АСУ ТП газорегуляторного пункта № 2

ОАО «Киришская ГРЭС»

ОБЪЕКТ УПРАВЛЕНИЯ

Газорегуляторный пункт № 2  ОАО «Киришская ГРЭС» (г. Кириши Ленинградской области) предназначен для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях потребления станции.
ГРП № 2 располагается в отдельно стоящем здании и имеет шесть линий редуцирования.

ЦЕЛИ РАБОТЫ

Главными целями создания АСУ ТП являлись:

• завершение газификации станции;
• увеличение пропускной способности на 500 тыс. м3/час;
• повышение надежности работы технологического оборудования, снижение риска тяжелых аварий таким образом, чтобы отказы технических средств не приводили к ситуациям, опасным для жизни и здоровья людей и повреждению оборудования;
• обеспечение автоматизированного эффективного управления технологическими процессами в нормальных, переходных и аварийных режимах распределения газа;
• снижение психофизической нагрузки и вероятности ошибочных действий оперативного персонала;
• своевременное представление оперативному персоналу достаточной и достоверной информации о ходе технологического процесса, состоянии оборудования и технических средств управления;
• снижение затрат на эксплуатацию и ремонт технических средств автоматизации;
• обеспечение коммерческого учёта потребления природного газа.

ОСОБЕННОСТИ АВТОМАТИЗАЦИИ

На станции сооружен ГРП № 2 номинальной пропускной способностью 500 тыс. м3/ч. ГРП № 1 и 2 – единственные в России регуляторные пункты такой производительности. ГРП № 2 уникально еще и смонтированным технологическим оборудованием производства итальянской фирмы «Tartarini», а также трехуровневой системой АСУ ТП, позволяющей производить дистанционное управление всей запорной арматурой с БЩУ-2 и ГРЩУ-2.
На ГРП № 2 в качестве регуляторов применены пилотные регуляторы давления газа FL/200, позволяющие обеспечивать более устойчивые параметры газа на подводе к горелкам котлов, точность регулирования выходного давления составляет 1 %. Что важно для надежной работы станции и облегчит работу вахтенному персоналу.
Внедрение АСУ ТП обеспечило увеличение надежности работы станции за счет применения современных микропроцессорных средств вычислительной техники, обеспечивающих:

• устойчивую работу систем управления технологическим оборудованием;
• повышение надежности подсистемы технологических защит за счет структурного резервирования и постоянной диагностики технических и программных средств;
• «живучесть» системы, обусловленную независимостью контроллеров друг от друга;
• уменьшение длины, количества, а, следовательно, и стоимости кабельных линий и их монтажа вследствие установки контроллеров вблизи технологического объекта;
• реализацию сложных алгоритмов контроля и управления;
• обеспечение оперативного персонала полной, достоверной и своевременной информацией о работе системы;
• развитую систему диагностирования отказов технических и программных средств;
• оптимизацию расчетов за счет внедрения узла коммерческого учета.

В работе принимали участие:

• АО «Силтумэлектропроектс» (г. Рига);
• ЗАО «ТЕКОН-Инжиниринг» (г. Москва);
• ООО «НПФ «КРУГ» (г. Пенза);
• ОАО «Ивэлектроналадка» (г. Иваново);
• ООО «Метрон» (г. Пенза).

АРХИТЕКТУРА И ФУНКЦИИ СИСТЕМЫ

АСУ ТП ГРП № 2 имеет иерархическую распределенную структуру, состоящую из 3-х уровней – условно нижний (полевой), средний (контроллеры) и верхний (автоматизированные рабочие места - АРМ) уровни.

Нижний уровень (датчики и ИУ) представлен:

• датчиками температуры (термометры сопротивления);
• датчиками давления и перепада давления (с целью расширения диапазона измерения подключено два датчика перепада давления к одному сужающему устройству);
• сужающими устройствами типа диафрагм с угловым способом отбора;
• исполнительными механизмами – электрозадвижками, клапанами.

Оборудование нижнего уровня располагается в помещении ГРП № 2.

Средний уровень представлен современными высоконадёжными устройствами программного управления - микропроцессорными PC-совместимыми контроллерами типа МФК (100%-ное резервирование) разработки и производства ЗАО «Промконтроллер», входящего в группу компаний «Текон» (г. Москва), осуществляющими выполнение следующих своих основных функций:

• сбор и обработка информации от технологических датчиков: температуры, давления и разности давления, подключенных к стандартным сужающим устройствам и преобразование их в эквивалентные значения давления, температуры, объемного и массового расхода природного газа в трубопроводе. Расчёт расходов природного газа ведется в соответствии с ГОСТ 8.563.2;
• автоматическое переключение диапазонов измерения разности давления для увеличения динамического диапазона измерения расхода. При этом осуществляется выбор нужного дифманометра с необходимой шкалой измерения.
• При выходе измеряемого расхода за диапазон измерения контроллер автоматически переходит на договорные значения;
• восстановление учётных параметров (массы, объема) после простоя системы с добавлением к их значениям на момент отключения произведения времени простоя на договорную константу или значение расхода перед отключением;
• сравнение значений технологических параметров с уставками предупредительной и аварийной сигнализации, с фиксацией события и формирования соответствующей записи в протоколе сообщений;
• контроль достоверности принимаемой информации по граничным значениям, скорости изменения и по другим критериям;
• приём дискретной информации о состоянии арматуры, от ключей МЩУ ГРП № 2;
• обеспечение действия противоаварийных защит и блокировок технологического оборудования в соответствии с требованиями нормативных документов: повышение давления газа за ГРП до 1-го и 2-го предела, понижение давления газа за ГРП, перевод линии редуцирования газа в режим «РАБОТА», «АВР», «ОТКЛЮЧЕНО» и запрет управления арматурой с двух мест;
• дистанционное управление исполнительными устройствами.

Оборудование среднего уровня располагается в помещении телемеханики с условно нормальной средой (смежном с помещением ГРП № 2). Шкаф контроля и управления оснащен панелью оператора и контроллерами со 100 % горячим резервированием вычислительного модуля и плат ввода/вывода.

Достоинством этого решения в отличие от конкурирующих является то, что один контроллер на PC платформе, входящий в состав ПТК, решает все задачи, начиная от контроля, защит и заканчивая коммерческим учётом. При этом не требуется приобретение отдельных приборов коммерческого учета и контроллеров ПЛУ. Контроллеры МФК представляют собой средства измерений и имеют нормированные метрологические характеристики. Контроллеры установлены внутри металлического шкафа.

Метрологические характеристики:

• предел допускаемой основной приведенной погрешности измерительных каналов температуры, давления и перепада давления (по преобразованию сигналов) – 0,15 % (без учёта погрешности первичного преобразователя);
• предел допускаемой основной относительной погрешности измерительных каналов массового и объемного расхода составляет – 0,15 %.

Верхний уровень – условно операторский, представлен двумя автоматизированными рабочими местами оператора АРМ № 1 и АРМ № 2 (станции оператора/архивирования-сервер с полным объёмом графического проекта, функцией зеркализации, 100%-ным горячим резервированием и функциями архивирования):

• персональный компьютер (процессор P-IV, операционная система Windows 2000, монитор 19”);
• лазерный принтер;
• источник бесперебойного питания.

Верхний уровень на базе АРМ обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• поддержка информационного обмена между компонентами верхнего и среднего уровней;
• отображение в удобной форме информации оперативному персоналу и другим пользователям на экранах цветных мониторов в виде общих мнемосхем технологических участков с динамической индикацией выведенных на них измеряемых и вычисляемых параметров в цифровом, табличном виде или в виде графиков изменения во времени (трендов);

• формирование световой и звуковой сигнализации отклонения текущих значений контролируемых параметров от заданных предупредительных и аварийных границ, а также при других аварийных ситуациях;
• индикация мнемонических изображений электрозадвижек с динамической индикацией их состояний и возможностью дистанционного управления ими;

• ручной ввод в режиме реального времени исходных данных (паспорта трубопроводов, договорные значения, уставки параметров, коэффициенты и т.п.);
• вычисление объема и массы природного газа, прошедших за час, сутки, декаду и месяц по газопроводам и в целом по узлу учёта;
• выполнение переходов «Зима-Лето» и «Лето-Зима»;
• многопользовательский режим работы, при этом используется разграничение прав доступа к системе по паролям, регистрация доступа лица, осуществляющего управление объектом, и протоколирование всех его действий;
• автоматическое формирование, выдача данных оперативному персоналу и вывод на печать отчетных печатных документов как автоматически (в заданные моменты времени), так и по запросу (в любой момент времени);
• автоматическое формирование, выдача данных оперативному персоналу и вывод на печать протокола событий в системе (состояния ИУ, работы задач АСУ ТП, действия оператора, аварийные ситуации и других событий в системе);
• архивирование данных (значения технологических параметров, отчеты, протокол событий) на жёсткий диск компьютера;
• просмотр истории параметров процесса на экране дисплея в виде графиков и таблиц и распечатки на принтере в табличном виде или как копии экрана;
• просмотр архивов печатных документов на экране дисплея и распечатки на принтере;
• отображение информации о состоянии и работоспособности компонентов АСУ ТП, проведение диагностики её элементов;
• автоматическая коррекция времени системы – поддержание единого системного времени;
• возможность оперативной перенастройки системы собственными силами (параметризация входов/выходов системы, изменение и добавление экранных мнемосхем, форм документов, алгоритмов защит и управления).

Следует обратить внимание, что для обеспечения надежности все вычислительные компоненты системы (контроллер, станция оператора), включая локальную вычислительную сеть с использованием ВОЛС (волоконно-оптической линии связи), сетевые концентраторы, выполнены по 100 % схеме резервирования. При выходе из строя одного из них в «безударном» режиме в работу включается резерв.

ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

Программное обеспечение среднего и верхнего уровня реализовано на базе модульного и интегрированного пакета SCADA «КРУГ-2000» (НПФ «КРУГ»), в том числе: среда разработки (генератор базы данных, графический редактор, технологический язык программирования и др.) и среда исполнения (исполняемые модули станции оператора – ОС Windows 2000, контроллера – ОС Linux).

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СИСТЕМЫ

В таблице приведены некоторые технические характеристики системы:

ВЫВОДЫ

На сегодняшний день АСУ ТП газорегуляторного пункта № 2 Киришской ГРЭС функционируют в полном объёме. При этом система метрологически аттестована, результаты испытаний, проведенных ГЦИ СИ ФГУ «Пензенский ЦСМ» в реальных промышленных условиях, направлены в Госстандарт для утверждения типа с внесением в Госреестр средств измерений.

Внедрение АСУ ТП ГРП № 2 позволило обеспечить:

• коммерческий учёт природного газа в соответствии со всеми установленными Госстандартом и Главгосэнергонадзором требованиями;
• дистанционное управление технологическим оборудованием, его оперативный контроль и надёжные реализованные противоаварийные защиты (ПАЗ) технологического оборудования;
• развитый и удобный для использования человеко-машинный графический интерфейс, представление персоналу исчерпывающей оперативной и архивной технологической информации, широкие возможности оператора по управлению технологическим процессом.