Проблемы автоматизации технологических процессов в энергетике

Рубрика:

ИТ в энергетике

 

Автор

Заморин Сергей, Главный специалист техотдела филиала ОАО «Инженерный центр ЕЭС» — ОАО «Институт Теплоэлектропроект»

 

    В середине 90-х гг. прошлого века микропроцессорная техника достигла состояния надежности, обеспечивающего возможность управления технологическим процессом с помощью контроллеров. Препятствиями на пути более активного применения микропроцессорных средств стали: человеческий фактор (привычка пользоваться индивидуальными приборами и ключами), нехватка финансирования для ввода новых энерго­блоков в период с 1995 г., а также неприспособленность технологического оборудования к автоматизации.
    Оперативный контур управления современным энергоблоком сохранил единственный обязательный элемент из комплекта элементов управления прошлого века — кнопку (ключ) перевода блока в безопасное состояние при отказе микропроцессорных устройств, что является минимально достаточным средством.
    Необходимо заметить, что положительную роль в ускорении эволюции автоматизированных систем управления технологическим процессом (АСУ ТП) в нашей стране сыграла ситуация 80—90 гг. прошлого века, когда производить приборы стало невыгодно, поскольку экономически более целесообразной выглядела покупка оборудования за рубежом. Заводы прекратили производство многих элементов АСУ ТП или оказались за пределами России — в Узбекистане, Украине, Грузии, Армении.
    Построение АСУ ТП на базе микропроцессорной техники позволило значительно повысить качество систем управления, открыло новые перспективы автоматизации, автоматический пуск энергоблока стал осуществим благодаря возможности использовать логические автоматы пусковых операций (ФГУ). Высокая разрешающая способность регистрации в электронном архиве и привязка параметров и событий к реальному времени создали условия для детального графического анализа технологической ситуации любой сложности.
    АСУ ТП электротехнической части энергетических предприятий, несмотря на прежнее отставание в своем развитии от темпов автоматизации тепломеханических процессов, за последние годы переживает радикальную модернизацию. Особенностями электрических технологических процессов являются:

  • повышенные требования к скорости опроса — не более 1 мс (в тепломеханической части вместо 100 мс — 1 с);
  • способность микропроцессорных анализаторов вычислять полный спектр электрических параметров (активную и реактивную мощности, углы векторов, частоту, частотные гармоники) по току и напряжению и представлять их в цифровом формате в режиме онлайн;
  • отсутствие необходимости в организации питания для измерения электрических величин — с этой целью используется энергия измеряемого параметра.
    Перечисленные особенности полностью обеспечивают обмен данными по каналам цифровой связи, что защищает информацию от окружающих электромагнитных наводок, сокращает затраты на медный кабель, снижает расходы на организацию аналого-цифровых преобразований в системе управления.
    Развитие АСУ ТП в последнее десятилетие в основном заключалось в перенесении решения задач с аналого-релейных средств и попутном получении тех преимуществ, которые давало повышение скорости считывания данных, — колоссальном увеличении возможностей в анализе, хранении, формах представления информации о событиях и параметрах. Алгоритмы регулирования, защиты, блокировки при этом не претерпели кардинальных изменений. Исключение составили алгоритмы логического группового управления, электронная система регулирования турбины и некоторые другие задачи.
    Ведущую миссию в совершенствовании АСУ ТП тепломеханической части всегда выполняли разработчики программно-технических комплексов, что предопределило высокий уровень развития ПТК и относительное отставание в модернизации измерительной техники и исполнительных устройств, которые служат ключевыми элементами АСУ ТП.
    В тех ИТ-областях, где значение ПТК было несущественным, достижения оказались более впечатляющими — это системы микропроцессорной электрической защиты и измерения, измерительные комплексы учета тепловой энергии, хроматографы и другие микропроцессорные устройства, способные работать автономно, без сопряжения с ПТК. При этом информационная связь перечисленных элементов АСУ ТП с программно-техническим комплексом имеет серьезные проблемы, особенно с ПТК зарубежного производства.
    Негативно отражается на развитии АСУ ТП выбор оборудования на конкурсной основе, когда в погоне за дешевизной выигравшая тендер компания поставляет датчики и исполнительные механизмы низкого качества, что в результате сводит к минимуму эффект от применения других элементов АСУ ТП, обладающих характеристиками надлежащего уровня.
    Сдерживающим фактором в совершенствовании АСУ ТП является также использование зарубежных ПТК при наличии ИТ-решений российских производителей, открытых для корректировки своего програм­много продукта и улучшения его технических свойств. Между тем отечественные ПТК мало чем отличаются по техническим характеристикам от импортных аналогов — в обоих случаях применяется единая элементная база.
    Реорганизация российской энергетики требует и корректировки задач АСУ ТП, но внедрение зарубежных ПТК осложняет этот процесс. За истекший десяток лет специалисты не припоминают, чтобы вместе с ПТК передавались оригинальные алгоритмы, позволяющие обеспечить диагностику энергетического оборудования, или поставлялись бы другие наукоемкие решения.
    В отличие от зарубежной практики школа российской энергетики предполагает глубокое понимание работы систем автоматического регулирования и защиты. При эксплуатации же иностранного оборудования оперативный персонал не испытывает достаточной уверенности, а некоторые аварийные ситуации последнего времени и автоматические остановы оборудования так и остались не расследованными — именно вследствие непонимания сотрудниками всех эксплуатационных нюансов. Кроме того, наши нормативные документы предписывают комплексное опробование системы безопасности перед пуском энергооборудования. Однако технические элементы АСУ ТП иностранных производителей не обладают адекватными средствами опробования технологической защиты. Немаловажным является и то обстоятельство, что сочетание в АСУ ТП зарубежного и российского оборудования порой противоречит Правилам технической эксплуатации ТЭС, а при ограниченном применении российских ПТК ограничивается и развитие АСУ ТП в целом.
    Сегодня в построении АСУ ТП наблюдается процесс рассредоточения функций между элементами среднего и нижнего уровней. Это объясняется тем, что рост числа задач вызывает увеличение загрузки каналов информационной связи, и вместо передачи информации на верхний уровень АСУ ТП для принятия решения о воздействии на исполнительный элемент, такое решение формируется на нижнем или среднем уровнях. Ярким примером подобной схемы являются системы управления газовой турбиной, газодожимным компрессором, другими технологическими узлами в блоке ПГУ. С верхнего уровня АСУ ТП передается команда на включение технологического узла, и верхним же уровнем принимается информация о ходе выполнения данной команды, а все алгоритмы защиты, регулирования, блокировок и пошаговых программ пуска реализуются на контроллерах технологических узлов, то есть на среднем или нижнем уровнях управления.
    Анализируя тенденции в данной сфере у нас в стране и за рубежом, научный потенциал, техническую и экономическую целесообразность, а также учитывая итоги научно-технических совещаний в ОАО «Инженерный центр ЕЭС», можно предположить следующие тенденции в развитии АСУ ТП:
  • использование зарубежного оборудования лишь при отсутствии российских аналогов;
  • постепенный переход на цифровые способы передачи информации от датчиков теплотехнических измерений к ПТК, что радикально удешевит средства измерений и аппаратную часть программно-технического комплекса, повысит точность измерений, устойчивость к электромагнитным воздействиям, сократит затраты на кабельную продукцию;
  • внедрение современных электроприводов со встроенными системами защиты и диагностики и цифровым указателем положения;
  • более широкое применение пневматических приводов в технологических схемах подготовки топливного газа и воды, сжигания угольной пыли, в системах регулирования турбины и др. Опыт эксплуатации пневматических приводов на Калининградской ТЭЦ-2 показал их высокую техническую и экономическую эффективность;
  • комплектование энергетического оборудования локальными системами автоматического управления, обеспечивающими работу во всех предусмотренных режимах, а также автоматический пуск, изменение нагрузки, нормальный и аварийный останов;
  • масштабное использование математических моделей технологических процессов в АСУ ТП тепломеханической и электротехнической частей энергопредприятия для контроля действий персонала и полноценной диагностики оборудования.
    Выполнение перечисленных задач требует координации усилий проектировщиков, наладчиков и производителей энергооборудования, монтажников и эксплуатационников, и, что немаловажно, информационной совместимости различных локальных элементов, применяемых в АСУ ТП.