Новосибирская ТЭЦ-5 внедрила современную АСУ ТП

ПРОЕКТЫ

Автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) объектов энергетики занимают особое место в силу специфической роли этих предприятий. Если выход из строя АСУ ТП какого-нибудь машиностроительного завода и связанная с этим остановка производства приведет скорее всего только к финансовым убыткам и только на этом предприятии, то авария на электростанции может оставить без энергии и тепла десятки промышленных объектов и тысячи жилых домов. Своим опытом создания современной АСУ ТП поделилась новосибирская компания "Модульные системы Торнадо" (МСТ; www.tornado.nsk.ru) на семинаре "Автоматизация технологических процессов крупных объектов теплоэнергетики", посвященном пуску в промышленную эксплуатацию шестого энергоблока новосибирской ТЭЦ-5.

Новосибирская ТЭЦ-5 - самая молодая

в городе

Поставленная задача

Перечислим основные цели и задачи, преследовавшиеся при создании АСУ ТП шестого энергоблока ТЭЦ-5:

- сбор и регистрация первичной информации в реальном времени с точностью до 10 мс;

- улучшение технико-экономических показателей работы энергоблока путем реализации более сложных законов управления, точнее учитывающих протекающие процессы;

- создание лучших условий работы оперативного персонала благодаря расширению функций автоматического контроля и управления, автоматизированного анализа ситуаций, создания более комфортных условий на рабочих местах;

- повышение ответственности персонала за счет протоколирования всех событий в системе;

- повышение надежности технических средств АСУ, упрощение обслуживания и сокращение усилий на поиск и устранение неисправностей;

- выдача в реальном времени объективной информации в удобном для восприятия и анализа виде как оперативному персоналу, непосредственно управляющему работой энергоблока, так и неоперативному, отвечающему за его ремонт, техническое обслуживание и т. п.

Техническая база

Программно-технический комплекс (ПТК) "Торнадо", реализующий АСУ ТП, был выполнен по традиционной иерархической схеме, учитывающей специфику условного разбиения объекта автоматизации на узлы. Он разделен на два уровня: верхний (информационно-вычислительная подсистема) и нижний (управляющая подсистема), которые связаны между собой с помощью дублированной сети Fast Ethernet (100 Мбит/с), в качестве среды передачи данных применяется кабель типа "витая пара" и оптоволокно.

Верхний уровень: автоматизированные рабочие места (АРМ) и серверы. Верхний уровень ПТК обеспечивает взаимодействие операторов-технологов и инженерного персонала с управляемым технологическим оборудованием, организует работу системы и подготовку массивов информации для использования ее неоперативным административно-техническим персоналом станции. Он состоит из АРМ персонала, сервера базы данных и сервера приложений.

В качестве серверов используются PC-совместимые компьютеры промышленного исполнения, установленные в стандартную стойку. Каждый из серверов дублирован. Имеется также отдельный сервер, предназначенный для связи АСУ ТП с общей вычислительной сетью электростанции. ПО сервера приложений создано специалистами МСТ, в качестве сервера БД применяется Microsoft SQL Server.

АРМ машиниста энергоблока включает в себя три ПК, к которым подсоединено по два 21-дюймовых дисплея. Каждый ПК может быть использован для выполнения любых функций по контролю состояния энергоблока и управлению им, хотя, как правило, один из них предназначен для работы с котлоагрегатом, второй - с турбиной, а третий - с электрической частью энергоблока. Состояние узлов и агрегатов энергоблока отображается в виде мнемосхем, возможен также вывод различных графиков и вспомогательной информации. Управление всеми функциями осуществляется с помощью мыши, клавиатура играет вспомогательную роль. ПО АРМ включает ОС Windows NT и SCADA-систему InTouch RT.

Прошлое и будущее - рядом (слева - пульт управления

традиционной АСУ ТП энергоблока N 5, справа - АРМ

машиниста энергоблока N 6)

АРМ старшего машиниста энергоблока в целом аналогично АРМ машиниста, но включает только один ПК с двумя дисплеями. На нем, как и на АРМ оператора, можно контролировать любые параметры и управлять любыми узлами и агрегатами энергоблока.

Предусмотрена также резервная система, выполненная с помощью традиционных приборов автоматики и предназначенная для контроля важнейших параметров работы энергоблока и его безаварийной остановки в случае отказа основной системы управления.

Помимо этих основных рабочих мест АСУ ТП включает ряд АРМ неоперативного персонала: дежурного инженера, инженера релейных защит и автоматики, наладчиков, метролога, сотрудников химической лаборатории, отдела проектирования и обслуживания самой АСУ и т. п. Эти места также устроены на базе ПК.

Нижний уровень: контроллеры. Нижний уровень ПТК выполняет сбор, ввод и обработку аналоговой и дискретной информации, поступающей от разнообразных датчиков, формирует и отрабатывает управляющие воздействия на исполнительные органы технологического оборудования, обеспечивает реализацию функций защиты, блокировок и регулирования.

Основу нижнего уровня составляют контроллеры функциональных узлов (КФУ), объединенные дублированной сетью Fast Ethernet, а также коммутационное и вспомогательное оборудование.

Шкафы КФУ общим числом 29 размещаются в четырех помещениях как можно ближе к технологическому оборудованию; кроме того, для сокращения затрат термокомпенсационного кабеля предусмотрены два навесных шкафа, размещенные поблизости от точек массового температурного контроля котла. В них в общей сложности установлено 200 процессорных модулей MIF-PPC и 530 субмодулей сопряжения с объектом (УСО). УСО связываются с процессорными модулями посредством дублированного интерфейса RS-485.

Микропроцессорные модули MIF-PPC разработаны фирмой "Торнадо" на базе микропроцессора MPC860TZP80D4 корпорации Motorola (www.motorola.com), имеющего архитектуру PowerPC. ПО модулей функционирует под управлением операционной системы реального времени OS-9. Модули допускают "горячую" замену, что существенно облегчает устранение неисправностей.

Создание и "обкатка" АСУ ТП

Техническое задание на проектирование АСУ ТП было утверждено 6 ноября 1997 г. Для проверки предложенных технических решений в реальных условиях на базе энергоблока N 1 была создана информационная система, обеспечивающая сбор, регистрацию и отображение примерно 400 параметров (управление энергоблоком осуществляется его собственной АСУ, построенной на базе традиционных средств автоматизации). Эта система, получившая условное название "Полигон", позже стала штатной частью АСУ ТП данного энергоблока. Ее использование позволило скорректировать некоторые технические решения, примененные в АСУ блока N 6 (в частности, перекомпоновать некоторые мнемосхемы, сделав их более удобными для операторов), провести первоначальную подготовку персонала станции, а также внедрить и проверить в реальных условиях некоторые задачи управления.

Из-за недостатка финансирования построение АСУ временно было приостановлено, однако компания "Торнадо" продолжала работы на других объектах энергетики, используя в том числе и опыт, полученный при создании и эксплуатации "Полигона". Когда в 2003 г. появились деньги и работы возобновились, был учтен и опыт, накопленный за это время на других объектах.

В опытную эксплуатацию энергоблок N 6 был сдан в сентябре 2004 г. За прошедшее время он останавливался трижды из-за срабатывания технологических защит (в двух случаях - из-за ошибок наладочного персонала, в одном - из-за отключения линии 110 кВ со стороны электроподстанции). В то же время ошибок оперативного персонала зафиксировано не было, что свидетельствует о надежности и простоте в использовании внедренной АСУ.

Опытная эксплуатация выявила также недостаточную для такого важного объекта, как электростанция, надежность блоков непрерывного электропитания, поставленных третьей фирмой, и, чтобы избежать потенциальных неприятностей в будущем, они были заменены решениями другого производителя, а сама схема резервного электропитания в связи с этим была переработана.

Итоги Стоимость разработки и внедрения АСУ ТП оказалась несколько выше стоимости системы, построенной на традиционных аналоговых и релейно-контактных средствах. Вместе с тем она обеспечивает лучшие технико-экономические показатели работы энергоблока за счет реализации более совершенных алгоритмов управления, а гибкость микропроцессорных систем позволяет не только обеспечить точное выдерживание "базовых" показателей, необходимых для нормальной работы энергоблока (давление и температура пара, обороты турбины и т. п.), но и контролировать массу других характеристик, например, для более качественного сжигания топлива и снижения выброса вредных веществ в атмосферу. Намного легче оказалось и техническое обслуживание оборудования АСУ, в частности, значительно сократилось время, необходимое для поиска и устранения неисправностей. Наконец, реализация функций сбора и анализа информации и генерации управляющих воздействий с помощью программных средств позволяет в случае надобности достаточно легко изменять алгоритмы работы системы. По мнению Сергея Грецингера, генерального директора ЗАО "Инженерный центр", игравшего при разработке и внедрении АСУ ТП роль генерального подрядчика, "замена старых систем контроля и управления, построенных на аналоговых и релейно-контактных средствах, на современные АСУ ТП - несомненная перспектива для электростанций всех типов на территории России".