Б.М, Крохалев, Ю.Г. Новиков (2004 г.)

Описано технологическое оборудование энергоблока 800 МВт, включая котел ТПП-804, паровую турбину типа 800-240-5, генератор ТЗВ-800-2УЗ, блочный трансформатор, питательные насосы ПН-1500-350 и др.

Рассмотрены особенности внедрения системы PROCONTROL-P-14 (производство Германия) на энергоблоке № 3 и системы CONTRONIC (производство Германия) на энергоблоке № 1.

Даны практические рекомендации по обеспечению надежности АСУ ТП энергоблока, по решению проблем ремонта модулей. Приведены статистические сведения о неисправностях на электро-станции.

Комплекс автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) ОАО "Пермская ГРЭС" уникален тем, что его количественные и качественные показатели не имеют аналогов даже в мировой энергетике. Есть электростанции, имеющие суммарную мощность энергоблоков значительно больше, но они оснащены АСУ ТП, технический уровень и объем автоматизации, которых значительно ниже. Есть отдельные энергоблоки на станциях, которые оснащены более современными АСУ ТП. Но такой совокупности объемов и уровня АСУ ТП в энергетике нет. АСУ TII Пермской ГРЭС имеет в своем составе около 15 тыс. измерительных каналов, обеспечивающих измерениями 3 энергоблока мощностью 800 МВт каждый и комплекс общестанционного оборудования: химводоочистка (ХВО), отопитсльно-производственная котельная (ОПК), центральный щит станции (ЦЩУ), система расчетов технико-экономических показателей (АИРС), щит общецехового оборудования (ОСО: теплосеть, баковое хозяйство обессоленной воды).

Прежде чем описывать АСУ ТП, кратко расскажем об основном технологическом оборудовании энергоблока 800 МВт:

• котел ТПП-804 производства Таганрогского котельного завода (ТКЗ) с промежуточным перегревом пара. Паропроизводительность котла - 2650 т пара в час, температура острого пара и промежуточного промперегрева - 545/545 °С, давление острого пара - 25,5 МПа, давление пара среднего давления - 4 МПа.

Котел имеет Т-образную компоновку (после топки дымовые газы направляются в две конвективные шахты). Котел подвесной (вес котла около 20000 т), висит на хребтовых балках, опирающихся на колонны каркаса здания главного корпуса на отметке 100,0 м (высота кровли 112,5 м).

Для подогрева воздуха используются вращающиеся воздухоподогреватели (РВП) диаметром 14 м, изготовленные на ТКЗ по лицензии немецкой фирмы Крафтен Лаген. Тягодутьевые машины осевого типа производства Барнаульского котельного завода (БКЗ): три дымососа и два дутьевых вентилятора с электроприводом по 5 МВт каждый. Электродвигатели изготовлены на Электросиле, г. Санкт-Петербург. Котел имеет громадную топку, так как был спроектирован для работы на кузнецком угле. Сегодня все энергоблоки первой очереди Пермской ГРЭС работают на природном газе. Горелки расположены с фронта и тыла по 12 сдвоенных горелок на каждой стороне всего 24). Котел весьма инерционный, склонен к заваливанию температур по левому или правому потоку среды пароводяного тракта.

Для подавления образования окислов азота (NO_x) используются дымососы рециркуляции дымовых газов, забираемых после водяного экономайзера (перед РВП) и подаваемых непосредственно в горелку;

• паровая турбина типа К-800-240-5 производства Ленинградского металлического завода (ЛМЗ). Имеет 5 цилиндров: двухпоточный цилиндр высокого давления (ЦВД), двухпоточный цилиндр среднего давления (ЦСД) и три двухпоточных цилиндра низкого давления (ЦНД). Температура пара на входе в ЦВД - 540 °С, температура пара промперегрева на входе в ЦСД - 540 °С.

Система смазки паровой турбины и генератора работает на огнестойком масле REOLUBE OMTI, так же как и система регулирования паровой турбины;

• впервые на Пермской ГРЭС и Сургутской ГРЭС-2 применены двухниточные паропроводы между паровым котлом и паровой турбиной: паропроводы острого пара диаметром 465 х 75 мм, паропроводы промперегреава диаметром 920 х 20 мм;

• генератор ТЗВ-800-2УЗ, производства "Электросилы", г. Санкт Петербург. Единственный в мире генератор, где в качестве охлаждающей среды используется обессоленная вода (в статоре, железе статора и в роторе). Водород отсутствует полностью.

• блочный трансформатор Запорожского трансформаторного завода (ЗТЗ) мощностью 1000 МВА. генераторное напряжение - 24 кВ, выходное - 500 кВ (на первом энергоблоке выходное напряжение - 220 кВ);

• охлаждающая вода подается двумя осевыми диагональными циркуляционными насосами (каждый на свою половину конденсатора без арматуры на напоре насосов). Уровень в Камском водохранилище изменяется от отметки 100 до 108,5 в Балтийской системе координат. Для привода используются двухскоростные электродвигатели мощностью 5 МВт. На входе в конденсаторы (главный для паровой турбины и конденсаторы ПТН) установлены фильтры, шарикоочистка производится капроновыми шариками конструкции Всероссийского теплотехнического института (ВТИ);

• тепловая схема пароводяного тракта выполнена в бездеаэраторном варианте. Смешивающие подогреватели низкого давления (ПНД-1,2) работают по принципу гравитации без перекачивающих насосов (за счет разницы высот установки подогревателей конденсат из ПНД-1 самотеком сливается в ПНД-2);

• питательные насосы (ПТН) ПН-1500-350 (по два на один энергоблок) производства

Рис.1. Упрощенная тепловая схема энергоблока 800 МВт (116 кБ)

"Пролетарского завода", г. Санкт-Петербург, имеют паровой привод, изготовленный на "Калужском турбинном заводе" (КТЗ), мощность турбопривода 18 МВт. Производительность питательного насоса 1500 т/ч, напор 35 МПа.

Из-за низкой надежности произведена полная модернизация с установкой проточной части и бустерного насоса по контракту с немецкой фирмой KSB.

ЭНЕРГОБЛОК №3

На энергоблоке №3 установлена АСУ ТП на базе системы PROCONTROL-P-14 производства фирмы Asea Braun Boweri (ABB, Германия).

На комплексе общецехового оборудования установлена АСУ ТП также на базе системы PROCONTROL-P-14.

В 1987 году был проведен тендер на поставку АСУ ТП для энергоблока № 3 Пермской ГРЭС. В тендере участвовали фирмы Siemens (Германия), Elsag Beily (Италия), Valmet (Финляндия), ABB (Германия) совместно с фирмой Энергико (Финляндия). По результатам тендера, в 1988 году был заключен контракт с фирмой ABB. Работы по проектированию выполняли специалисты Уралтехэнерго (УТЭ), УралТЭПа совместно фирмой ABB, фирмой Энергико и Пермской ГРЭС.

Наладку аппаратуры выполняли специалисты УТЭ, специализированной наладочной организации Электроуралмонтажа "Энергосервис" (комплексный руководитель всех пусконаладочных работ на энергоблоке № 3 г-н Рейс Г.Э.) и Пермской ГРЭС под контролем шефперсонала фирмы ABB и фирмы Энергико.

Вот один из примеров: если наладку одной-двух горелок котла производили совместно наши специалисты и фирмы ABB, то остальные 22 горелки наши специалисты круглосуточно производили самостоятельно, и готовую продукцию сдавали шефперсоналу фирмы. Кроме ускорения работ, мы имели значительную экономию средств на оплату в валюте за счет отказа использования шефперсонала в неурочное время, включая выходные дни. Как известно, стоимость человеко-дня шефперсонала и наших специалистов значительно отличалась, хотя качество работы наших специалистов порой было даже выше.

При рабочем проектировании особое внимание было уделено организации рабочего места машинистов энергоблока по котлу и турбине. Было принято решение отказаться от громоздкой активной мнемосхемы и применить вместо нее обзорную мнемосхему пароводяного и газовоздушного трактов с показаниями параметров в реальном времени (давление, уровень, расход, температура, положение арматуры, насосов), которые получаем прямо с бус-шины. Мы вынуждены были так поступить, потому что многометровые обзорные экраны еще только разрабатывались и не были хорошо отработаны. АСУ ТП энергоблока № 3 была введена в эксплуатацию в короткие сроки, с момента заключения контракта до включения энергоблока в сеть прошло всего 18 месяцев (даже была попытка фирмы ABB зарегистрировать этот рекордный факт, но ограничились статьей в одном из зарубежных журналов по автоматизации).

И этому успеху есть объяснения:

• фирма ABB имеет опыт компьютерного проектирования цифровых систем управления с использованием стандартных решений и узлов в специально разработанном каталоге для проектирования и монтажа;

• объем поставочных шкафов цифровой системы Проконтрол П для энергоблока 800 МВт составляет около 90 комплектов, в то время как для аналоговой системы управления требуется около 350 поставочных шкафов;

• для представления информации на блочный щит управления (БЩУ) в аналоговой системе управления прокладываются мощные кабельные потоки (в три короба размерами 800x800 мм, уложено около 100 км контрольного кабеля), в то время как при цифровой системе управления от процессовой станции проложены два кабеля (бусшина) до помещения электроники в БЩУ;

• впервые в практике монтажа оборудования АСУ ТП применена схема механомонтажа, когда до окончательного проектирования межшкафных связей, выполняется проект закладных деталей для шкафов на тепловом щите, помещениях электроники и производится монтаж оборудования. По мере поступления документации межшкафных связей производится коммутация внутри шкафов и между шкафами. Благодаря этой опережающей технологии механомонтажа, мы выиграли около 6 месяцев времени;

• высокая компактность цифровой системы управления наглядно видна по фактическим объемам помещений, занимаемым в здании БЩУ. Так, если при аналоговой системе управления АСУ ТП размещена на шести этажах выносного блочного щита управления (БЩУ находится в отдельном здании, пристроенном к машзалу по ряду А), то цифровая система управления разместилась (вместе с электрооборудованием собственных нужд) не выше 4-го этажа. Как видите, это существенная экономия производственных помещений;

• время на наладку цифровой системы управления также значительно меньше, чем при аналоговой АСУ ТП;

• впервые в практике комплексным руководителем всех пусконаладочных работ по энергоблоку № 3 был назначен комплексный руководитель пусконаладочного управления "Энергосервис" г-н Рейс Г.Э. Раньше это управление выполняло пусконаладочные работы только по электротехническому оборудованию и АСУ ТП. Остальные пусконаладочные процессы выполнялись силами Уралтехэнерго, ПНБ треста Уралэнергомонтажа. Все эти наладочные звенья без тщательной увязки и координации всех наладочных, монтажных и строительных работ, включая работу шеф-персонала и шеф-наладки Поставщиков оборудования, выдавались руководителю пускового штаба, который должен мгновенно выполнить увязку всех пусконаладочных работ в единый график пуска энергоблока. Теперь же эту работу выполнял комплексный руководитель всех пусконаладочных работ по энергоблоку 800 МВт. Кроме основного пускового штаба, были организованы функциональные штабы по приводам (по запорной и peгулирующей арматуре), тепловой изоляции, контролю металла, по АСУ ТП и др.).

В связи с поздним заключением контракта АСУ ТП была определяющей в сроках пуска энергоблока, и лидерство пусконаладочного управления себя полностью оправдало. Это помогло нам объединить все строительно-монтажные и пусконаладочные работы и подчинить их одной цели: ускорению ввода АСУ ТП и, соответственно, всего комплекса энергоблока 800 МВт № 3.

Сбор информации от первичных датчиков и передачу управляющей информации на технологическое оборудование выполняют процессовые станции, которые установлены в помещениях, расположенных вблизи от технологическою оборудования. Они получают информацию от первичных датчиков и выполняют преобразование ее в цифровую форму. Каждый модуль, предназначенный для ввода информации от первичных датчиков, для реализации функций управления, регулирования, представляет из себя контроллер, на базе процессора Intel 8085. Всего на блоке 38 процессовых станций (шкафов), в каждом из которых может быть установлено до 62 модулей. Процессовые станции связаны между собой дистанционной шиной. Шина представляет из себя специальный, хорошо защищенный кабель типа "витая пара". Кабель шины, как и все элементы сетевого оборудования, дублированы.

Диспетчеризацию процессов передачи данных по шине выполняют отдельные шкафы, называемые мастер-станциями, которые также дублированы.

Количественные показатели приборов и функций управления

АСУ ТП энергоблока №3

Наименование	Количество измерений
Общее число аналоговых измерений технологических параметров	2600
Измерения расхода, уровня	300
Измерения давления	350
Измерения электрических параметров	150
Измерения температуры	1300
Общее число измерений механических величин (вибрация, ОРР)	120
Измерения химического контроля и газового анализа	100
Общее количество вводимых дискретных параметров, не связанных с управляемыми механизмами и арматурой	750
Число регулируемых электроприводов задвижек и электромагнитных клапанов с контролем состояния	650
Число функциональных групп (до 100 шагов в группе)	135
Общее число технологических защит	75
Приборы прямого считывания в оперативном контуре (стрелочные, самописцы, индикаторы)	250
Сигнальное табло	280

Рис.2. Технологическая схема энергоблока № З ОАО "Пермская ГРЭС"(298 кБ)

Продолжение. Технологическая схема энергоблока № З ОАО "Пермская ГРЭС"(250 кБ)

Управление технологическим процессом (машинист энергоблока по котлу и машинист энергоблока по турбине) ранее осуществляли анализ аварийных ситуаций, анализ работы технологического оборудования, анализ работы оперативного персонала. Хранение технологических данных "Дельта-Архив" осуществляет в течение 10 суток.

Минимальная дискретность времени для значений аналоговых и дискретных сигналов - 1 с. Получение данных по аналоговым и дискретным сигналам из "Дельта-Архива" на рабочем месте пользователя производится в виде экранных и печатных сводок.

На энергоблоке №3 защиты котла выполнены по трехканальной схеме (2&3). Защиты остального оборудования выполнены по двухканальной схеме (1&2).

Имеется 135 групп функционально-группового управления (ФГУ). Особенность построения групп такова, что для каждого механизма имеется своя, локально реализованная функциональная группа (ФГ). Эти группы координируются вышестоящей ФГ. Такое построение позволяет машинисту при необходимости производить манипуляции с отдельными ФГ и управлять отдельными механизмами, что обеспечивает независимость от соседних ФГ.

Нужно отметить, что на Пермской ГРЭС, практически реализовано управление всеми процессами, через ФГУ. Несмотря на то, что нижний уровень АСУ ТП (исполнительные механизмы, концевые выключатели) отечественного производства, ФГУ нормально работают на всех режимах работы энергоблока.

По имеющейся у нас информации, ни на одной тепловой электростанции России и СНГ такого уровня внедрения ФГУ не достигнуто. Такие требования к ФГУ объясняются тем, что управление таким крупным энергоблоком 800 МВт, особенно в период пуска энергоблока, довольно сложное: огромный объем информации, а если к этому прибавить психологические особенности оператора, его состояние (стрессовые ситуации дома, на работе), то становится понятен источник технологических ошибок вплоть до аварийных ситуаций.

Функциональная группа запрограммирована для выполнения всех необходимых операций в определенной технологической последовательности с учетом физических параметров среды и оборудования (давление, расход, температура, время и др.).

Вот некоторые из них:

• заполнение и разворот тракта основного конденсата:

• заполнение котла и установление растопочного расхода по потокам пароводяного тракта;

• вентиляция топки и газоходов котла с Т-образной компоновкой (после топки две отводящие конвективные шахты);

• заполнение подводящего газопровода газом, продувка его через продувочные свечи со взятием анализа на кислород;

• розжиг горелок котла (после взятия анализа из газопровода на кислород, взятия ручного анализа воздуха в топке и вентиляции топки в течение 15 мин. с подтверждением качества вентиляции (30% расход газов от номинального) по датчикам расхода отходящих газов через обе конвективные шахты справа и слева. При несоблюдении одного из условий, автоматика не даст выполнить разжигание горелок котла.

Особо следует отметить, что при неудачном розжиге и обрыве факела повторный розжиг может быть произведен только после процедуры повторной вентиляции топки и газоходов котла, по всей программе, как в первый раз).

Каждая горелка оборудована своим комплектом защит от погасания факела: наличие контроллера факела в горелке обеспечивает высокую надежность и безопасность. При потере наличия пламени собственной горелки датчик дает команду на отключение горелки: закрываются быстродействующий клапан с пневмоприводом, задвижка с электроприводом, открывается свеча безопасности между ними (две задвижки с электроприводом). На котле определены 4 растопочные горелки, при погасании двух из них в период розжига защита гасит оставшиеся две и нужно заново производить вентиляцию топки и газоходов.

Достаточно отметить габариты котлоагрегата: ширина по фронту - 70 м, глубина топки от фронта до задней стенки - 15 м, высота - 100 м. Нижняя точка холодной воронки подвесного котла из холодного состояния до полностью прогретого опускается (при температурном расширении всей конструкции) на 630 мм.

АСУ ТП ХВО, общее станционное оборудование (ОСО), центральный щит управления (ЦЩУ) и отопительно-пусковая котельная (ОПК) реализованы также на базе системы PROCONTROL.

Рабочее место машиниста ОСО включает в себя 2 комплекта операторских станций PBS-I0, системы сигнализации DLS с выводом на принтер и панелей мнемосхемы.

Рабочее место оператора ХВО включает в себя два комплекта операторских станций PBS-10. системы сигнализации DLS с выводом на принтер и панелей мнемосхемы.

Рабочее место машиниста ОПК включает в себя 2 комплекта операторских станций PBS-10, системы сигнализации DLS с выводом на принтер и монитор и панелей мнемосхемы.

Система шин PROCONTROL ХВО, ОСО и ОПК единая и реализована с применением одной пары мастер-станций.

Рабочие места начальника смены станции (НСС) и начальника смены электроцеха (НСЭ) на ЦЩУ включают в себя 2 комплекта операторских станций PBS-10 и панелей мнемосхемы.

Монтаж, наладку и ввод в работу АСУ ТП общецехового оборудования (ОСО) мы выполняли поэтапно в 1992-2001 гг. уже собственными силами, практически без привлечения специалистов инофирмы и наладочных организаций.

АСУ ТП энергоблока №3, ХВО, ОСО, ЦЩУ и ОПК информационно связаны между собой двухсторонними каналами передачи. Информацию по технологическим процессам можно получить на рабочих местах начальников смен технологических цехов и НСС, не прибегая к телефонным звонкам.

Статистика неисправностей

По уровню модулей системы автоматического регулирования (САР), защит, ввода/ вывода, сети

В период пуско-наладочных работ вышло из строя 43 модуля, что составляет около 2,5% от общего количества. В последующие годы ежегодно выходит из строя 4-7 модулей, что составляет около 0,25% в год от общего количества. Среди вышедших из строя плат распределение по типам неисправностей следующее:

• наибольшее количество - модули ввода/вывода - 35%;

• блоки питания, сетевые модули - 26%;

• модули САР, ФГУ, защит - 23%;

• интерфейсные модули для связи с компьютерными устройствами - 16%.

Подчеркиваем, что выше приведенные цифры - это процент не от общего количества модулей в системе, а только от числа вышедших из строя модулей.

Тенденции к увеличению интенсивности отказов пока не наблюдается. Однако после 10 лет эксплуатации имели место случаи дефектов модулей по причине их физического старения, так два модуля управления вышли из строя. При детальном осмотре обнаружены микротрещины в пайке, обрамляющей штырек разъема. Пропайкой дефектного места дефект устранен. Это явный признак старения. Однако пока это единичные случаи, а не массовые явления.

Четко прослеживается тенденция старения в тех помещениях, где наиболее тяжелый температурный режим, т. е. там, где температура воздуха превышает 25-28 °С или где имеются проблемы с протоком воздуха через шкафы с электронной аппаратурой, старение электронного оборудования происходит более интенсивно.

По компьютерному оборудованию

Первые 4 года компьютерные системы работали надежно, практически без отказов. С 1994 г. началось увеличение числа отказов. Наиболее слабое звено - мониторы. На оперативном контуре установлено 13 мониторов с диагональю 21". Мониторы работают круглосуточно. Из-за выгорания люминисцентного покрытия кинескопа и уменьшения эмиссии катода электронной пушки через 3-4 года непрерывной эксплуатации монитор не обеспечивает требуемого качества изображения и его приходится заменять на новый.

Постепенно увеличивалась интенсивность выхода из строя блоков, содержащих в себе механические узлы (дисководы, принтеры, флоппи-дисководы, вентиляторы). Особенно остро стоит проблема по HDD. В первые 6 лет эксплуатации они работали относительно надежно, затем начался рост количества выхода их из строя вследствие механического износа. Количество дефектов по компьютерному оборудованию достигло 40 штук в год. В 2002 году было принято решение по АСУ ТП энергоблока № 3 о необходимости замены всех операторских станций типа PBS-10 и системы DLS на систему POS-30, что и было реализовано в 2003 г.

В настоящее время по компьютерному оборудованию наблюдается около 2 дефектов в год.

Из приведенной статистики видно, что нижний уровень АСУ ТП (электронные модули ввода, вывода САР, защит, ФГУ, шинные модули) успешно проработал уже более 15 лет и не имеет тенденции к увеличению числа отказов. Мы предполагаем, что этот уровень АСУ ТП будет надежно выполнять свои функции еще 5-7 лет.

Однако трудно предсказать, как поведет себя оборудование после 17-20 лет непрерывной эксплуатации. Можно предположить, что будет увеличение числа отказов.

Верхний, компьютерный уровень - это наиболее слабое звено АСУ ТП, с точки зрения ресурса. После 3-4 лет непрерывной эксплуатации появляется необходимость замены устройств, содержащих в себе электролюминисцентные приборы (мониторы), после 6 лет начинаются проблемы с устройствами, содержащими электромеханические узлы (вследствие механического износа). После 10 лет эксплуатации уже сильно обостряются проблемы механического износа и появляются проблемы, связанные со старением электронных компонентов.

Следует отметить, что после 10 лет эксплуатации компьютерная техника вообще безнадежно физически и "морально" устаревает а требует замены.

Оценка надежности АСУ ТП в целом

За 15 лет эксплуатации энергоблока 800 МВт практически не было случаев, чтобы по причине отказа АСУ ТП произошло отключение энергоблока или снижение мощности. Не было ни одного случая ложного срабатывания защит. Из-за продуманности общего построения системы (дублирование в наиболее ответственных местах, оптимальная конфигурация системы) возникающие неисправности не приводят к проблемам с технологическим оборудованием. Аварийные ситуации на энергоблоке, конечно, были по причине либо ошибки персонала, либо неисправности технологического оборудования, но не отказы АСУ ТП.

Можно констатировать, что даже в настоящее время, в целом, система полностью удовлетворяет требованиям надежности, предъявляемым к АСУ ТП энергоблока 800 МВт.

Как мы решаем проблемы ремонта вышедших из строя модулей

Около 50% модулей, блоков мы ремонтируем своими силами (в основном это наиболее простые по конструкции модули ввода-вывода и блоки питания). Инофирмы не поставляют достаточно подробной технической документации (на уровне принципиальных схем, необходимых для выполнения ремонта). Да и ремонт сложных модулей, содержащих микропроцессорные компоненты, на площадке ГРЭС в принципе невозможен без наличия специальной дорогостоящей сервисно-диагностической аппаратуры. Но, конечно, это и неразумно - приобретать дорогостоящие комплексы по диагностике модулей и держать персонал по их обслуживанию. Дешевле отправить модули для ремонта на специализированную фирму. Так модули, которые не можем отремонтировать своими силами, отправляем на ремонт на фирму-изготовитель.

Проблемой является также то, что многие модули имеют в своем составе специализированные компоненты, выпускающиеся малыми партиями. Найти такие компоненты на российском рынке иногда просто невозможно.

У нас был также положительный опыт ремонта модулей системы PROCONTROL на отечественных предприятиях. Одно из предприятий ВПК г. Новосибирска взялось и успешно выполнило ремонт нескольких относительно сложных модулей, но в период экономического хаоса мы, к большому сожалению, потеряли связь с ними.

В целом, с проблемой ремонта модулей, блоков мы справляемся, о чем свидетельствует безаварийная работа энергоблока в течение уже 15 лет.

* * *

Оценка АСУ ТП по уровню надежности, степени удобства обслуживания, эксплуатации положительная. Система максимально адаптирована для управления энергоблоком большой мощности. Нет ничего лишнего, ни аппаратно, ни программно, ни функционально. В то же время, все "узкие" места дублированы и достаточно надежны.

Интерфейс с пользователем (машиниста энергоблока, инженера-электроника и т.д.) удобен и прост в обращении.

Система обеспечивает надежное всережимное регулирование всех непрерывных технологических процессов, в том числе регулирование частоты и мощности энергоблока (без этого РАО "ЕЭС России" не выдают паспорт готовности к зиме, т. к. это связано с интеграцией наших электросетей в Евросоюз); логическое управление оборудованием во всех режимах, экстренное отключение энергоблока и его агрегатов, а также аварийную разгрузку энергоблока с переводом работы энергоблока на холостой ход в аварийных режимах. Имеется неплохая диагностика состояния технических средств управления АСУ ТП, в том числе контроль исправности измерительных каналов, каналов управления; проверка достоверности информационных сигналов; проверка исполнения управляющих воздействий; проверка цепей и опробование схем технологических защит (при наличии многоканальных систем) с помощью тест-программ.

Следует отметить, что система PROCONTROL Р-14 была разработана более 20 лет назад и, конечно, комплекс аппаратно-программных средств морально устарел. Несмотря на это, система полностью соответствует всем требованиям, предъявляемым к АСУ ТП энергоблока 800 МВт, о чем свидетельствует безаварийная работа энергоблока 800 МВт № 3 в течение уже 15 лет.

ЭНЕРГОБЛОК 800 МВт №1

Оборудование АСУ ТП энергоблока № 1 находится в работе с 1986 г. и включает в себя:

• систему первичных датчиков производства различных отечественных и зарубежных фирм;

• систему вторичного преобразования информации ELMATIC-100 производства фирмы VALMET (Финляндия);

• систему регулирования ELMATIC-100 производства фирмы VALMET (Финляндия), выполняющую функции автоматического регулирования технологических процессов;

• систему защит Dekontic производства фирмы Braun Boweri Compani (Германия), выполняющую функции защит технологического оборудования. В 1999 г. силами специалистов станции система защит Dekontic-S была заменена на оборудование системы PROCONTROL-P производства фирмы ABB;

• систему функционально-группового управления (ФГУ) Dekontic производства фирмы Braun Boweri Compani (Германия), выполняющую функции последовательного управления технологическим оборудованием;

• систему дистанционного управления технологическим оборудованием;

• систему световой и звуковой сигнализации;

• показывающие приборы и посты управления на оперативном контуре щита управления энергоблоком.

• изначально в качестве информационно-вычислительной системы (ИВС) использовалась система ND-100 производства фирмы "NORSK DATA" (Норвегия).

ИВС энергоблока №1 находилась в работе с 1985 года (а практически в горячем резерве на фирме Нокия Электроника с 1982 г., сразу после заключения контракта для проведения проектно-наладочных работ). ЭВМ типа ND-10Q была снята с производства в 1986 г. По этой причине получение запчастей от инофирмы стало невозможно. Оборудование в значительной степени изношено и к 1995 г. отработало практически два срока. В 1996 г. было принято решение о необходимости замены ЭВМ ND-100 энергоблока №1 на новую, более совершенную систему. Был проведен конкурс, в котором принимали участие различные отечественные и зарубежные фирмы.

По итогам конкурса выиграла фирма "HARTMANN & BRAUN" (Германия), предложившая свою систему CONTRONIC. Фирма поставила аппаратно-программный комплекс и осуществляла только шефмонтаж и шеф-наладку оборудования. Работы по проектированию, монтажу, наладке, вводу в эксплуатацию в полном объеме выполнялись работниками отдела проектирования (ОПП АСУ ТП) и цеха АСУ ТП. В 1998 г система CONTRONIC переведена в опытную эксплуатацию.

В системе CONTRONIC реализована подсистема представления информации оперативному персоналу. Функции системы термоконтроля генератора энергоблока № 1 также переведены на систему CONTRONIC.

Система CONTRONIC-S представляет собой сеть рабочих станций с подключенными к ним Х-термипалами, мониторами и принтерами. Система предназначена для отображения технологического процесса через изображения мнемосхем, трендов, страниц текущей и исторической сигнализации. Одна из рабочих станций содержит центральный список объектов (центральную базу данных и центральный архив). Система предусматривает "горячее" резервирование этой функции. Другие станции используют центральный список объектов в своей работе. Связь с системой первичной обработки информации CONTRONIC-E осуществляется через соединительные модули ССО-20. Для передачи аналоговых сигналов и бинарных сигналов используется четыре пары модулей ССО-20 (в паре один модуль - основной, другой - резервный).

На рабочих местах машинистов котла и турбины установлено по 3 монитора плюс 2 клавиатуры с редундантными функциями.

Начальник смены энергоблока имеет один монитор и клавиатуру. Справа от основной мнемосхемы энергоблока смонтировано рабочее место для оборудования электрического цеха.

Лаборант экспресслаборатории имеет один монитор и клавиатуру.

Несколько систем расположены в бывшем помещении ЭВМ на отметке 22,0 м:

• место конфигурирования;

• система CONTRONIC-M, используемая для расчетов (расчет расхода газа, анализ работы вахтенного персонала и др.).

Для обеспечения возможности документирования изображений мнемосхем, кривых, журналов и сигнализации в бывшем помещении ЭВМ на отметке 22,0 м установлены лазерный и цветной принтеры.

Статистика неисправностей:

По уровню модулей САР, защит, ввода/вывода:

Ежегодно выходит из строя 5-10 модулей,

что составляет около 1% в год от общего количества.

Наблюдается тенденция к увеличению интенсивности отказов. Имели место случаи дефектов модулей по причине их физического старения.

Ремонт вышедших из строя модулей проблематичен по тем же причинам, которые были обрисованы по системе PROCONTROL (сложность модулей, отсутствие подробной технической документации, отсутствие сервисно-диагностических, приборов, отсутствие ЗиПа по причине того, что выпуск этого оборудования прекращен более 20 лет назад).

Прогнозируем, что через 2-3 года проблема обеспечения работоспособности оборудования АСУ ТП энергоблока № 1 настолько обострится, что ставится под сомнение возможность обеспечения нормальной работоспособности АСУ ТП и, соответственно, энергоблока 800 МВт № 1 в целом.

По компьютерному оборудованию

Учитывая, что компьютерное оборудование верхнего уровня было заменено в 1996 г., ИВС на базе системы CONTRON1C работает относительно надежно. Но и эта система на сегодня проработала уже 8 лет. Совершенно очевидно, что количество отказов будет увеличиваться. Почти все оборудование эксклюзивное, купить на рынке его невозможно. Выпуск его прекращен. Через 2-3 года проблема обеспечения работоспособности оборудования ИВС также обострится.

Поэтому на электростанции принято решение о необходимости модернизации АСУ ТП энергоблока №1, которая уже, практически началась (подготовлены технические требования и объявлен тендер), модернизация должна быть закончена в 2006 г.

Kpoxалев Борис Михаилович - советник генерального директора ОАО "Пермская ГРЭС".

Новиков Юрий Григорьевич - заместитель начальника цеха АСУ ТП.