Большинство энергохолдингов в основных положениях технической политики задают требования оснащения своих мощностей автоматизированными системами управления. Системы управления технологическими процессами ТЭС и ГРЭС должны обеспечивать управление процессами производства тепловой и электрической энергии с минимальным участием человека.

Роль АСУ ТП в настоящее время заключается не только в облегчении работы персонала, но и в повышении уровня промышленной и экологической безопасности объектов управления ТЭС. Требования все чаще распространяются на все процессы и оборудование ТЭС, определяющие производство тепловой и электрической энергии, включая и арматуру. При этом с ростом применения приводной арматуры степень интеграции ее в АСУ ТП повышается.

В тоже время, несмотря на массовость установки арматуры и большое влияние на работу АСУ ТП, ей в технической политике крупных энергохолдингов отводится незначительное место. Мы предлагаем рассмотреть основные связи арматуры с работой АСУ ТП, показать основные разрывы в их работе и пути повышения отдачи от автоматической арматуры в АСУ ТП.

Большинство компаний – крупных энергохолдингов приняли на вооружение пункты технической политики в области АСУ ТП, отражающие современные подходы к построению цифровых систем АСУ ТП. Это выражается в таких элементах как ориентирование на поддержку и применение современной микропроцессорной техники и контроллеров в соответствии с общепринятыми в мировой практике промышленными стандартами. Цифровые технологии позволили перейти от централизованных систем к т.н. DCS – распределенным системам с использованием адаптивных алгоритмов и нечеткой логики. Предпочтение, как правило, отдается устройствам с развитой системой команд, позволяющим реализовать в реальном времени алгоритмы управления технологическими процессами.

При проектировании системы АСУ ТП задаются повышенные требования не только технического, но и организационного характера, которые должны быть применены как к  новым, так и к модернизируемым АСУ ТП. Специально задаются требования по интеграции и преемственности новых и модернизируемых АСУ ТП, как отдельных энергетических установок, таких как электростанция в контейнере или например котёл или турбина, так и энергетических блоков в целом.

В своем большинстве политика в области АСУ ТП направляется на создание полномасштабных АСУ ТП, включающих все функции, необходимые для эффективного управления энергоблоком и как можно большей интеграции в информационную среду всех возможных объектов контроля и управления.

Для этих целей энергохолдинги:

- Разрабатывают комплексные программы по автоматизации энергообъектов, привязывают эти работы к замене устаревшего парка КИП и запорно-регулирующей арматуры (ЗРА), относя их на периоды текущих и капитальных ремонтов основного и вспомогательного оборудования, используя способы т.н. «ползучей» модернизации.

- Проводят работы по организации круглосуточной сервисной поддержки с партнерами в он-лайн режиме, организуют склады с необходимым количеством ЗИП, во многих случаях непосредственно на ТЭС по технологии консигнационного склада.

- Повышают надежность технических средств автоматизации и (ЗРА) в нормальных и, особенно в аварийных режимах.

-Разрабатывают способы снижения эксплуатационных затрат и затрат на ремонт основного и вспомогательного оборудования, в т.ч. и за счет использования новых видов высокодиагностируемой арматуры.

- Повышают интеграцию систем измерений, защиты, автоматики и исполнительных механизмов с целью создания единого комплекса технических средств.

- Внедряют комплексные средства диагностики основного оборудования, средств автоматизации и арматуры, обеспечивающих переход от календарных ремонтов к ремонтам по фактическому состоянию.

Наиболее актуальными направлениями развития в области автоматизации и сопряженной с работой АСУ ТП автоматической арматурой в настоящее время и в ближайшей перспективе становятся:

- замена морально устаревшего парка КИП на современные приборы и автоматику с возможностью передачи сигнала по цифровым протоколам;

- развитие интеграции отдельных систем автоматизации и создание полномасштабных систем управления основным и вспомогательным оборудованием;

- унификация технических решений для снижения общей стоимости внедрения и согласование различных протоколов передачи данных;

- переход от МЭО к качественным и эффективным приводам, например, AUMA, ROTORK, PECHKY; VALVCON.

- внедрение и разработка систем оперативного мониторинга;

- широкое внедрение микропроцессорных устройств, особенно в системах защиты;

-внедрение современного оборудования и в т.ч. арматуры, способной работать в современных полностью автоматизированных технологических комплексах;

- ужесточение условий технического и программного единообразия и совместимости всех систем, в т.ч. и при смене их поколений. Внедрение модульного принципа построения технических средств, от корпусов и до плат приборов.

Документы технической политики АСУ ТП предписывают предприятиям энергохолдингов в первую очередь заменять морально и физически устаревшее оборудование, требующее ежедневных осмотров, перепроверок, перезапусков, фиксаций состояний в оперативных журналах, и приводящих к потерям труда, времени и к росту общих эксплуатационных затрат на поддержание работоспособности оборудования. В связи с этим часты сокращения персонала и требования к уменьшению объема ремонтных программ на энергообъектах крупных холдингов. В частности, на большинстве ТЭС значительно уменьшены отделы главного метролога и персонал КИП и слесарей.

Однако подобный подход требует внимательного отношения к особенностям ввода современного оборудования, чтобы избежать разрывов с техническими и организационными возможностями предприятий. В частности, должны разрабатываться согласованные графики ввода - вывода оборудования из эксплуатации.

Эффективность внедрения мероприятий по замене арматуры характерна для энергообъектов, где оборудование отслужило от 4-х до 6-ти лет. В этом случае обычно намечается техническое перевооружение запорно-регулирующей арматуры, в основном связанное с требованиями промышленной безопасности и внедрением систем автоматического регулирования котлов и защит. При выводе из эксплуатации в период после шести лет в технической политике предприятий, как правило, предусматривается внедрение полномасштабных АСУ ТП.

Значительные ограничения накладываются на модернизацию технических решений, где уже есть оборудование выбранного вендора. В этом случае для обеспечения единства применяемых технических решений в части производителей оборудования АСУ ТП предпочтение отдается вендору. Таким образом, установленная база систем АСУ ТП и нахождение того или иного производителя систем и арматуры в вендор листе создает определенные преимущества поставщику.

С развитием систем автоматизации в технической политике предприятий энергохолдингов планируется расширять функциональность средств сбора информации, управления турбиной и котлом в составе полной АСУ ТП и развивать дистанционные формы управления оборудованием.

Для расширения автоматизации основного и вспомогательного оборудования ТЭС не должно быть ограничений, в частности по количеству обрабатываемых системой сигналов, а также не должно быть закрытых протоколов, ограничивающих взаимосвязь с многочисленными подсистемами АСУ ТП. Преимущество получают открытые протоколы обмена информацией. Применение микропроцессорных устройств с закрытыми протоколами обмена данных, не поддерживающих работу в стандарте единого времени исключаются. Проверка устанавливаемого оборудования на возможность адаптации к новейшим системам управления, защиты и мониторинга становится обязательным условием технических требований.

Отметим, что все вопросы технической политики неразрывно связаны с проектами и являются руководящим документом для проектных организаций, монтажных и наладочных организаций, управленческого и эксплуатационного персонала ТЭС, а также производителей и поставщиков оборудования.

Однако техническая политика энергетических предприятий, безусловно, будет меняться под влиянием ввода в действие новых технических регламентов и национальных стандартов, содержащих новые требования, обусловленные накоплением опыта проектирования, наладки и эксплуатации и появлением новых технических решений и новой техники. Уже сейчас заметен рост модернизаций систем автоматизации  и связанной с АСУ ТП автоматической арматуры по мере увеличения требований промышленной безопасности.

Одной из важных проблем является отбор производителей ПТК, локальных САУ, КИП и арматуры, способных дать более сильные решения по сравнению с показанными в вендор – листе. Проблема заключается в том, что большинство таких компаний находится за пределами вендор - листа, утвержденного в технической политике предприятия. Пересмотр списка рекомендуемых производителей ПТК и САУ, а также КИП и арматуры может быть вынесен на рассмотрение технических советов только один раз в год. Часто это ставит крест на попытках многих компаний предложить свои решения в тендере. Примерами этому являются трудности выставления на тендеры и высокая сложность внедрения специальной пневмоприводной арматуры для горелок серии Jamesbury или противопомпажных шаровых клапанов серии Т и поворотных заслонок серии Т марки Neles компании Metso в рамках модернизации противопомпажной защиты воздушных и газовых компрессоров газовых турбин.

Из приведенных выше положений основных требований к АСУ ТП энергопредприятий также вытекают и требования к автоматической арматуре. Возможность сочетания закладываемой в проекты арматуры с требованиями системы автоматизации является одним из важных условий реализации полномасштабности АСУ ТП. Степень интегрированности арматуры в АСУ ТП, как структурно, так и функционально является одним из важнейших критериев выбора арматуры. По ним должны осуществляться оценка совершенства арматуры и производителей. Критерии должны быть описаны в технической политике энергопредприятий.

Предлагаемые технические средства и арматура должны соответствовать основным функциям АСУ ТП и основным подсистемам АСУ ТП. Ими являются:

- Сбор и первичная обработка информации.

- Отображение информации.

- Технологическая сигнализация.

- Регистрация событий.

- Информационно-вычислительные и аналитические функции АСУ ТП.

- Архивирование.

- Протоколирование информации.

- Автоматическое регулирование.

- Логическое управление и технологические блокировки.

- Дистанционное управление.

- Технологические защиты.

Требования к техническим средствам АСУ ТП

Технические средства, обеспечивающие реализацию АСУ ТП, включают в себя:

- программно-технические средства контроля и управления;

- контрольно-измерительные средства (датчики и др.) технологических параметров;

- исполнительные устройства и коммутационную аппаратуру.

В документах по технической политике АСУ ТП арматура относится непосредственно к этим разделам. Из общих требований в технической политике нормируются и требования к поддержанию ЗИП. Часто новым требованием являются требования по срокам службы технических средств и договора на сервисное обслуживание с организацией сервисной поддержки и оказания консультаций по типу 24 часа 7 дней в неделю. Сильным аргументом в пользу того или иного поставщика является наличие складов временного хранения на территории станций энергохолдингов.

Арматура и АСУ ТП тепломеханической части

Большая часть автоматической арматуры находится в АСУ ТП тепломеханической части. Требования, идущие от тепломеханической части, определяют и требования к автоматической арматуре.

Полномасштабная АСУ ТП строится как взаимосвязь АСУ ТП тепломеханической и электротехнической части, где АСУ ТП тепломеханической части состоит из АСУ ТП общестанционного оборудования, относящегося к тепломеханической части оборудования, собственно АСУ ТП тепломеханической части энергоблока, совокупности оборудования или отдельных единиц.

Современная АСУ ТП тепломеханической части – это система, которая строится как микропроцессорная, многоуровневая, распределенная и открытая система, состоящая из совместимых технических средств, объединенных локальными вычислительными сетями, интегрирующая в одно целое контроль и управление тепломеханическим оборудованием энергоблоков.

Такое построение АСУ ТП приводит к необходимости модульного принципа построения. Например, должно учитываться, что отказ одного технологического объекта не должен приводить к ограничению функций АСУ ТП по контролю над другим объектом. Предусматривается возможность усложнения системы на оборудовании одного системного интегратора или производителя, а также возможность выбора контроллеров с различной вычислительной способностью в зависимости от объема обрабатываемых сигналов. Для организации сетевой структуры предусматривается установка различных сетевых модулей, например, ProfiBus, Industrial Ethernet, ProfiNet, ModBus, DeviceNet, ControlNet и.др. на одно шасси. Контроллеры должны позволять дистанционное управление. Быстродействие многозадачных систем должно быть на уровне не ниже 1 мс.

Срок службы технических средств в соответствии с требованиями технической политики должен составлять не менее 10 лет с возможностью наращивания числа обрабатываемых сигналов с запасом не менее 20% проектного объема по вводу и выводу информации и выдаче управляющих воздействий. Предпочтение отдается техническим и программным средствам одного производителя. ПТК других производителей могут относиться в основном только в поставку комплектно с оборудованием, реализации специфических функций контроля, управления и диагностики. На них накладываются требования совместимости с установленной системой АСУ ТП.

Автоматическая арматура работает в качестве исполнительных механизмов АСУ ТП тепломеханической части. Ниже показана взаимосвязь работы АСУ ТП тепломеханической части и арматуры в решении основных задач АСУ ТП, табл.1:

Табл. 1. Обеспечение требований АСУ ТП автоматической арматурой (исполнительными механизмами)

При выборе приводов и запорно-регулирующей арматуры техническая политика крупных энергопредприятий предписывает учитывать требования РД153 34.139.504 00. Для управления запорной и регулирующей арматурой должны использоваться органы управления, характеристики и типы которых соответствуют ГОСТ Р 50030.6.1, требования к характеристикам определены ГОСТ Р 50030.1.Степень защищенности приводов должна быть не хуже IP65.

Основное внимание уделяется только электроприводам. Электроприводы должны удовлетворять следующим требованиям, табл.2.

Табл. 2. Требования к электроприводам

•Арматура ТЭС должна изготавливаться в соответствии со следующими нормативными документами: РД 153-34.1-39.504-00 Общие технические требования к арматуре ТЭС.

Следует отметить, что многие из показанных в табл. 2 показателей могут быть улучшены с применением пневмоприводов, особенно для регулирующих клапанов. Так, расчет показывает, что нормируемый потолок в 2.000.000 циклов при 5% рабочем ходе и ограничении на срабатывание термореле приводит к исчерпанию расчетного ресурса при всего лишь при 1-2 месяцах работы, даже если мы берем наиболее совершенные типы электроприводов, срабатывающие до 1 рсек. Для того, чтобы обеспечить длительную работоспособность электроприводов приходится ослаблять настройки, увеличивая зону нечувствительности клапанов. Это негативно сказывается на качестве регулирования и применимо только для стационарных или медленных процессов.

Ограничений по количеству срабатываний в час для пневмоприводов не существует и определяется только инерционными показателями газовой среды и характеристиками давления. В связи с этим количество циклов может быть резко увеличено, обеспечивая при этом полностью непрерывное и плавное регулирование.

Другой возможностью совершенствования приводов ЗРА является возможность во многих случаях использовать в качестве привода не силовые трехфазные электродвигатели, а однофазные электродвигатели с возможностью работы от 220 В сети. Таких тегов по опыту проектирования насчитывается до 70-90% в общем количестве электроприводной арматуры. При их применении возможности для снижения капитальных затрат будут весьма значительны. Многие проектные институты уже имеют практику проектирования проектных спецификаций арматуры с применением подобных приводов.

Отметим, что в указанных в табл.2 требованиях к приводам не учтены возможности диагностики, способствующие дальнейшему росту надежности АСУ ТП в целом. Для этих целей уже сейчас в позиционерах пневмоприводной арматуры и контроллерах электроприводов могут быть предусмотрены элементы, повышающие надежность. Это большое количество внутренних датчиков диагностики работы привода и арматуры, развитое программное обеспечение и резервирование некоторых наиболее важных узлов, применение самоблокировок и других отказоустойчивых элементов.

Большее внимание в технической политике должно уделяться диагностике и самодиагностике технических средств. Все большая часть функций по диагностике передается от персонала к системе и вводится в виде новых подпрограмм в программное обеспечение программно-диагностических комплексов. Защита информации, защита данных в специальных энергонезависимых запоминающих устройствах позволяет архивировать данные и анализировать тренды.

Требованиями, указанными в технической политике нормируются применение высококачественных элементов на стадии разработки и изготовления; использование в продолжительных предельных условиях эксплуатации; обладание высокой помехозащищенностью от различных внешних воздействий; проверка функционирования элементов; проведение приработки элементов и узлов при повышенной температуре и при циклических теплосменах. Безусловно, такие же критерии должны применяться и к арматуре систем автоматизации, как способных повысить надежность АСУ ТП в целом.

Многие пункты сертификации по ГОСТ Р и Ростехнадзор направлены на повышение надежности и безопасности в условиях нагрузок, близких к предельным. Заявленные параметры, показанные в спецификациях компаний – производителей арматуры, должны проверяться на соответствие техническому заданию. Для арматуры, работающей в системах АСУ ТП это означает дополнительные требования к быстрому обнаружению и устранению утечек. Для этих целей могут  быть применены новые подходы к арматуре с применением акустических датчиков протечек, газоанализаторов, методов аварийной герметизации с применением технологии block and bleed и пр.

Оценочные критерии должны быть способны дать объективную проверку качества технических решений, технических средств и материалов, в частности, показателей надежности, конструктивной и технологической совместимости, унификации, ремонтопригодности, экологии, эргономики, а также подтверждения квалификации строительного, монтажного и наладочного персонала.

Со стороны АСУ ТП и его главного элемента - контура регулирования к клапану предъявляются высокие требования. В связи с ростом быстроты и непрерывности протекания процессов, усложнением процесса регулирования, развитием сложных алгоритмов, по которым производится регулирование, клапан должен отвечать все большим требованиям по снижению инерционности, быстроте и точности позиционирования.

В наибольшей степени выполнение этих требований стало возможным с развитием цифровых контуров регулирования. В них стала реальной беспрепятственная и помехоустойчивая работа клапана с возможностью цифровой обработки сигналов. Следствием стало, например, развитие новых видов контуров регулирования в составе АСУ ТП с нечеткой логикой и возможностью адаптации, где обработка сигнала производится непосредственно внутри контура, а в систему АСУ ТП поступает уже обработанная информация. При тонком регулировании используются клапаны, способные распознавать переходные процессы и снижать зависимость от них. Например, клапан Neles ACE компании Метсо имеет встроенный алгоритм распознавания переходного процесса при регулировании, позволяющий снизить отклонения до минимума и обеспечить «опережающее» регулирование, устраняющее т. н. «перерегулирование», рис. 1. Его можно эффективно использовать, к примеру, в контурах подачи дорогих химикатов, в системах питания и участков впрысков пароохладителей пароперегревателей и т. п.

Рис. 1. Устранение перерегулирования при применении клапана шаговых электроприводов Neles ACE на впрысках питательной воды в пароперегревателях

Роль регулирующих клапанов в составе контуров регулирования тепловых схем весьма значительна. Регулирующие клапаны в контурах регулирования составляют до 70–90 % стоимости самого контура. Выполняя команду системы автоматизации в составе контура регулирования, клапан может вносить самую весомую часть возмущений и вариативности или, другими словами, колебательности в процесс. Если применяются эффективные клапаны, то можно значительно снизить вариативность процесса за счет лучшей работы контура регулирования в целом, рис. 2.

параметры процесса

Время, ч

Как следует из рис. 2, снижение вариативности процесса в целом позволяет значительно снизить потери сырья, материалов, энергии, вытекающие из большой амплитуды колебаний технологического процесса.

Отвечая требованиям развития тепловых схем и контуров регулирования по основным параметрам, сам регулирующий клапан сквозной линией должен иметь характеристики, отвечающие развитию всей системы в целом. Рассмотрим их подробнее.

Идеальное регулирование в соответствии с теорией – это регулирование, обеспечивающее максимальную линейность и пропорциональность расходной характеристики. Чтобы обеспечить максимально возможную линейность характеристики, сам клапан должен иметь максимально возможную равнопроцентную пропускную характеристику при минимальных затратах на выполнение сигнала. Примером постоянного приближения к максимально возможной линейности регулирования и в клапане – к максимально возможной равнопроцентной характеристике - может быть замена вентилей и даже шаровых клапанов на сегментный в ряде контуров. Улучшение расходной характеристики становится одним из главных «козырей» такого перехода, особенно по краям диапазона регулирования, где сегментный клапан, благодаря специальной конфигурации поворотного затвора, имеет преимущество. Из затрат на выполнение сигнала можно указать и слишком большой ход клапана, как в случае применения клапанов с поступательным движением штока, и большой вес клапана, и значительные гидравлические сопротивления и т. п.

Рассмотрим, как клапаны влияют на формирование возмущений в процессе. В качестве примера можно привести данные изучения снижения вариативности процесса на узле подачи питательной воды в котел, см вставку.

Регулирующий клапан влияет на снижение уровня переходных процессов и на совершенство регулирования посредством устранения возмущений и приближения насколько возможно к командному сигналу, рис. 3.

задание

Рис. 3. Переходной процесс при регулировании

При изменении заданного сигнала «i» c запаздыванием «t» начинается переходной процесс, превышая заданный сигнал на величину «Н», при этом общее значение отклонения от первоначального сигнала будет отличаться на величину «Н1». Отклонение НН1 определит величину перерегулирования.

Совершенный клапан должен иметь характеристики, позволяющие наиболее точно выполнить заданный сигнал, как можно больше снижая переходные процессы. Совершенство регулирующего клапана в процессе регулирования определяется по специализированным методикам, см. ниже:

Оценка клапанов на предмет совершенства регулирования по этим методикам позволяет связать их с аналогичными характеристиками, принятыми для звеньев контуров регулирования, табл.3.

Табл.3. Основные соответствия между совершенством работы звена контура регулирования и характеристиками регулирующего клапана

Как видно, работоспособность и качество контура регулирования как части системы САР (системы автоматического регулирования АСУ ТП) во многом коррелируют с характеристиками качества регулирующих клапанов, обеспечивающих эти требования. Фактически их можно отнести к сквозным параметрам, связывающим точность контура с точностью клапана.

Динамика клапана, а именно изменение скорости движения его затвора в зависимости от поворотного момента, в связи, как со средой, так и особенностями привода оказывает максимальное влияние на эксплуатационные характеристики. К ним относятся запаздывание, точность позиционирования, стабильность хода и стабильность достижения положения, высокое разрешение при движении, быстродействие, отсутствие люфтов, оптимальные постоянные времени, сила внутреннего трения в клапане и прерывистость движения затвора.

Собственные характеристики клапана, такие как гистерезис, мертвая зона, определяют множество характеристик клапана для стационарных процессов. Залипания, связанные с особенностями трения между затвором и уплотняющей поверхностью, а также суммой трений между штоком и сальником, дополнительно повышают трение. Значительно влияют и особенности движения поршня в поршневых приводах. Все приведенные проблемы влияют на точность расхода и на потери в целом, см. пример.

Пример

Имеется клапан мертвой зоной 0,5 %. (Специалисты по управлению назвали бы эту характеристику – «зоной нечувствительности»). При его кривой усиления G=1, (аналогичный параметр из теории систем регулирования – кривая усиления исполнительного устройства) погрешность расхода также составит 0,5 %. Если клапан выбран неверно и его кривая усиления составляет G=3, то погрешность регулирующего клапана составит 1,5 %, т. е. в 3 раза больше. Добавляя сюда показатели качества самого клапана, такие как обратное противодавление, а при неправильном выборе клапана, высокий фактор нагрузки, трение и залипание, получим дополнительную составляющую погрешности расхода. В целом это приводит к низкому качеству регулирования в соответствии с формулой:

Где ∆Qε –потери расхода

Gν –потери из-за неправильного коэффициента усиления;

∆hε – дополнительные потери, связанные с качеством клапана.

Суммирование влияния клапана на точность регулирования позволяет создать определенные критерии выбора клапана для различных контуров регулирования и процессов. Правильный выбор клапана в зависимости от условий протекания технологического процесса, позволяет создать оптимальные условия для регулирования.

В настоящее время подбор клапана по «метрологическим» характеристикам, т. е. характеристикам, отвечающим за точность регулирования, и максимально соответствующим требованиям процесса, получает все большее признание. Например, чтобы обеспечить точность регулирования, медленно протекающие процессы требуют, чтобы клапан имел как можно меньшую мертвую зону, но высокую точность позиционирования, тогда как быстро протекающие процессы, например, с частым изменением параметров процесса требуют клапанов с малым гистерезисом и высоким быстродействием. При быстрых процессах низкое время отклика является наиболее критичным для характеристики времени запаздывания и инерционности. Учитывая эти факторы, удается повысить точность регулирования.

Развитие клапанов в направлении точности регулирования позволило найти эффективные решения для критически важных контуров. На ТЭС ими могут быть признаны контуры, где отношение параметров на входе и на выходе превышает критическую величину для этого контура и приводит к недопустимым погрешностям. В частности, ими могут быть: контуры питательной воды; регулирования подачи воды в пароперегреватель; клапаны пароконденсатного тракта; РОУ, регулирующие клапаны газогорелочного оборудования и др. К сожалению, до такой глубины материалы, приводимые в технической политике АСУ ТП, не доходят.

С ростом возможностей клапана и теоретического осмысления процесса регулирования появились программы расчета процесса регулирования и регулирующих клапанов. Их «статичность», т. е. пользование параметрами, выбранными при проектировании клапана, устраняется большей адаптивностью расчета в применении к изменяющемуся технологическому процессу. К примеру, в перспективе программы расчета типа NELPROF будут встроены в «голову» клапана для большей адаптации к изменениям в процессе клапана и контура в целом. (Источник: Статья Горобченко С. Л., Сурикова В.Н., Тотухова Ю.А. «О необходимости технологической поверки клапанов», (журнал ТПА №6, 2010). Часто изменяющиеся условия производства по сути должны обязывать проводить постоянные перерасчеты клапанов на совершенство регулирования. Нормирование этого процесса должно было бы описываться в технической политике энергопредприятий. Однако, этого нам обнаружить не удалось.

Учитывая, что поворотные клапаны имеют более высокий Cv, при собственной равнопроцентной характеристике, обеспечивающей максимальное устранение нелинейностей в контуре, с отличным разрешением, большей надежностью в связи с особенностями движения поворотного штока, можно сказать, что будущее будет за ними. Постоянный переход с клапанов возвратно-поступательного действия на поворотную арматуру даже в области клапанов высокого давления говорит именно об этом. В документах технической политики, к сожалению, этого не отражается, и направляющего воздействия для специалистов предприятий не наблюдается.

Клапаны прошли большой путь в составе контуров регулирования, достигнув уровня, когда они способны брать на себя задачи, ранее выполнявшиеся системой автоматизации. Ведущей тенденцией развития клапанов в составе контуров регулирования можно считать вклад в повышение идеальности регулирования и точности контура в целом. Чтобы носить направляющий характер, материалы технической политики должны переводить эти тенденции в руководящие документы для специалистов предприятий.

Современные подходы к построению системы «арматура – система АСУ ТП» основана на все большей интеграции арматуры как исполнительного устройства, включая регулирующий орган и исполнительный механизм в систему АСУ ТП. Для этой цели современная интегрированная система должна отвечать следующим требованиям:

- быть способной повышать совершенство процесса (качество, стабильность, производительность и пр.) за счет более высокой интеграции АСУТП с исполнительными устройствами;

- обеспечивать интегрированные тесты и гарантированную работоспособность системы за счет повышения внутренней совместимости средств автоматизации и исполнительных устройств;

- обеспечивать более эффективную и прибыльную работу предприятия в целом;

- иметь в системе автоматизации подсистемы мониторинга работы исполнительных устройств, сочетаемые с устройствами диагностики и сенсорами позиционеров;

-обеспечивать безопасность работы персонала и мониторинг в отношении окружающей среды;

- иметь наиболее высокий уровень интеграции с исполнительными устройствами системы безопасности (ESD) через развитые возможности диагностики и тестирования исполнительных устройств;

- для повышения совершенства работы предприятия применять преимущественно смарт клапаны.

Пример успешной реализации интеграции исполнительных устройств (арматуры) в систему АСУ ТП на примере компании Метсо показан ниже, рис. 4.

Рис. 4. Интегрированная система автоматизации MetsoDna – клапаны Метсо

Для этих целей в системе автоматизации: включаются подсистемы регулирования и безопасности, имеются контроллеры управления полевыми средствами автоматизации, включаются устройства анализа и измерения, состояния устройств и измерения качества.

В системе имеются позадачно – ориентированные средства автоматизации и исполнительные устройства. Интегрированная система ориентируется на снижение стоимости владения за весь жизненный цикл работы системы.

Арматурная спецификация, понимаемая также и как подсистема исполнительных устройств регулирования, обеспечивается современными автоматическими регулирующими клапанами, специализированными клапанами системы безопасности и цифровыми интеллектуальными позиционерами.

В интегрированной системе MetsoDna обеспечивается гарантированная сочетаемость между верхним уровнем автоматизации и полевыми устройствами; проводится мониторинг состояния всех исполнительных устройств (клапанов, датчиков и пр.). Используется открытая платформа для лучшей интеграции исполнительных устройств в систему автоматизации, обеспечивающую высокую доступность информации с полевых исполнительных устройств. Основные коммуникации обеспечиваются через проводнуюбеспроводную сеть на базе цифровых протоколов. Арматура оснащается исключительно цифровыми интеллектуальными позиционерами ND, а для систем безопасности интеллектуальными позиционерами безопасности VG. Хранение информации о полевых устройствах осуществляется в той же базе данных DNAexplorer. Шкала и объемы памяти позволяют обрабатывать информацию от тысяч исполнительных устройств, что обеспечивает «продвинутые» возможности по мониторингу состояния для сложных применений и комбинирования данных от полевых устройств, процессной и управляющей информации.

Наиболее сильный синергетический эффект достигается в сложных проектах, где требуется «гладкий» запуск объектов, выполняемых на основе полевых шин. При этом сохраняется время на запуск системы и достигается быстрейший выход на проектную производительность. Внутренняя совместимость устройств MetsoDna и клапанов Neles не требует дополнительных инвестиций на организацию работы интегрированной системы в целом.

Для заказчика высокая эффективность в работе с клапанами, высокоинтегрированными в систему автоматизации, достигается за счет резкого снижения затрат на обслуживание благодаря диагностике он-лайн, точному знанию трендов клапанов и легкому определению проблем с ними, увеличенной доступности мониторинга. Интегрированность устройств в системе позволяет также обеспечить высокую диагностируемость без помех и лучше обработать информацию.

Таким образом, достигается уменьшение внеплановых остановов и расширяется период между остановами. Мониторинг становится непрерывным. Устройства типа Device Performance Monitoring (DPM) являются подсистемой, предназначенной для анализа полевых устройств и способной рассчитать индекс работоспособности для каждого из отслеживаемых устройств. Они выполняются в информационно-советующем режиме и делают анализ расхождений и обработку данных об отклонениях наиболее легкой и совместимой с внешним программным окружением типа DNAdiary, рис.5.

 

Рис. 5. Окно Device Performance Monitoring (DPM) системы MetsoDna

Устройство способно, благодаря специальному алгоритму мониторинга на основе анализа множественных состояний, находить отклонения при измерениях и сравнивать с накоплением отклонений в памяти устройств. Этим устраняется т.н. эффект рабочей точки (operating point). Расчет множества показателей работоспособности (фактор нагрузки, отклонения от заданного перемещения, гистерезис, статическое отклонение, динамическое отклонение, залипание, положение золотника и его отклонения, положение регулирующего органа и отклонения от заданного положения) позволяют надежно определять индекс работоспособности исполнительного устройства (клапана).

Особенное значение интеграция системы имеет для подсистем безопасности. Метсо применяет здесь сертифицированную по TUV концепцию безопасности HIMA, рис. 6.

 

Рис. 6. Реализация интегрированной системы автоматизации по стандарту HIMA

Повышение безопасности достигается использованием интеллектуальных устройств безопасности Valve Guard в контурах аварийной отсечки и вентилирования с ростом категории безопасности по SIL.

Технически это обеспечивается проведением дистанционного тестирования по методике неполного хода с применением наиболее современных способов диагностики и конфигурации. Количество автоматически диагностируемых параметров в ряде случаев может доходить до 77% от всех видов возможных отклонений от работы, диагностируемых с участием персонала. Количество интегрированных тестов клапанов системы безопасности может быть существенно увеличено вплоть до одного раза в несколько минут, что невозможно выполнить никаким другим способом как интегрированным в систему безопасности исполнительным устройством.

В интегрированной концепции безопасности HIMA – TUV предусматриваются унифицированный пользовательский интерфейс, интегрированная обработка тревожных сигналов, запись событий, фиксация времени в Metso ACN, быстрое сообщение по сети Ethernet с резервированием, соединение с DNAfieldAssessor. Высокая надежность и безопасность работы устройств достигается через применение модели избыточного резервирования по всем возможным неисправностям, диагностику, покрывающую наибольшее число параметров, хорошие защищенные каналы коммуникации и передачи данных. Обеспечивается высокая степень категории безопасности SIL (safety integrity level), соответствующая третьему уровню.

Все события с полевыми устройствами (клапанами) сохраняются в специальной подпрограмме. В ней формируются данные о трендах, события по процессу, собственно работа, тревожные сигналы, вводы в систему. При этом никаких дополнительных функциональных блоков для согласования параметров, входящих с полевых устройств, с входами в систему автоматизации не требуется. Полноценность такой системы заключается в полноте передачи всех возможных считываемых с полевых устройств параметров, их обработке в центральной системе с согласованием с событиями в процессе и принятием решений на основе более полной информации в реальном времени, чем доступно в неинтегрированных системах, рис.7.

 

Рис. 7. Интеграция значений и ограничений работы полевых устройств в общую систему обработки данных

Возможность формирования разнообразной конфигурации системы достигается использованием открытой и стандартизованной платформы на основе HART, Profibus, Foundation Fieldbus и др. Дружественность к пользователю обеспечивается графическим интерфейсом с использованием технологий FDTDTM. При этом реализация функций диагностики обеспечивается в одном интерфейсе как программой DNAfieldAssessor, так и программой диагностики клапанов Neles FieldCare.

Управление полевыми устройствами происходит через инструменты, работающие как в среде системы автоматизации, так и отдельных клапанов. DNAfieldAssessor, являясь встроенным инструментом в систему MetsoDna, и инженерной средой для конфигурации, параметризации, настройки, диагностики и обслуживания, способен воспринять множество сложных сигналов и отстроиться от помех, формируемых на нижнем полевом уровне. Собственная программа диагностики клапанов Neles Fieldcare при этом расширяет возможности стандартных настроек в DNAfieldAssessor и дает возможности точной конфигурации, параметризации, настройки и особенно, диагностики и обслуживания клапанов.

Обеспечение связи через сеть в работе интегрированной системы автоматизации – одно из ее серьезных преимуществ перед альтернативными системами. При прямой передаче данных через систему от полевых устройств и до верхнего уровня не требуется мультиплексоров. Информация доступна как на панели оператора, так и на интерфейсах полевых устройств. Легко осуществляется передача данных по конфигурированию и диагностике устройств, благодаря совместимым протоколам системы автоматизации и полевых устройств HART, Profibus and Foundation Fieldbus.

Высокий уровень интеграции между системой и полевыми устройствами, включая клапаны, обеспечивается применением технологий DTM и DD, рис. 8.

 

Рис.8. Обеспечение интеграции в реализуемых функциях между подсистемами управления и полевыми устройствами и клапанами

Эффективность решений по развитию интеграции между производителями систем автоматизации, полевых и исполнительных устройств, включая арматуру, подтверждена и опытом других известных компаний, см. пример.

Для рассмотрения разрывов в подборе арматуры по сравнению с выбранным уровнем автоматизации рассмотрим пример выбора арматуры для системы автоматизации для парогазовой установки (ПГУ) мощностью 110МВт. В предлагаемой проектантами спецификации арматуры все регулирующие клапаны являлись клапанами седлового типа (вентили). Все управление регулирующими клапанами реализовано на электроприводах типа МЭО. Общий объем поставки электроприводной арматуры достигал до 50% от общей стоимости спецификации. Наш опыт работы с проектантами показал, что такие решения широко применяются и могут быть признаны типовыми.

Анализ заменяемости клапанов на поворотную арматуру, проведенную в работе Горобченко С.Л, (Горобченко С.Л., Перспективы применения пневмоприводной арматуры для парогазовых установок, ТПА 32012 стр. 66-69) показал, что до 90% всей арматуры может быть заменено на поворотную.

Для анализа степени интегрированности решений было предложено сравнить проектное решение с современными решениями по некоторым основным критериям, табл.4.

Табл. 4. Оценка степени интегрированности решений «арматура – АСУТП» в проекте ПГУ 110 МВт

Как показывает анализ предлагаемых решений по спецификации арматуры, они не обладают достаточным уровнем интеграции с системой автоматизации. В свою очередь это не дает возможности повысить отдачу за счет повышения ужесточения допусков по технологическому процессу и приводит к тому, что еще до начала проекта приходится мириться с будущим ослаблением настроек и недостаточной эффективностью системы АСУ ТП.

Наш анализ показал, что даже в современных проектах не учитываются возможности полноценной интеграции арматуры в систему АСУ ТП. Для достижения требуемых показателей проекта АСУ ТП, обеспечивающих необходимое качество продукции и снижение эксплуатационных расходов на сырье, химикаты и энергию необходимо определить объем инвестиций для проведения успешного подбора и модернизации регулирующей арматуры. Для решения этой задачи требуется определить стратегию модернизации регулирующей арматуры, которая будет отвечать потребностям производства. Методики решения таких задач могут быть предложены консультационным центром ГТУРП.