Модернизация систем контроля и управления ТЭС
Биленко В. А., ЛыскоВ. В., Свидерский А.Г., кандидаты техн. наук ЗАО “Интеравтоматика”
В настоящее время львиная доля всех работ по АСУ ТП в энергетике связана с техперевооружением. К этой же группе можно отнести работы по привлечению энергоблоков к первичному и нормированному вторичному регулированию частоты и мощности.
За 10 лет своего существования ЗАО “Интеравтоматика” основную часть заказов выполняло для модернизаций (техперевооружения) систем контроля и управления на ТЭС и имеет на своем счету проекты модернизаций от минимальных, связанных с заменой небольшой части системы контроля и управления того или иного узла, до полномасштабных, с заменой всей системы управления крупным энергоблоком (например, 800 МВт) на совершенно другую, обладающую принципиально новыми свойствами.
Цели модернизации.
Для автоматики отечественных ТЭС характерны моральный и физический износ КИПиА и старых информационных систем, отсутствие запасных частей, несоответствие возможностей реально работающих подсистем современным требованиям.
Внимание к проблеме модернизации обусловлено либерализацией рынка электроэнергии, влекущей за собой необходимость повышения эффективности производства, а, следовательно, и работы систем управления, а также недостаточной функциональностью старых систем. С модернизацией обычно связано изменение задач, решаемых системой управления, повышение уровня автоматизации.
При проведении ее возникают вопросы как финансово-экономического характера, так и чисто технические.
Технико-экономические проблемы начинаются с постановки задачи, технико-экономического обоснования и четкого понимания, в первую очередь, заказчиком, что он хочет получить от модернизации.
Простейшая постановка задачи - замена неработающего на работающее - неудовлетворительна. “Латание дыр” в конечном итоге не приводит к улучшению ни технических, ни экономических результатов.
Модернизация должна приводить к вполне ощутимому новому качеству автоматизированного оборудования, например, к повышению экономичности, продлению ресурса оборудования или созданию предпосылок к его продлению, увеличению межремонтных интервалов, снижению (сведение к минимуму) числа остановов (в частности, из-за неверных действий персонала); снижению эксплуатационных и ремонтных затрат.
В каждом конкретном случае необходимо анализировать возможности оборудования, оптимизировать объем автоматизации, формулировать технически оправданные достаточные требования к АСУ ТП. Поэтому ЗАО “Интеравтоматика” уделяет большое внимание уточнению и согласованию технических требований, выдвигаемых к конкретной системе.
Модернизация АСУ ТП - ближайшая перспектива работ по АСУ ТП.
Основой энергообъединений РАО “ЕЭС России” являются крупные электростанции с энергоблоками высокой единичной мощности, работающие по традиционному циклу, а в обозримом будущем и по парогазовой технологии.
При их автоматизации как при новом строительстве, так и при модернизации важны не только финансирование и правильный выбор технических средств и объема автоматизации, но и правильный выбор концепции автоматизации. ЗАО “Интеравтоматика” стремится поднять уровень автоматизации на отечественных энергоблоках до принятого на современных зарубежных ТЭС. Для этого в стране имеются необходимые программно-технические средства автоматизации и периферийное оборудование, датчики, исполнительные механизмы и арматура, а также инженерные силы, способные решить проблемы алгоритмического обеспечения и сопровождения, выполнить весь цикл инжиниринговых работ и обеспечить внедрение и доведение “до ума” АСУ ТП.
Проблема сроков при модернизации.
Применение современных ПТК, нацеленное на получение реального эффекта при модернизации, требует внесения изменений в кабельные связи, схемы управления, компоновку щита управления и вообще в идеологию управления. В конечном итоге, это выливается в большой объем монтажных и наладочных работ на площадке, которые требуют времени, четкого планирования и могут быть выполнены только на остановленном оборудовании.
При модернизации выполняются, как правило, следующие работы:
обследование, согласование технического задания на проектирование;
проект, заказ оборудования;
проект вне границ ПТК (привязка ПТК);
планирование демонтажа и монтажа;
поставка под монтаж оборудования, не критичного с точки зрения монтажа и проверок;
проведение демонтажа и монтажа оборудования;
поставка и монтаж средств ПТК, оттестированных для подключения к уже смонтированному оборудованию;
автономная наладка;
комплексная наладка и ввод в эксплуатацию; режимно-технологическая наладка.
В настоящее время ЗАО “Интеравтоматика” имеет возможность выполнить полномасштабную модернизацию АСУ ТП крупного энергоблока в течение 10 мес. с момента заключения договора. Такие сроки работ были реализованы для энергоблока 800 МВт Березовской ГРЭС.
Первым и, пожалуй, наиболее важным этапом модернизации является определение ее целей, оценка состояния объекта, финансовых затрат, сроков и др. Основными партнерами при этом являются специалисты конкретной станции.
Недальновидные решения этого этапа, зачастую связанные с ограничениями финансирования, могут привести к распылению сил и средств и, в конечном итоге, к повышенным затратам.
К сожалению, система тендеров, по которым в настоящее время ведется выбор поставщика ПТК, предполагает, что основные цели заказчика уже сформулированы в тендерных требованиях. В результате приходится на начальном этапе проекта - этапе формирования задания для проектирования - возвращаться к вопросам концепции и объема модернизации.
Возможные подходы к модернизации следующие:
- Полная модернизация - замена и реализация в АСУ ТП на базе ПТК всех функций. При этом модернизация охватывает все системы контроля и управления, имеющиеся на станции (блоке), и требует максимальных единовременных затрат, однако она по суммарным затратам представляется самой эффективной, так как позволяет достаточно быстро достичь наилучших технических и экономических показателей.
Такая модернизация позволяет, кроме того, получив максимальный начальный эффект, развивать его путем замены и совершенствования отдельных элементов, например, арматуры, повышать уровень автоматизации и др.
Современные ПТК, такие как Teleperm XP-R или PCS7 PS, используемые ЗАО “Интеравтоматика”, позволяют осуществлять оперативное управление при полной модернизации АСУ ТП без использования традиционных средств (ключей, кнопок, приборов). Эти решения многократно использованы на блоках Рефтинской ГРЭС, Березовской ГРЭС-1, ТЭС “Суйчжун” в Китае, Сургутской ГРЭС-1 и других объектах.
При полной комплексной модернизации АСУ ТП современных энергоблоков на базе ПТК решаются все основные функции: дистанционное управление; контроль; сигнализация; защиты, блокировки, АВР; всережимное регулирование; функционально-групповое управление; человеко-машинный интерфейс; разнообразные расчетные и информационные функции.
Мировой и отечественный опыт показывает, что наиболее рациональным является иерархическое построение функций АСУ ТП в сочетании с делением на технологические зоны и узлы (функциональные группы), для которых определены все или часть задач управления.
- Частичная модернизация - замена отдельных подсистем АСУ ТП.
Например, заменяются подсистема авторегулирования, информационная система и др.
Такой путь требует меньших единовременных затрат, часто и частично реализуется собственными силами станций. Однако, если ставить конечной целью полную модернизацию АСУ ТП (а это неизбежно), то результирующие затраты растут. Это справедливо даже для случая использования одного и того же ПТК для поэтапной модернизации, так как при этом вынужденно принимаются неоптимальные решения по мере наращивания, вносятся изменения в уже работающие подсистемы. Меняется даже идеология управления, которая до какого-то момента может соответствовать только старой, а затем учесть возможности новой техники.
- “Ползучая” модернизация - постепенно заменяются отдельные части системы на более современные в результате отказов, отсутствия запчастей, просто, инициативы работников.
Такой путь ведет к появлению самых разнообразных систем и аппаратуры на одной станции и проблем с обслуживанием и не позволяет достичь конечных целей модернизации.
Важным аспектом является анализ состояния основного оборудования и планов станции по его использованию. Полная модернизация оправдана тогда, когда планируется длительная (более 15-20 лет) активная эксплуатация основного оборудования.
Обычно частичная модернизация вызывает больше технических проблем, в первую очередь, с компоновками щитов управления и с необходимостью сочетать традиционные виды оперативного управления с современными “компьютерными”. Это приводит к громоздким, эргономически неудобным решениям, являющимся платой за “частичность” или этапность модернизации. С другой стороны, снижаются требования к надежности и готовности ПТК, так как зачастую в работе остается старый контур дистанционного управления и это удешевляет решения.
Специальные задачи модернизации систем контроля и управления.
Рис. 1. Оценка эффективности модернизации АСУ ТП на энергоблоке 500 МВт Рефтинской ГРЭС
Существует ряд задач автоматизации отдельных групп оборудования блока, которые могут иметь самостоятельное значение (частичная модернизация) и могут быть реализованы автономно так, что при возможном в последующем расширении АСУ ТП они могут естественно интегрироваться в комплексную систему. К таким задачам относятся:
- Регулирование частоты и мощности, удовлетворяющее международным нормам.
Для решения этой задачи необходимо усовершенствование САУ турбин - переход на электрогидравлические системы первичного регулирования частоты и решение комплекса задач регулирования частоты и мощности на котле (все регуляторы, завязанные в процессе) и на турбине.
ЗАО “Интеравтоматика” разработало комплексное решение, охватывающее и котельное, и турбинное оборудование, предусматривающее, в частности, решение задач позиционирования и первичного регулирования с циклом 1-5 мс, точного измерения частоты вращения, а также реализацию электронной противоразгонной защиты.
- Приведение схем управления горелками в соответствие с правилами взрывобезопасности.
Сегодня часто для управления горелками применяются контроллеры, не соответствующие нормативам по надежности, готовности и отказобезопасности. ЗАО “Интеравтоматика” внедряет системы на базе техники, имеющей российские сертификаты Горгостехнадзора, а также и других российских и зарубежных организаций и отвечающие, при необходимости, требованиям к “Fail-safe” системам; применяет импортные датчики контроля факела и зажигания, которые с высокой надежностью и качеством работают на Новгородской ТЭЦ с 1995 г. и на Рефтинской ГРЭС с 1997 г.
- Контроль и коррекция водно-химического режима.
Решение этих задач осуществляется путем организации автоматических измерений химических параметров с помощью надежных датчиков и устройств подготовки проб и управления насосами-дозаторами. При внедрении системы контроля ВХР на Псковской ГРЭС ЗАО “Интеравтоматика” применило, в частности, устройства частотного управления насосами-дозаторами и современные контроллеры; был минимизирован также объем монтажных работ.
К самостоятельным задачам, которые можно решать локальными АСУ ТП, относятся системы технологического контроля генераторов, системы виброконтроля/вибродиагностики и системы релейных защит и автоматики.
Особенности модернизации СКУ различных групп оборудования.
По подходу к модернизации АСУ ТП крупных энергоблоков их целесообразно разделить на две группы:
первая группа - энергоблоки мощностью 500, 800, 1200 МВт, в основном введенные в эксплуатацию, начиная со второй половины 70-х годов;
вторая группа - энергоблоки мощностью 200, 300 МВт, массовый ввод которых в эксплуатацию начался с 60-х годов.
Рис. 2. Вид БЩУ до (а) и после (б) реконструкции
При проектировании энергоблоков первой группы были использованы крупные информационно-вычислительные комплексы (И6000, М7000, СМ2М), сроки надежной эксплуатации которых давно истекли, запасные части не выпускаются. Эти ИВК нуждаются в замене. Безусловно, целесообразным и экономически оправданным является устройство на базе выбранного для замены ПТК систем автоматического регулирования, так как все необходимые для их работы аналоговые параметры будут обрабатываться в рамках модернизации ИВК, а реализация собственно управления клапанами и ввода некоторых дополнительных дискретных сигналов увеличит объем системы не более чем на 20%.
Особенно важна реализация автоматического регулирования на новой основе для пылеугольных блоков, работающих с высоким уровнем топливных возмущений и, как правило, без работоспособных регуляторов процесса горения. Для газомазутных блоков модернизация систем регулирования важна для их привлечения к первичному регулированию частоты энергосистемы, предусмотренному последними документами РАО “ЕЭС России”.
Таким образом, для блоков первой группы целесообразна как минимум частичная модернизация с заменой ИВК и реализацией на качественно новом уровне систем авторегулирования. Учитывая вводимый в ИВК объем параметров, а также возможности современных ПТК, существенный выигрыш может быть достигнут при использовании их для новой системы защит. Изменения системы дистанционного управления, перекомпоновки щитов управления и другого оборудования будут при этом минимальными. В качестве второго этапа с учетом еще достаточно долгого срока эксплуатации следует планировать полную модернизацию.
Энергоблоки второй группы вводились в эксплуатацию в течение длительного времени. На них технические решения по построению СКУ, остаточные сроки службы технологического оборудования сильно различаются. На энергоблоках второй группы значительная часть арматуры не электрифицирована, так как в целом технология пускоостановочных режимов для них проще.
По этим причинам осуществление полной модернизации, столь важной для энергоблоков первой группы, для энергоблоков второй группы не так актуально. Она целесообразна, в первую очередь, для “молодых” энергоблоков, вводившихся в эксплуатацию, начиная с конца 70-х годов. При сложностях с ее осуществлением альтернативой может служить поэтапная или частичная модернизация, а для наиболее длительно эксплуатирующихся блоков возможны наиболее простые решения. Для газомазутных блоков, в первую очередь, это реконструкция систем регулирования частоты и мощности в соответствии с приказом № 524 РАО “ЕЭС России”, для пылеугольных блоков - модернизация систем автоматического регулирования и логического управления подачей топлива в котел.
Для отдельных котлов и турбин ТЭС с поперечными связями возможен такой же подход к модернизации СКУ, как для второй группы энергоблоков. Для такого оборудования можно использовать более простые и дешевые ПТК, не подходящие для автоматизации объектов большой информационной мощности.
Некоторые примеры работ ЗАО “Интеравтоматика” по модернизации АСУ ТП Новгородской ТЭЦ (1994 г., котел № 1; 1995 г., котел № 2), Рефтинской ГРЭС (1997 г., рис. 1 и 2), Березовской ГРЭС-1 (2001 г., энергоблок № 1; 2003 г., энергоблок № 2) рассмотрены в статьях настоящего номера журнала.
Кроме этих электростанций, ЗАО “Интеравтоматика” реализованы модернизированные АСУ ТП на Сургутской ГРЭС-1, Первоуральской ТЭЦ, Пермской ГРЭС, Волжской и Орской ТЭЦ и других объектах. На всех станциях новые системы дают реальный эффект.
