущения. Второе направление - это подача через канал действия корректора частоты искусственно сформированных скачкообразных возмущений на разных уровнях нагрузки с постепенным увеличением амплитуды воздействия и достижением на каждом этапе приемлемого качества регулирования как по самому изменению нагрузки, так и по основным общеблочным параметрам: давлению пара, температурам по тракту котла, показателям экономичности процесса горения.
На рис. 5 показаны графики изменения основных параметров и регулирующих органов нагрузки при скачкообразном изменении частоты, вызывающем разгрузку блока примерно на 65 МВт, что немного менее требуемых приказом РАО “ЕЭС России” № 524 10%, составляющих 71 МВт; практически 50% изменения мощности, как и следует в соответствии с нормативными требованиями, достигнуто “в темпе МУТ” за время, не превышающее 15 с. Основная часть оставшегося задания по мощности достигнута за время немного более 3 мин, что также полностью удовлетворяет новым нормативным требованиям. Качество поддержания технологических параметров энергоблока оставалось в норме (уставки сигнализации или другие граничные условия не достигались).
Качество поддержания основных параметров котла (температуры свежего пара и содержание кислорода в уходящих газах) показано на рис. 6 и 7. Графики требуют определенных пояснений. Изначально в конструкции котла имелись дефекты (в частности, ширина топки оказалась на 10 м длиннее требуемой), влияние которых на режимы эксплуатации полностью исключить не удалось. Одной из возникающих проблем являются существенные перекосы тепловыделения, которые не могут быть устранены. При этом дополнительное негативное влияние оказывает конфигурация пароводяного тракта, который в начальной части имеет два потока, а к выходным поверхностям разделяется уже на восемь подпотоков. Вследствие этого два подпотока П1 - 1 и П1 - 2 постоянно работают с полностью закрытыми впрысками и возможность регулирования температуры на выходе этих подпотоков отсутствует (при другом составе работающих пылесистем в аналогичном положении оказываются другие подпотоки).
Рис. 7. Поддержание содержания О2 при разгрузке и нагружении блока № 1 БГРЭС-1 800 МВт в автоматическом режиме:
обозначения см. рис. 5
По остальным подпотокам качество регулирования вполне удовлетворительное. Перекосами объясняются и различные значения О2 в разных частях газохода. Изменение статических значений О2 при переходе на новый уровень нагрузки соответствует режимной зависимости усредненного значения измерений.
В процессе нормальной эксплуатации блока корректор частоты включен с зоной нечувствительности ±3 об/мин и углом наклона статической характеристики 6 МВт на 1 об/мин, что соответствует существующим в данном регионе нормативным требованиям. При этом среднее число срабатываний корректора частоты составляет примерно 15 срабатываний в сутки с относительно небольшой (1-2%) требуемой величиной отклонений по нагрузке. Ни к каким нарушениям технологического режима эти отклонения не приводили, что подтверждают графики рис. 6, 7.
Результаты данной работы продемонстрировали, что при оснащении энергоблока современными средствами АСУ ТП и проведении тщательной работы по усовершенствованию и наладке всего комплекса автоматических регуляторов, принимающих участие в отработке изменения нагрузки, даже на таком сложном с позиции управления технологическом оборудовании, как пылеугольный энергоблок 800 МВт с пылесистемами прямого вдувания пыли, можно достигать вполне приемлемого качества участия блока в регулировании энергосистемных параметров.
Интеграция АСУ ТП блочного уровня и системы управления процессами очистки поверхностей нагрева котлоагрегата.
В 2003 г. с фирмой “Clyde Bergemann” (Германия) был заключен контракт на расширение и модернизацию системы водяной и паровой обдувки поверхностей нагрева котла, обязательным условием которого было полное управление системой обдувки на базе контроллеров Simatic серии S7-400 через операторскую станцию блочного уровня ОМ650.
Для решения данной задачи были привлечены фирма Siemens как поставщик оборудования и ЗАО “Интеравтоматика” для реализации проекта управления системой обдувки через ОМ650.
Объем сигналов обмена между Simatic S7-400 и блочной системой приведен далее.
ЗАО “Интеравтоматика” спроектировало и осуществило в октябре 2003 г. интеграцию системы управления водяной и паровой обдувок в АСУ ТП энергоблока с управлением через интерфейс ОМ650. В этой работе был использован шлюз GT104CS, разработанный и поставленный фирмой Siemens.
Задача обмена данными через шлюз усложнялась тем, что данные на шине CS275 структурированы под вид управляемого объекта, т.е., например, “телеграмма”, управляющая задвижкой, включает в себя не разрозненные дискретные команды от ОМ650 и сигналы состояний от S7-400, а комплексные данные, включающие в себя команды, состояния и диагностику отказов механизма в одном блоке обмена на шине CS275. Впервые в рамках данного проекта фирмой Siemens была разработана библиотека для шлюза GT104CS блоков обмена данными по шине CS275 для всех типов объектов управления (двигатели, задвижки, задатчики аналоговых величин, предвыборы состояний, пошаговые программы, индикаторы аналоговых и дискретных величин и др.).
В первый раз в мировой практике в системе управления блочного уровня ОМ650 была получена возможность управлять объектами, алгоритмически реализованными в системе Simatic S7-400 так же, как и объектами ТПТС51 (АСУ ТП энергоблока). Оператор котлоагрегата получил абсолютно идентичные интерфейсы управления объектами, алгоритмически реализованными на разных контроллерных платформах Simatic и ТПТС.
Березовская ГРЭС-1 сегодня.
Разработка и внедрение модернизированной АСУ ТП энергоблока № 2 были произведены в еще более сжатые сроки. В настоящее время оба блока в работе и несут полную нагрузку. В работе - все запроектированные регуляторы. Пуски блоков ведутся с помощью логических автоматов. Разветвленная клиентская сеть помогает контролировать рабочий процесс всем заинтересованным службам: дежурному персоналу АСУ, химикам и дежурному персоналу электроцеха.
Персонал станции не только успешно эксплуатирует систему, но и продолжает работу по совершенствованию алгоритмов регулирования и логического управления, а также созданию новых алгоритмов, необходимость в которых возникает при модернизации или замене основного технологического оборудования.
