Jak steruje się w polskich przedsiębiorstwach

6 August 2008

Case study elektrociepłowni DALKIA

Systemy ciepłownicze ze względu na czas, w którym powstawały w Polsce, wymagają modernizacji ? stwierdza Marcin Płatkowski, dyrektor oddziału ASTOR-a we Wrocławiu.

Proces unowocześniania technologii i systemów sterowania dodatkowo stymulują coraz ostrzejsze normy prawne, szczególnie w zakresie ekologii, np. dotyczące emisji spalin.

W te tendencje wpisuje się łódzka elektrociepłownia DALKIA, w której konsekwentnie realizowany jest projekt automatyzacji przedsiębiorstwa ? obejmujący rozwiązania: biznesowe, sieciowe i zaawansowane technologie regulacji obiektami. O tym, jak dużym obiektem do zarządzania i sterowania jest opisywana elektrociepłownia, świadczą dane zgromadzone w ramce ?DALKIA ? Łódź zaspokaja 60% udziału potrzeb ciepłowniczych Łodzi?.

Przedsiębiorstwo to może już pochwalić się stworzeniem zintegrowanego systemu zarządzania, systemu bilingowego oraz coraz nowocześniejszymi systemami automatyki. Jeden z nich opiszemy w tym właśnie artykule.

Jedną z ostatnich inwestycji była modernizacja układu regulacji turbozespołu 13UP55-0-5 nr 3 w EC 3. Waldemar Bernacki, specjalista do spraw automatyki i pomiarów z firmy ENERGOSTER sp. z o.o. Wrocław zestawił (ramka ?Obiekt regulacji?) dla nas parametry obiektu istotne z punktu widzenia sterowania.

Układ regulacji TZ-3 przed modernizacją

? Układ regulacji turbozespołu nr 3 całkowicie opierał się na sterowaniu ręcznym z pulpitu operatorskiego ? wspomina Zbigniew Ptasiński, główny inżynier elektrociepłowni. ? Wszystkie zawory turbiny sterowane były jak jeden obiekt za pomocą układu krzywkowego, który decydował o sekwencji otwierania lub zamykania poszczególnych zaworów. Brak sterowania poszczególnymi zaworami osobno czynił regulację turbiny mniej płynną i nieprecyzyjną. Brak automatycznej regulacji naboru obrotów podczas rozruchu turbiny był nie tylko utrudnieniem dla obsługi, ale także stwarzał większe zagrożenie dla turbozespołu podczas przechodzenia przez prędkości rezonansowe.

Rejestracja podstawowych parametrów pracy turbiny była oparta na kilku osobnych rejestratorach taśmowych, które nie dostarczały danych w postaci elektronicznej dla potrzeb przeprowadzenia analiz eksploatacyjnych i poawaryjnych. Ponadto występowały trudności związane z ich obsługą (konserwacja, naprawy, wymiany tuszu i taśm papierowych).

Stary układ nie pozwalał na zaawansowane testy zabezpieczeń turbozespołu ? szczególnie podczas pracy maszyny. Logika zabezpieczeniowa zrealizowana na zawodnym i awaryjnym układzie przekaźnikowym również sprawiała trudności eksploatacyjne. To samo można powiedzieć o starym układzie sygnalizacyjnym opartym na kasetach i przekaźnikach.

Wszystko to oraz brak integracji pomiarów, ich rozproszenie na pulpicie czy tablicach operatorskich stwarzało problemy związane z obsługą i prowadzeniem turbozespołu, a w stanach awaryjnych powodowało trudności z opanowaniem maszyny.

Te czynniki przesądziły o podjęciu decyzji przeprowadzenia modernizacji. Przystępując do niej inwestor przedstawił wymagania wobec układu regulacji:

możliwie niezawodne, szybkie i dokładne sterowanie (automatyczne i sekwencyjne),
sterowanie z poziomu stacji operatorskiej,
zdalny nadzór obiektu: monitorowania i wizualizacji parametrów pracy obiektu (raportowanie dowolnie wybranych sygnałów wejściowych lub wtórnie przetworzonych, możliwość tworzenia raportów zmianowych, dobowych i miesięcznych),
archiwizacja danych z możliwością ich przetwarzania, np. tworzenia trendów historycznych,
prosta obsługa operatorska,
elastyczna praca regulatora (co oznacza niezawodną pracę nawet w przypadku awarii części z układów pomiarowych),
sygnalizacja stanów awaryjnych i przekroczeń,
rejestracja stanów awaryjnych i zdarzeń w postaci sekwencji zdarzeń, z rozdzielczością 1 ms,
diagnostyka części obiektowej i autodiagnostyka całego systemu automatyki,
maksymalna automatyzacja pracy włącznie z uruchamianiem i odstawianiem turbozespołu,
synchronizacja własnego zegara czasu rzeczywistego ze źródłem zewnętrznym, która opiera się na protokole NTP,
umożliwienie modyfikacji lub rozbudowy aplikacji bez jej zatrzymania (online),
otwartość oprogramowania, opierającą się na stosowaniu standardów dla interfejsów danych i komunikacji: OPC,
zmiany wprowadzone w węzłach konstrukcyjnych głównej pompy olejowej związane z zabudową EHR nie pogorszą jej stanu dynamicznego,
szybkie automatyczne przejście przez obroty krytyczne (w automatycznym trybie pracy),
bezuderzeniowe przełączanie regulatora pomiędzy różnymi stanami pracy,
układ zabezpieczeń turbiny z możliwością testowania w czasie pracy bloku,

l układ do prób.

Układ regulacji TZ-3 po modernizacji

Spełnić powyższe wymagania na pewno nie było łatwo. Zaimplementowane rozwiązanie układu regulacji zostało wybrane w trybie przetargu. Wygrał projekt zgłoszony przez wrocławską firmę projektowo-wdrożeniową ENERGOSTER, wykorzystującą komponenty automatyki oferowane przez firmę ASTOR. O wyniku przetargu decydował szereg czynników, od rzeczy najważniejszej, jaką jest kategoria oceny technicznej, poprzez kryteria ekonomiczne, kończąc na kryteriach dodatkowych, takich jak serwis.

Jak poradził sobie ENERGOSTER? Przedstawione rozwiązanie składało się z następujących bloków funkcjonalnych: regulator turbiny, układ zabezpieczeń, stacja operatorska i serwer wymiany danych z zakładowym systemem komputerowym (rysunek 1.).

Rys. 1. Ogólna struktura układu regulacji

Regulator umożliwia indywidualne sterowanie zaworami turbiny za pośrednictwem elektronicznych sterowników wykonawczych ES10 produkcji firmy Energoautomatyka Wrocław. Sterowniki te generują sygnał sterujący do zaworów proporcjonalnych WP i SP, a na ich wejścia wprowadzony jest sygnał wypracowany przez regulator.

Regulator turbiny realizuje wszystkie podstawowe funkcje w zakresie sterowania położeniem zaworów regulacyjnych turbiny, a układ zabezpieczeń chroni turbinę w przypadku zaistnienia sytuacji awaryjnych.

Regulator turbiny

? Podstawową funkcją układu regulacji jest wypracowanie dwóch sygnałów sterujących dla zaworów części wysokoprężnej WP (4 zawory) i średnioprężnej SP (2 zawory) ? opisuje Paweł Szymczyna, reprezentujący firmę ENERGOSTER. ? W algorytmie wykorzystany został regulator PID, który tworzy sygnał wyjściowy Y na podstawie pomiarów: obrotów, mocy, ciśnienia pary wylotowej czy też ciśnienia pary świeżej. Uwzględniane dane wejściowe (pomiary) zależą od wyboru programu regulacji. Następnie sygnał wyjściowy Y wprowadzony jest do algorytmu realizującego rozrząd pomiędzy częściami WP/SP i tworzone są sygnały sterujące dla zaworów WP (YWP) oraz dla zaworów SP (YSP) turbiny. Niezależnie od wybranego programu główna pętla regulatora jest korygowana sygnałem wypracowywanym przez ograniczniki, które zapobiegają doprowadzeniu parametrów turbiny w zakres niepożądany. Ponadto, jeżeli upust turbiny jest załączony, wówczas sygnał sterujący dla zaworów SP (YSP) jest korygowany przez regulator ciśnienia pary upustowej. Jeżeli turbozespół jest załączony do sieci energetycznej, główna pętla regulacji jest ciągle kontrolowana przez statyczny regulator obrotów RO (P).

Blok regulatora turbiny ma budowę redundantną na poziomie sterownika, łączy komunikacyjnych i układów wejść / wyjść. Sterownik składający się z wzajemnie rezerwujących się kontrolerów RX3i z rodziny PAC Systems produkcji GE Fanuc. Kontrolery rezerwują się w trybie tzw. gorącej rezerwy (HotBackup), zapewniającej bezuderzeniowe przełączanie aktywnych kontrolerów. Równoległa praca kontrolerów oraz ich rezerwacja jest realizowana dzięki specjalizowanemu oprogramowaniu systemowemu MaxOn. Synchronizacja pracy kontrolerów wchodzących w skład redundantnego sterownika jest prowadzona za pośrednictwem dodatkowego łącza Ethernetowego.

System wejść / wyjść zrealizowany został w postaci dwóch kaset opartych na modułach VersaMax, komunikującym się z redundantnym sterownikiem za pomocą podwojonych, szybkich łączy komunikacyjnych Genius. Przyjęto zasadę, że każda kaseta rozproszonego systemu wejść / wyjść prowadzi akwizycję wydzielonej grupy pomiarów obiektowych (pierwsza kaseta ? pierwsze tory poszczególnych pomiarów, druga kaseta ? drugie tory pomiarów), dzięki czemu uzyskana została odporność układu na uszkodzenia obwodów elektroniki (kart). System wejść / wyjść wyposażono w karty wejścia / wyjścia z pełną separacją galwaniczną.

Czas obiegu pętli programowej dla regulatora turbiny wynosi ok. 30 ms.

Układ zabezpieczeń

? Niezależny od układów regulacji układ zabezpieczeń turbiny ma za zadanie ochronę turbiny i urządzeń okołoturbinowych w przypadku zaistnienia sytuacji awaryjnych ? wyjaśnia Adam Makaś z firmy ENERGOSTER. ? W przypadku zadziałania zabezpieczenia turbina w trybie awaryjnym zostaje wyłączona z ruchu, co oznacza zamknięcie: zaworów szybkozamykających, regulacyjnych, klap zwrotnych na upustach i wyłączenie generatora. Generowane są sygnały sterujące w stronę innych urządzeń, powodując ich załączenie lub wyłączenie w trybie zabezpieczeń (np. załączenie awaryjnych pomp oleju smarnego przy spadku ciśnienia oleju w układzie smarowania łożysk turbiny). W celu poprawienia niezawodności i pewności działania układ zabezpieczeń zbudowano opierając się na logice wyboru ?2 z 3?, gdzie każdy z trzech jednakowych układów zabezpieczeń otrzymuje komplet sygnałów obiektowych na wejściu i generuje sygnały na wyjście. Zabezpieczenie zostaje uznane za pobudzone, jeżeli co najmniej dwa z trzech układów zabezpieczeń zagłosują ?za?. Działanie układu jest jednostronne, tzn. automatycznie turbina oraz inne urządzenia zostaną wyłączone / załączone w trybie zabezpieczeń, natomiast powrót do poprzedniego stanu jest już możliwy tylko z poziomu regulacji i sterowań. Zabezpieczenia pozostają aktywne do czasu usunięcia przyczyny pobudzenia. Dla pewnej grupy zabezpieczeń dopuszcza się możliwość ich blokowania w trybie ręcznym (świadome działanie operatora turbiny, najczęściej na polecenie) lub w trybie automatycznym (w stabilnych stanach pracy turbiny, w których działanie zabezpieczenia jest nieuzasadnione, np. z powodu braku możliwości jej uruchomienia). Układ zabezpieczeń wyposażono w funkcje testowania i diagnostyki. Ze względu na wykorzystanie logiki ?2 z 3? istnieje możliwość pobudzenia pojedynczej linii zabezpieczenia i sprawdzenia działania obwodów elektrycznych i hydraulicznych podczas pracy turbozespołu. Dla czujników i przetworników obiektowych potrojonych istnieje możliwość ich naprawy (w przypadku uszkodzenia lub błędnego działania), również podczas pracy turbiny.

Układ zabezpieczeń turbiny wykonano opierając się na sterownikach VersaMax produkcji GE Fanuc. Wykorzystane zostały trzy niezależne kasety ze sterownikami i kartami I/O przetwarzającymi równoległy zestaw danych wejściowych.

Czas obiegu pętli programowej dla układu zabezpieczeń wynosi ok. 10 ms.

Funkcje regulatora

Podstawowe funkcje układu regulacji zestawiono w ramce ?Podstawowe funkcje układu regulacji?, str. 87.

Stacja operatorska

Dla potrzeb wizualizacji i oddziaływania operatora na układ regulacji turbiny została wykorzystana dwumonitorowa stacja operatorska Proficy GE Fanuc. Za jej pośrednictwem operator ma wgląd zarówno w aktualny stan zmiennych procesowych (obraz synoptyczny ? rys. 2.), jak i w dziennik zdarzeń obiektowych.

Rys. 2. Obraz synoptyczny układu regulacji turbozepsołu

Serwer wymiany danych z nadrzędnym systemem komputerowym

Nowy system automatyki i sterowania turbozespołu nr 3 wprowadza niewątpliwie nową jakość w obsłudze i eksploatacji obiektu, co spełnia większość stawianych wymagań.

Stację inżynierską Proficy GE Fanuc z modułem komunikacji OPC zainstalowano dla potrzeb obsługi serwisowej. Łącze to jest przeznaczone do kontaktu z siecią zakładową EC3.

Pierwsze spostrzeżenia

Przedstawione powyżej rozwiązanie: dobór sprzętu (regulatora, systemu zabezpieczeń i czujników), sposobu komunikacji oraz zaimplementowany sterownik PID spełniło wymagania inwestora i cały czas zapewnia odpowiednie parametry pracy obiektu. ? Poza drobnymi usterkami, ?tzw. wieku młodzieńczego? systemu, nie stwierdzono na razie poważnych problemów eksploatacyjnych ? przyznaje Zbigniew Ptasiński, główny inżynier EC Łódź.

Uzyskano następujące parametry pracy obiektu:

czas zamykania serwomotoru odcinającego nie dłuższy niż 0,4 s,
nieczułość serwomotoru WP < 0,2%, czas zamykania serwomotoru WP nie dłuższy niż 0,4 s od chwili zaimpulsowania,
nieczułość serwomotoru SP < 0,3%, czas zamykania serwomotoru SP nie dłuższy niż 0,7 s,
utrzymanie obrotów turbiny z dokładnością ?1 obr./min przy 3 000 obr./min,
utrzymanie mocy z dokładnością ?0,3 MW,
utrzymanie ciśnienia pary upustu regulowanego z dokładnością ?20 kPa,
utrzymanie ciśnienia pary dolotowej do turbiny z dokładnością ?0,2 Mpa,
czułość układu regulacji ? 10 mHz,
w stanach nieustalonych przeregulowania obrotów nie większe niż 3 180 obr./min,
opanowanie zrzutu obciążenia z pełnej mocy na potrzeby własne.

Wykorzystanie nowoczesnych technologii

? Zastosowane rozwiązanie GE Fanuc Max ON to rozproszony system sterowania z gorącą rezerwacją, oparty sprzętowo na kontrolerach PACSystems RX3i ? komentuje Marcin Płatkowski, dyrektor ASTOR-a Wrocław. Kontrolery te zostały opracowane tak, aby sprostać coraz większym wymaganiom stawianym systemom sterowania. Zastosowane w nich procesory Celeron (Pentium III) 300 MHz oraz opatentowana technologia wysoko wydajnej, bezkolizyjnej wymiany informacji, pozwalają na sterowanie zaawansowanymi procesami, takimi jak opisywany projekt regulatora. Także pozostałe cechy kontrolerów PACSystems RX3i, takie jak: 10 MB pamięci, szybka magistrala CompactPCI, otwartość komunikacyjna i możliwość wymiany modułów wejść / wyjść bez konieczności zatrzymywania pracy systemu sterowania (hot insertion) świadczą o zaawansowaniu technologicznym.

? Niezawodność pracy obiektu, tj. turbozespołu, to ciągłość i bezpieczeństwo dostaw ciepła i energii elektrycznej do odbiorców ? przyznaje Zbigniew Ptasiński, dyrektor EC- -Łódź. ? Skutkuje to oczywistymi pozytywnymi efektami ekonomicznymi przedsiębiorstwa oraz poprawia naszą wiarygodność w oczach klientów.

W myśli o sukcesie inwestycji

? Realizacja projektu elektrohydraulicznego regulatora turbozespołu TZ-3 w EC-3 DALKIA ? Łódź SA była ściśle nadzorowana przez służby inwestora na etapach: projektu wykonawczego, kompletacji, montażu i uruchomienia ? podkreśla Krzysztof Gostkowski, członek zarządu ENERGOSTER. ? Na każdym z wyżej wymienionych etapów przez firmę ENERGOSTER sp. z o.o. stosowane były procedury systemu zarządzania jakością ISO 9001. ENERGOSTER sp. z o. o. w realizacji projektu wykorzystała również doświadczenia z innych instalacji, dla których uzyskała certyfikat w zakresie SIL-3.

Rynek ciepłowniczy jest o tyle wyjątkowy, że z zasady monopolistyczny. Wzrost konkurencyjności rynku wymagałby położenia nowych ciepłociągów, a to byłaby prawdziwa donkiszoteria. Ponadto DALKIA zajmuje wyjątkowe miejsce na polskim rynku ciepłowniczym, gdyż nie dość, że produkuje ciepło, parę technologiczną i energię elektryczną, to także dostarcza ją do klienta końcowego. Miejmy nadzieję, że nie tylko firmy z taką pozycją na rynku polskim stać na podobne modernizacje.

Artykuł powstał przy współpracy
z Krzysztofem Gostkowskim, Adamem
Makasiem, Waldemarem Bernackim
i Pawłem Szymczyną, z firmy
ENERGOSTER sp. z o.o. Wrocław
i Marcinem Płatkowskim z ASTOR-Wrocław
oraz Zbigniewem Ptasińskim z EC Łódź.

<//strong></><//></><//></><//> DALKIA ? Łódź zaspokaja 60% udziału potrzeb ciepłowniczych Łodzi

3 elektrociepłownie ? (EC-2, EC-3, EC-4),
liczba zainstalowanych kotłów: 23 szt.,
liczba wytwornic pary: 2 szt.,
liczba zainstalowanych turbozespołów: 10 szt.,
osiągalna moc cieplna: 2 338 MW,
osiągalna moc elektryczna: 493 MW,
długość eksploatowanej sieci parowej: 67 km,
długość eksploatowanej sieci wodnej: 711 km,
liczba obsługiwanych węzłów wodnych: 8 027,
liczba obsługiwanych węzłów parowych: 131,
sprawność wytwarzania energii elektrycznej i ciepła: 81,5%.

Obiekt regulacji

Parametry, istotne z punktu widzenia sterowania, brane pod uwagę podczas modernizacji układu regulacji turbozespołu 13UP55-0-5 nr 3 w EC 3.

Nazwa: turbozespół 13UP55-0-5 nr 3 w EC 3

Łączna liczba wejść / wyjść regulatora turbiny i układu zabezpieczeń:

wejścia impulsowe do pomiaru obrotów: 9,
wejścia analogowe: 88,
wejścia dyskretne: 276,
wyjścia analogowe: 23,
wyjścia dyskretne: 196,
wyjścia impulsowe silnoprądowe: 12.

W tym w obszarze obwodów analogowych:

pomiary obrotów: 9,
pomiary mocy: 2,
pomiary poziomu i przepływu: 8,
pomiary ciśnień: 14,
pomiary położenia: 18,
pomiary wydłużeń i przesuwu osiowego: 3,
pomiary temperatur: 16,
inne wejścia analogowe (sygnały sterujące): 18.

Podstawowe funkcje układu regulacji

Regulacja (nabór) obrotów, prędkości, mocy czynnej turbozespołu, ciśnienia pary dolotowej, upustowej i wylotowej, temperatury wody sieciowej;
Synchronizacja pracy turbiny z systemem elektroenergetycznym;
Realizacja prób suwliwości zaworów odcinających podczas ruchu turbiny;
Uzbrojenie turbiny i otwarcie zaworów odcinających;
Funkcje ograniczników pracy:

*ogranicznik gradientu zmiany prędkości obrotowej (przyspieszenia),

*ogranicznik minimalnego ciśnienia pary przed turbiną,

*ogranicznik wzrostu ciśnienia na upuście i wylocie turbiny,

*ogranicznik mocy,

*ograniczniki termiczne (BOTT);

Koordynacja otwarcia zaworów WP/SP z możliwością ich ręcznego ustawienia;
Koordynacja obciążenia kotła i turbiny, opanowanie zrzutów obciążenia na pracę na potrzeby własne (PPW) i bieg luzem turbiny (BLT), sprowadzenie obrotów do nominalnych po zrzucie obciążenia;
Możliwość ustawienia pracy ręcznej (położeniem zaworów turbiny, np. dla potrzeb uruchomienia ręcznego).