им в этом настоящие мастера хореографии, пения, эстрады, театрального искусства.

В юбилейный год мы с благодарностью вспоминаем организаторов и специалистов, которые вложили много сил и знаний в то, чтобы наша ГРЭС вышла в число передовых предприятий отрасли: первого директора станции И. А. Говорухина, бывших директоров – В. Н. Шестакова,

À.Ф. Смирягина, бывших главных инженеров –

À.П. Германова, В. И. Волкова, В. Г. Белуна, нача- льников цехов – Б. А. Комову (химцех), В. Н. Белякова (ЦТАИ), В. И. Косенкова (ЦТП), А. А. Ковалева (ТТЦ). Отдаем дань уважения и тем ветеранам, кто обеспечивает бесперебойную и экономич- ную работу станции теперь. Это B. И. Раковец – старший мастер ЭЦ; Н. И. Соймонов – ведущий инженер КТЦ-1; В. Т. Жиляев – начальник ЦУПСЗ; В. М. Соловьев – заместитель начальника ЦЭР; В. М. Долгошея – машинист-обходчик КТЦ-2;

В. П. Соловьев – ведущий инженер ПТО и многие другие.

Большой вклад в обеспечение устойчивой работы ГРЭС вносят семейные династии энергетиков: Морозовы, Подставкины, Сычевы, Раковцы, Саяпины, Власкины, Петровы, Павлюченковы, Пашкины и др.

Труд энергетиков всегда высоко и по достоинству оценивался государством. В коллективе ГРЭС 6 человек награждены орденами, 14 – медалями, 126 – правительственными грамотами, 35 человек имеют звание заслуженных энергетиков, один – благодарность Президента России.

Сделано немало, но впереди еще много задач, требующих решений в условиях конкурентного рынка, как технических, так и управленческих. И я уверен, что коллектив Рязанской ГРЭС успешно справится с вопросами, диктуемыми современными условиями и научно-техническим прогрессом.

Внедрение интегрированной АСУ ТП

Морозов В. В., канд. эконом. наук, Подставкин Н. Ю., Мартынов А. С., Гурылев О. Ю., инженеры

Рязанская ГРЭС

Наиболее принципиальным для совершенствования эксплуатации представляется использование возможностей современных компьютерных средств для автоматизированного контроля за технологическими процессами, автоматической корректировки их протекания с целью оптимизации экономичности и расходования ресурса, формирования предупреждений и выдачи советов эксплуатационному персоналу, а также для жесткого контроля и поддержания в требуемых пределах качества топлива, теплоносителей, охлаждающей воды, масла, химикатов и др.

Автоматизация электростанции – одно из актуальнейших направлений технического перевооружения. Уровень автоматизации электростанции сегодня – это и технический вопрос (ведение режима, исключение отказов и повреждений оборудования, повышение ресурса и др.), и вопрос экономический [эффективность производства энергии (ее себестоимость)], а значит, конкурентоспособность на рынке.

Технический уровень сегодняшних систем контроля и управления (СКУ), установленных на ГРЭС, крайне низок как по качеству технических средств, так и по объему и уровню функциональности. Эти системы не обеспечены необходимым сервисом и запчастями и чрезвычайно дороги в обслуживании и ремонте.

Именно поэтому руководящими документами РАО “ЕЭС России” настоятельно рекомендовано на

реконструируемых объектах применять современные распределенные микропроцессорные системы.

Основные черты современных АСУ ТП. Современная система управления энергоблоком или другой энергоустановкой – это мощная, распределенная микропроцессорная, многоуровневая система, являющаяся неотъемлемой частью установки и решающая весь комплекс задач по управлению оборудованием. Современная микропроцессорная АСУ ТП берет на себя и все задачи автоматического управления: защиту, блокировки, автоматическое регулирование, логическое управление, включая пошаговое, и весь объем задач обеспечения деятельности оператора, в первую очередь, оперативный контроль (в том числе, сигнализацию) и дистанционное управление. При этом сама система надежна, долговечна, проста в обслуживании, легко расширяема, обеспечена сервисом.

Современная система, в первую очередь, повышает экономичность работы энергоблока. Это связано с совершенством схем и алгоритмов управления, которые позволяет реализовать система, с ее информационной мощностью, что дает возможность достичь высокой точности регулирования параметров (поддержание их заданного значения или изменение по требуемому закону) во всем диапазоне нагрузок.

6	2003, ¹ 12

Современная АСУ ТП непосредственно влияет на повышение коэффициента готовности установки. Достигнутые в настоящее время хорошими ПТК уровни собственной надежности и готовности АСУ ТП на их базе позволяют рассматривать должным образом спроектированную и налаженную АСУ ТП как абсолютно готовую систему, свойства которой практически не влияют на общую готовность энергоблока. А совершенство алгоритмического обеспечения, включая функции диагностики и самодиагностики, и высокий уровень автоматизации приводят к уменьшению времени простоев оборудования и возможности прогнозировать отказы и соответственно планировать вывод оборудования из работы для ремонтов с наименьшими потерями.

Одна из перспективных задач реконструкции РГРЭС – это создание электростанции нового поколения, позволяющей при минимуме капитальных и эксплуатационных затрат обеспечить наивысшую экономичность и надежность работы с максимальным уровнем безопасности труда персонала. Основной упор при достижении этих целей делается на автоматизированную систему управления технологическим процессом.

НИИ Теплоприбор представляет усовершенствованный программно-технический комплекс (ПТК) под названием “Квинт” (производства ЧПЗ “Элара”), который предполагается в дальнейшем принять в качестве базового для АСУ тепломеханического оборудования энергоблоков 800 МВт, а позднее – и для электростанции в целом.

Следующая задача – объединение всех локальных и вновь создаваемых АСУ в единый организм – интегрированную АСУ (ИАСУ), охватывающую все основное и вспомогательное электро- и тепломеханическое оборудование, что позволит:

уменьшить затраты на системы контроля и диагностики (за счет выполнения их не автономными системами, а на средствах базового ПТК);

увеличить срок службы оборудования (оптимизация эксплуатационных режимов);

уменьшить численность оперативного персонала (дистанционное, автоматическое и програм- мно-логическое управление исполнительными механизмами);

уменьшить вероятность отключения оборудования из-за ошибочных действий оперативного персонала и сократить время простоя при частич- ных отказах (специализированные алгоритмы управления оборудованием, включающие расширенные объемы блокировок, анализ действий оперативного персонала по архивным данным);

уменьшить вероятность частичных отказов и аварий (расширенная непрерывная диагностика, непрерывный контроль введенного состояния всех защит);

организовать автоматизированные рабочие места оперативного, ремонтного и административно-

технического персонала с единым пользовательским интерфейсом;

обеспечить реализацию расчетно-диагностиче- ских задач для технологического оборудования (включая электротехническое) на основе единого архивного пространства;

уменьшить численность оперативного и ремонтного персонала за счет унификации програм- мно-технических решений, введения интеллектуальных средств диагностики, оптимального распределения зон обслуживания между подразделениями предприятия.

Замена АСУ ТП энергоблоков. Необходимость замены АСУ ТП энергоблоков 800 МВт Рязанской ГРЭС назрела в середине 90-õ годов. Объективность замены определялась многими факторами.

Первый фактор – моральное старение и физи- ческий износ аппаратных средств как нижнего (базового) уровня управления (аппаратура автоматики “Каскад”, “Протар” и др.), так и верхнего (координирующего) уровня АСУ ТП (УВК СМ-2, М-60 и др.), работающего в режиме информационно-вы- числительных систем. В результате имели место огромные потери в эффективности теплоэнергети- ческого оборудования по причине ограниченности возможностей АСУ ТП (отсутствие функции управления, диагностики и др.), а также низкая надежность элементов систем контроля и управления, которые многократно выработали свой ресурс.

Второй определяющий фактор – полное отсутствие поступления новых запасных частей из-за “многонациональности” изготовителей элементов АСУ ТП: Украина, Грузия, Венгрия, Болгария, Россия.

Ремонт АСУ ТП осуществлялся за счет разукомплектации находящегося в отказе резервного оборудования, что в 2 раза снизило надежность работы АСУ ТП.

Работы по замене на современные аппаратные средства требуют больших затрат и экономически не обоснованы: например, замена устройства памяти на магнитных дисках “ИЗОТ-170” на современные устройства требует около 120 тыс. дол., а это очень небольшая часть АСУ ТП.

Третий фактор – отсутствие возможности стыковки АСУ ТП с локальной вычислительной сетью, организованной на электростанции.

Для замены существующих морально и физи- чески устаревших систем создана АСУ ТП на базе ПТК “Квинт”. Система разработана с учетом ее поэтапного внедрения.

В целом внедрение на энергоблоке новой системы обеспечивает:

предоставление оперативному персоналу достаточной, достоверной и своевременной информации о протекании технологических процессов, о состоянии оборудования и технических средств АСУ ТП;

2003, ¹ 12

7

автоматизированное управление технологиче- ским оборудованием в нормальных, переходных, аварийных и специальных режимах работы;

снижение эксплуатационных затрат и увеличе- ние межремонтного периода за счет уменьшения числа обслуживаемой аппаратуры (по сравнению с традиционными средствами), минимального времени восстановления;

повышение эксплуатационной надежности и уменьшение аварийности за счет непрерывной диагностики основного оборудования;

регистрацию событий и аварийных ситуаций; автоматическое ведение оперативной докумен-

тации; выполнение расчетов ТЭП;

улучшение условий труда оперативного персонала.

В условиях развивающегося рынка возрастает роль стабильности частоты, поскольку она является показателем эффективности первичного регулирования во всех частях объединения и соответственно способности единой энергосистемы противостоять распространению небалансов из одних частей объединения в другие. Это не только повышает надежность работы ЕЭС, но и позволяет уменьшать мощность вращающегося резерва в различных частях энергосистемы. Поэтому существенно возрастает роль первичного регулирования частоты, которое сегодня в ЕЭС не организовано и носит хаотический характер.

Актуальность рассматриваемой проблемы еще более возросла при постановке на повестку дня задачи расширения рынка электроэнергии на Запад и с этой целью подготовки ЕЭС России к включе- нию на параллельную синхронную работу с энергообъединениями Центральной и Западной Европы. Это определяется тем, что при организации

синхронной параллельной работы энергосистем разных стран, образующих межгосударственное объединение, одной из основных проблем является именно проблема поддержания в них единой частоты с высокой точностью и регулируемых обменов между ними электрической энергии и мощности.

Âзападно-европейском объединении UCTE (Union for Coordination of Transmission of Electricity) действуют одинаковые для всех его участников требования к системам первичного, вторичного и третичного регулирования частоты. При этом первичному регулированию уделяется особое внимание именно потому, что оно обеспечивает ограни- чение распространения небалансов из одних частей объединения в другие и высокую стабильность частоты.

Âто же самое время технический уровень оте- чественных норм и требований к поддержанию ча- стоты в энергообъединениях, маневренности оборудования ТЭС и АЭС, системам регулирования частоты и мощности действующих электростанций уступает уровню, достигнутому в UCTE. Так, допустимые отклонения частоты в нормальном ре-

жиме отличаются в 4 раза: 200 мГц в ЕЭС России и 50 мГц в UCTE, предельные отклонения – в 2,2 раза: соответственно 400 мГц и 180 мГц. Первичный резерв мощности и условия его использования в UCTE жестко регламентированы, в ЕЭС России не нормируются. Мертвая зона регуляторов скорости на отечественных турбинах больше в 4 – 7,5 раза: соответственно 75 – 150 мГц и 20 мГц ( 10) в западном энергообъединении. Поэтому остро встает вопрос о совершенствовании систем автоматического регулирования (САР), которые должны обеспечивать формирование сложных алгоритмов управления, рассчитанных на ра-

8	2003, ¹ 12

боту энергоблоков в различных эксплуатационных режимах с учетом возможных ограничений и различных комбинаций использования вспомогательного оборудования. Реализация таких систем на традиционной аналоговой аппаратуре практиче- ски невозможна. Необходим переход на програм- мно-технические средства управления.

На том же энергоблоке ст. ¹ 6 мощностью 800 МВт во время капитального ремонта 2003 г. проведена реконструкция САР производства АО ЛМЗ – ЗАО “Промавтоматика”, основанной на микропроцессорной технике.

Примененное техническое решение включает в себя реконструкцию гидромеханической системы регулирования турбины с превращением ее в электрогидравлическую (ðèñ. 1). Эта система полностью удовлетворяет требованиям UCTE.

Модернизация обеспечивает следующие основные функциональные возможности и характеристики САР:

автоматическое регулирование частоты вращения и мощности турбины в соответствии со стати- ческой характеристикой и заданием, получаемым из системы автоматического управления энергоблока или от оператора при работе генератора как в сети, так и на изолированную нагрузку;

участие энергоблока в первичном регулировании частоты сети с оперативно настраиваемой величиной нечувствительности (не хуже 0,04%) и статизма регулирования (2 – 8%);

автоматическое поддержание заданного давления пара перед турбиной или положения регулирующих клапанов в режиме “скользящего давления”; возможность изменения нагрузки и синхронизации генератора при любой допустимой частоте в

энергосистеме; защиту турбоагрегата от повышения частоты

вращения; ограничение динамического заброса частоты

вращения величиной не более 108% номинального значения при сбросе номинальной нагрузки генератора;

контроль термонапряженного состояния металла турбины в ограничивающих сечениях с формированием сигналов ограничения скорости нагружения/разгрузки и соответствующей информации оператору;

взаимодействие с системой контроля и управления энергоблока для координации работы регулятора турбины с котельным регулятором и другими системами при автоматизации, в частности, режимов разворота и нагружения турбины при пуске энергоблока;

время полного закрытия регулирующих клапанов из положения номинальной нагрузки при подаче на электрогидравлические преобразователи – сумматоры фиксирующих токовых воздействий – не хуже 0,3 с;

минимальное время открытия регулирующих клапанов из положения холостого хода до положения номинальной нагрузки примерно 1,5 с.

Такая модернизация предполагает комплексный подход к решению задач регулирования. Кроме установки новых узлов гидравлической части САР, решающую роль в системе управления будет играть электронное устройство системы регулирования и защиты, состоящее из турбинного контроллера (ðèñ. 2) и электронного автомата безопасности с необходимыми датчиками и аксессуарами. К основным функциям турбинного контроллера относятся управление и инициализация гидравли- ческой части системы защит и регулирования частоты, нагрузки и давления. Электронная система обеспечивает безударный переход с поддержания одного регулируемого параметра на поддержание другого. Точность регулирования активной мощности, давления свежего пара, положения регулирующих клапанов – не хуже 0,5%.

В состав турбинного контроллера входят: датчики скорости Braun A5S09;

средства цифровой связи с системой контроля и управления (СКУ);

интерфейсные узлы для передачи управляющих воздействий в гидравлическую часть САР и в систему защиты;

операторская/инженерная станция на базе персонального компьютера;

вторичные преобразователи частоты и мощности; датчики турбинного контроллера. Модернизация САР позволит полностью ин-

тегрироваться в западно-европейскую систему UCTE и повысить качество отпускаемой электроэнергии до мировых стандартов.

Вместе с тем, структурные схемы электриче- ской части системы регулирования (ЭЧСР) турбины не согласуются с принятыми в АСУ ТП энергоблока схемами управления мощностью. Вследствие этого предстоит работа по их корректировке в соответствии с имеющимися предложениями ВТИ и Электроцентрналадки.

При четком соблюдении графика платежей на закупку оборудования и материалов возможно выполнение работ по полномасштабной реконструкции за 90 дней.

Согласно программе технического перевооружения и реконструкции 2002 г. была проведена модернизация АСУ ТП блока ¹ 5. Установлена основная аппаратура для оцифровки и последующей обработки аналоговой информации, поступающей с датчиков, расположенных на контролируемых объектах. Реализованы основные функции контроля, управления и автоматики.

В конце 2002 г. с учетом опыта внедрения на энергоблоке ¹ 5 программно-технического комплекса “Квинт”, разработанного НИИ Теплоприбор, было принято решение о полномасштабной реконструкции АСУ ТП блока ¹ 6. При этом было

2003, ¹ 12

9