Автоматизированная система диспетчерского управления как инструмент повышения эффективности котельных

Журнал «Автоматизация и IT в энергетике», №12/2014

Авторы:
Ладугин Д.В. – зам. начальника Департамента АСУ ТП НПФ «КРУГ»
Прошин А.И. – к.т.н., технический директор НПФ «КРУГ»

В настоящий момент актуальными проблемами теплоснабжения от котельных средней и малой мощности являются их низкие надежность и рентабельность, связанные с:

• высоким физическим и моральным износом оборудования
• перерасходом топлива из-за низкого КПД, отсутствия современных средств автоматики и неоптимального технологического процесса
• завышенной установленной мощностью котельных по отношению к присоединённой нагрузке.

В конечном итоге все эти проблемы отражаются на тарифах на тепловую энергию и качестве теплоснабжения потребителей.

Во многих случаях замена старого оборудования котельных на новое невозможна по причине нехватки финансирования данных проектов. К тому же срок окупаемости данного оборудования может достигать 10 лет и более, что ограничивает инвестиции в данную отрасль. В таких условиях на первое место выходят относительно недорогие мероприятия, которые начинают приносить реальный эффект сразу после их внедрения. Особенно актуальны комплексные проекты, которые дают эффект сразу по нескольким направлениям. 

Одним из таких мероприятий является оснащение котельных автоматизированными системами диспетчерского управления (АСДУ), обеспечивающими:

• работу котельной без эксплуатационного персонала (безлюдная технология)
• вывод на экраны  диспетчерского пункта достоверной и своевременной технологической информации для ведения оперативного контроля и управления процессом теплоснабжения, а также вывод ретроспективной технологической информации для возможности анализа, оптимизации и планирования работ по эксплуатации оборудования котельной и его ремонтов
• реализацию оптимальных режимов теплоснабжения за счёт ведения функций автоматического управления котельным оборудованием и автоматического регулирования технологических параметров, в том числе за счёт погодного регулирования
• предотвращение или снижение ущерба от аварий вследствие оперативного выявления мест возникновения и характера аварий и, следовательно, сокращение времени на их локализацию, ликвидацию и устранение их последствий
• автоматизированный учет всех видов энергоресурсов – вырабатываемых и потребляемых на собственные нужды
• снижение производственных издержек теплоснабжения за счет:
  • снижения количества аварийных ситуаций, затрат на ремонт и продолжительности вынужденных простоев технологического оборудования котельной вследствие автоматической диагностики всех элементов системы, устранения «человеческого фактора» при управлении технологическим процессом, своевременного обнаружения, локализации и устранения возможных аварийных ситуаций
  • снижения затрат на сервисное обслуживание системы в целом вследствие унификации решения, использования однотипных аппаратных и программных средств
  • оптимизации загрузки оборудования и процесса планирования ремонтов вследствие наличия в системе информации по наработке оборудования
  • прямой экономии денежных средств за счет сокращения персонала. 

В НПФ «КРУГ» накоплен большой положительный опыт реализации подобных систем на базе программно-технического комплекса «КРУГ-2000». При этом для создания АСДУ используются типовые проектные решения, разработанные для автоматизации индивидуальных (автономных) котельных, пиковых котельных, котельных промышленных предприятий, местных, квартальных и районных тепловых станций, оснащенных одногорелочными и многогорелочными паровыми и водогрейными котлами различной тепловой мощности, функционирующими на газообразном или жидком (мазут, солярка) топливе. 

В общем случае АСДУ котельной обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• измерение основных технологических параметров котельной в объёме требований СНиП II-35 (температура, давление, расход, уровень и т.д.)
• регистрация и визуализация состояния (положения) исполнительных механизмов и дискретных датчиков котельной
• формирование световой и звуковой сигнализации при нарушениях параметрами заданных значений и обнаружении неисправностей оборудования
• дистанционное ручное и автоматическое управление:
  • пуском и остановом котлоагрегатов (подготовка котла к пуску, проверка герметичности газового оборудования, вентиляция топки, розжиг и вывод горелок на номинальную мощность, прогрев котла и т.д.)
  • газовоздушным трактом, приточно-вытяжной вентиляцией
  • системой химводоподготовки, деаэрационно-питательной и редукционно-охладительной установкой
  • сетевыми, циркуляционными, подпиточными, дренажными насосами (пуск и останов, автоматический ввод резерва, групповое управление, динамическое назначение насосов в группе, переключение насосов в зависимости от количества отработанных часов, работа насосов по расписанию и т.д.), в том числе оснащенными устройствами плавного пуска и частотно-регулируемыми приводами
• автоматическое поддержание (регулирование) заданных значений технологических параметров котельной в соответствии с требованиями СНиП II-35: тепловой нагрузки котла, соотношения топливо/воздух, разрежения в топке, давления в общем газопроводе котельной, температуры, давления и расхода теплоносителя в тепловой сети котельной, в том числе с учётом температуры наружного воздуха (погодное регулирование)
• противоаварийные защиты и блокировки технологического оборудования от недопустимых изменений технологических параметров в соответствии с требованиями СНиП II-35 с целью защиты персонала, предотвращения повреждения технологического оборудования и локализации последствий аварий
• коммерческий/технический учет отпускаемой тепловой энергии и теплоносителя, потребляемого топлива (газа/мазута/солярки), химреагентов, электрической энергии, тепловой энергии и теплоносителя на собственные нужды
• расчет технико-экономических показателей – удельных расходов топлива на выработку тепловой энергии и др.
• расчёт времени наработки оборудования котельной
• сбор, архивирование и документирование технологических данных и событий системы, отображение информации о параметрах и состоянии технологического оборудования и процессов на экране панели оператора и (или) АРМ оператора котельной
• передача информации о текущем состоянии оборудования, параметрах и состоянии технологического процесса в районный и (или) центральный диспетчерский пункт, прием дистанционных команд управления, настроек и уставок для параметров технологического процесса из районного и (или) центрального диспетчерского пункта. 

Архитектура АСДУ котельной

В архитектуре АСДУ котельных (рис. 1) выделяются три уровня сбора и обработки информации. 

Нижний уровень системы включает в себя исполнительные механизмы, дискретные датчики, контрольно-измерительные преобразователи, располагаемые на технологических участках котельной. 

Средний уровень системы представлен микропроцессорным контроллером DevLink C-1000, который (в зависимости от задачи) может быть выполнен по схеме 100% «горячего» резервирования контроллеров или 100% «горячего» резервирования процессорной (вычислительной) части.

При этом могут использоваться два основных решения сбора сигналов с устройств нижнего уровня: централизованное и распределенное. В первом случае предполагается размещение модулей ввода/вывода контроллера непосредственно рядом с процессорной частью (в одном или нескольких шкафных конструктивах), что характерно для небольших котельных с малым числом измеряемых параметров. Во втором случае модули ввода/вывода располагают в конструктивах рядом с объектами контроля и управления по территориальному или функциональному признаку. Распределенный вариант, как правило, характерен для крупных котельных с большим числом измеряемых и контролируемых параметров территориально распределенного технологического оборудования.

Рисунок 1 - структурная схема АСДУ котельных

В обоих случаях контроллер обеспечивает

• аналого-цифровое преобразование сигналов с аналоговых и дискретных датчиков в цифровой код
• заданную алгоритмическую обработку информации с датчиков нижнего уровня системы
• формирование выходных управляющих сигналов на исполнительные механизмы по задаваемым технологическим программам или по командам оперативно-диспетчерского персонала с вышестоящего уровня системы
• передачу данных на вышестоящий уровень системы (по событию, периодически, по расписанию, по запросу) – в районный и центральный диспетчерские пункты по проводным и беспроводным каналам связи
• приём команд управления с вышестоящего уровня системы
• индикацию и сигнализацию по основным технологическим параметрам котельной, а также управление исполнительными механизмами с панели оператора контроллера (местный пункт управления). Дублирование функций контроля и управления технологическими параметрами котельной дополнительно (опционально) возможно со шкафов (щитов) местного управления. 

При этом отличительными особенностями контроллера DevLink-C1000 являются:

• наличие встроенного GSM/GPRS-модема с двумя SIM-картами с поддержкой как статических, так и динамических IP-адресов
• возможность резервирования проводных, беспроводных каналов связи и их комбинаций
• шифрование данных при их передаче по каналам связи
• использование специализированного протокола передачи данных (ТМ-канал) для работы с медленными и ненадёжными каналами связи.

Верхний уровень системы (рисунок 2 в общем случае (зависит от структуры диспетчерской службы и решаемых задач) реализуется:

• на уровне районных диспетчерских пунктов (РДП)
• на уровне центрального диспетчерского пункта (ЦДП).

На районных и центральном диспетчерских пунктах устанавливаются (в зависимости от информационной мощности системы и решаемых задач):

• Сервер базы данных, обеспечивающий
  • сбор данных с контроллеров котельных, обработку и долговременное хранение полученных данных, информационное взаимодействие с АРМ оперативно-диспетчерского персонала
  • интеграцию с системами управления предприятия
• АРМ оперативно - диспетчерского персонала, осуществляющие
  • визуализацию оперативных и архивных данных посредством мнемосхем, таблиц и графиков
  • документирование данных (ручное и автоматическое формирование, вывод на печать отчётов, ведомостей, протоколов и т.п.)
  • ручной ввод настроечных параметров системы (технологических уставок, настроек регуляторов, шкалы датчиков и т.п.)
  • формирование диспетчером команд дистанционного управления на исполнительные механизмы.

В общем случае система имеет клиент-серверную архитектуру. В целях повышения надёжности системы серверы базы данных и вычислительные сети могут быть выполнены по схеме 100% горячего резервирования

• Экран коллективного пользования для вывода обобщённой информации по всей системе в целом
• Сервер единого времени, обеспечивающий синхронизацию системного времени всех абонентов системы (серверы, АРМ, контроллеры) в соответствии с сигналами точного времени (GPS, ГЛОНАС)
• WEB-сервер для предоставления единой точки доступа к информационным данным системы корпоративным пользователям и службам компании (отображение информации через интернет-браузер в виде динамически изменяющихся данных на мнемосхемах, таблицах, графиках).

Рисунок 2 - Структурная схема верхнего (диспетчерского) уровня системы

Диспетчерское управление в системе организуется по иерархической структуре, предусматривающей распределение функций управления между отдельными уровнями диспетчерского управления (ЦДП, РДП, местный пункт управления), а также подчинённость нижестоящих уровней управления вышестоящим.

Избирательное управление с ЦДП и РДП является основным видом диспетчерского управления, осуществляемого с АРМ диспетчерских пунктов. В соответствии с иерархией управления диспетчер ЦДП имеет возможность передавать разрешение на право управления тем или иным технологическим объектом оперативно-диспетчерскому персоналу РДП. После получения разрешения персонал РДП со своего АРМ может осуществлять непосредственное управление технологическим оборудованием. 

При необходимости диспетчер ЦДП имеет возможность координировать действия персонала районных диспетчерских пунктов, в том числе (в соответствии с регламентом) осуществлять функции непосредственного управления оборудованием. В аварийном режиме, связанном с отказом вышестоящих уровней диспетчерского управления, непосредственное управление технологическими объектами принимают нижестоящие уровни.

Отличительные особенности и преимущества предлагаемого решения

Внедрение АСДУ обеспечивает снижение производственных издержек и качество выработки тепловой энергии вследствие:

• экономии топлива и сокращения вредных выбросов в атмосферу за счет оптимизации управления процесса горения топлива (оптимизация соотношения топливо-воздух) с корректировкой по содержанию СО в дымовых газах
• экономии электроэнергии за счет регулирования частоты вращения двигателей насосов, вентиляторов дымососов (при использовании частотно-регулируемых приводов)
• экономии теплоресурсов за счет оптимизации процесса теплоснабжения, в том числе за счет ведения коррекции отпускаемой тепловой энергии по температуре наружного воздуха (погодное регулирование)
• снижения количества аварийных ситуаций, продолжительности вынужденных простоев инженерных систем, затрат на ремонт технологического оборудования за счет устранения «человеческого фактора» при управлении технологическим оборудованием и автоматической диагностики всех элементов системы
• снижения затрат на сервисное обслуживание системы в целом благодаря унификации решения, использования однотипных аппаратных и программных средств
• оптимизации загрузки оборудования и процесса планирования ремонтов вследствие наличия в системе информации по наработке оборудования
• снижения ненормативных расходов (потерь, небалансов) энергоресурсов за счёт ведения коммерческого учёта отпускаемых и потребляемых энергоресурсов, своевременного и быстрого обнаружения, локализации и устранения аварийных ситуаций
• прямой экономии денежных средств за счет внедрения «безлюдной» технологии (работа котельной без эксплуатационного персонала). 

Примеры реализации:

• АСУ ТП котельных г. Нахабино (Московская обл.)
• АСУ ТП котельных Саранские тепловые сети (г. Саранск)
• АСДК технологических параметров котельной Пензенского отделения ОАО «Сбербанк России» (г. Пенза)
• АСДК воздуха помещений котельной «Арбеково» по содержанию в них окиси углерода и метана (г. Пенза)
• АСУ ТП котельной (г. Медногорск, ОАО «Оренбургские тепловые сети»)
• АСУДУ котельных (г. Энгельс)
• АСДУ котельных тепловых сетей (г. Новосибирск).