Optimization of the phased introduction of automatic measuring systems

Full Text

Введение Перспективным направлением повышения качества управления сложными производственными комплексами является внедрение интеллектуальных систем управления [1]. Подобные системы могут применяться при управлении режимами энергетических комплексов [2-4], при этом входящие в состав комплекса генерирующие станции рассматриваются как многоуровневые объекты управления. Оценка эффективности функционирования электростанций осуществляется с помощью специализированных методик расчета технико-экономических показателей (ТЭП) работы оборудования и станции в целом. Для оперативной оценки показателей на станциях осуществляется внедрение автоматизированных систем расчета ТЭП. Алгоритмы расчета ТЭП требуют больших вычислительных затрат, поэтому на первом этапе автоматизации расчета осуществляется приобретение и адаптация специализированных программных пакетов расчета. В то же время точность получаемых результатов и периодичность их обновления зависят главным образом от состояния информационно-измерительной системы станции: класса точности датчиков и периодичности сбора информации. Поэтому обязательным этапом внедрения систем автоматического расчета ТЭП должна быть модернизация автоматической измерительной системы технологических параметров (АИС ТП), использующихся для расчета ТЭП. Идеальным решением задачи модернизации АИС ТП является ввод в эксплуатацию всего программно-технического комплекса системы одним этапом. Однако такой подход чаще всего сталкивается с финансовыми ограничениями. В статье предлагается подход к решению задачи оптимального распределения финансирования при поэтапном внедрении АИС ТП. В качестве критерия оптимизации используется критерий максимального повышения точности расчета ТЭП на каждом этапе. Состояние измерительных систем тепловых электростанций Для большинства электростанций типична следующая ситуация [5]: - часть технологических параметров измеряется автоматически. Это параметры, измеряемые автоматическими системами коммерческого и технического учета электрической и тепловой энергии, а также параметры, использующиеся в автоматических системах управления режимами работы оборудования. При этом разнородность используемых автоматических измерительных систем иногда не позволяет организовать автоматическое формирование единой базы данных значений технологических параметров, из-за чего усредненные значения технологических параметров формируются отдельными системами, а затем в печатном виде передаются в планово-технический отдел для ручного внесения в программу расчета ТЭП; - часть измерительной информации формируется в процессе обработки данных диаграммных лент вторичных приборов. В зависимости от уровня автоматизации планово-технического отдела диаграммы обрабатываются вручную или с помощью автоматизированных систем на базе дигитайзеров; - оставшиеся параметры оцениваются по мгновенным значениям из сменных и суточных ведомостей, заполняемых вручную персоналом станции с периодичностью один раз в два или четыре часа. При внедрении АИС ТП необходимо выполнение следующих этапов: - создание системы автоматического сбора измерительной информации на базе средств промышленной автоматизации (контроллеры, SCADA-система) для непрерывного измерения технологических параметров, необходимых для расчета ТЭП; - установка датчиков технологических параметров, измерение которых не осуществляется, и подключение их к системе автоматического сбора измерительной информации; - замена показывающих приборов на датчики с унифицированным выходом и подключение их к системе автоматического сбора; - замена регистрирующих приборов на датчики с унифицированным выходом и подключение их к системе автоматического сбора; - замена морально устаревших датчиков, а также датчиков с низким классом точности, сбор измерительной информации от которых уже автоматизирован. Оценка точности расчета ТЭП Точность расчета ТЭП на любом этапе существования АИС ТП может быть оценена исходя из класса точности датчика технологического параметра с учетом его вклада в рассчитываемый параметр [6]. В общем виде расчет любого параметра может быть представлен как функциональная зависимость , (1) где n - количество измеряемых параметров, участвующих в расчете параметра y. Поведение рассчитываемого параметра исходя из представления (1) может быть линеаризовано путем разложения в ряд Тейлора в окрестности точки с отбрасыванием членов ряда со степенями выше первой: (2) Разность , - величина абсолютной погрешности измерения i-того параметра . Значение частной производной в точке по каждому из параметров выступает в роли весового коэффициента, который определяет вклад измеряемого параметра в расчетный параметр y. Поскольку при расчете ТЭП используются усредненные значения параметров [7], то помимо абсолютной погрешности измерения на точность расчета влияет периодичность измерения. Погрешность , возникающая из-за периодичности измерения, может быть оценена лишь статистически. Она возрастает при расчете ТЭП в переходных режимах, соответствующих смене производительности оборудования, и уменьшается для стационарных режимов работы оборудования. В наихудших ситуациях погрешность периодичности измерения превышает абсолютную погрешность , определяемую классом точности датчиков. Погрешность расчета ТЭП может быть вычислена как , (3) где - суммарный весовой коэффициент i-того измеряемого параметра, определяющий его вклад в значения расчетных параметров; - суммарная погрешность измерения параметра, ; N - общее количество измеряемых параметров системы. Постановка задачи повышения точности расчета ТЭП Задача максимального повышения точности расчета ТЭП при очередном этапе внедрения АИС ТП может быть сформулирована следующим образом [6]: необходимо добиться минимальной погрешности расчета ТЭП с учетом ограничений на стоимость этапа внедрения. Другими словами, из всех датчиков, подлежащих замене, необходимо выбрать те, которые обеспечат максимальное повышение точности расчета, и при этом суммарная стоимость этапа внедрения не будет превышать выделенных средств. Стоимость модернизации одного измерительного канала складывается из стоимости датчика и работ по его установке, , а также стоимости обслуживания нового датчика, . При этом высвобождаются средства , затрачиваемые на обслуживание старого датчика. Суммарная погрешность измерения параметра до и после модернизации будет обозначаться соответственно и . Принципиальная возможность модернизации i-того измерительного канала на этапе внедрения определяется значением параметра , решение о модернизации измерительного канала на данном этапе определяется значением варьируемого параметра . Если принять, что на очередном этапе внедрения выделяется некоторая сумма S на его проведение, то задача оптимизации может быть записана следующим образом: (4) В результате решения задачи целочисленного программирования (4) формируется список измерительных каналов, автоматизация которых наиболее эффективна с точки зрения повышения точности расчета ТЭП на данном этапе при ограниченных средствах, выделенных на внедрение АИС ТП. Таким образом, при подготовке к проведению очередного этапа внедрения: 1) определяется текущая суммарная погрешность измерения для каждого параметра ; 2) определяется возможность проведения модернизации для каждого измерительного канала и стоимость ее проведения , , , ; 3) определяется суммарная погрешность для каждого измеряемого параметра после замены датчика ; 4) выполняется решение задачи (4). При необходимости в уравнение ограничений (4) могут быть введены дополнительные слагаемые. Например, на первом этапе - затраты на создание системы автоматического сбора измерительной информации; на последующих этапах - затраты на расширение системы автоматического сбора: приобретение и монтаж дополнительных модулей ввода измерительных сигналов и т. п. Кроме того, постановка задачи может быть расширена для учета нескольких возможных вариантов модернизации по каждому измерительному каналу - использование датчиков разной стоимости и разного класса точности. Еще один путь развития постановки задачи - модификация целевой функции таким образом, чтобы обеспечить максимальное повышение скорости обновления измерительной информации на каждом этапе внедрения АИС ТП [8]. Пример оптимизации поэтапного внедрения АИС ТП В качестве примера рассматривается задача планирования поэтапного внедрения АИС ТП энергетического блока, состоящего из энергетического котла ТГМЕ-206 и турбоагрегата К 210 130 ЛМЗ. Бойлерная группа энергоблока состоит из двух подогревателей сетевой воды ПСВ-125-7-15 и двух подогревателей ПСВ-200-7-15, обогреваемых паром нерегулируемых отборов турбоагрегатов. Принципиальная схема энергоблока представлена на рисунке. Питательная вода (ПВ) подается питательными электронасосами (ПЭН) через группу подогревателей высокого давления (ПВД) на вход энергетического котла (ЭК). Острый пар (ОП) с выхода котла по двум паропроводам подаются на вход цилиндра высокого давления (ЦВД) турбины. С выхода ЦВД пар по двум ниткам возвращается в котел для промежуточного перегрева (ПП), а затем поступает на вход цилиндра среднего давления (ЦСД) турбины. Далее пар поступает в цилиндр низкого давления (ЦНД) и на конденсатор. Конденсированный пар прокачивается конденсационными электронасосами (КЭН) черед подогреватели низкого давления (ПНД) и поступает на деаэратор (Д), откуда - на вход ПЭН. Часть пара после ЦВД поступает на редукционно-охладительную установку собственных нужд (РОУ-С). Сетевая вода (СВ) теплосети станции подогревается за счет прохождения через подогреватели сетевой воды (ПСВ). Принципиальная тепловая схема энергетического блока Перечень параметров, используемых для расчета ТЭП энергоблока, приведен в табл. 1. Номер точки соответствует точке установки датчика на тепловой схеме энергетического блока. В качестве номинальных значений приведены среднесуточные значения параметров работы энергоблока в установившемся режиме. Таблица 1 Перечень измеряемых параметров для расчета технико-экономических показателей энергоблока № точки Обозначение параметра Номинальное значение Описание параметра 1 B 55 Расход топлива, ТУТ/час 2 15 Температура холодного воздуха, °С 3 127 Температура уходящих газов, °С 3 1 Содержание кислорода в режимном сечении, % 4 377 Расход питательной воды через ПВД, т/час 4 230 Температура питательной воды, °С 4 180 Давление питательной воды, кгс/см2 5 158 Давление пара в барабане котла, кгс/см2 6 437 Расход острого пара на ЦВД турбогенератора блока, т/час 6 545 Температура острого пара, °С 6 140 Давление острого пара, кгс/см2 7 327 Температура пара на выходе из ЦВД, °С 7 26,5 Давление пара на выходе из ЦВД, кгс/см2 8 545 Температура пара на входе в ЦСД, °С 8 24,5 Давление пара на входе в ЦСД, кгс/см2 9 30 Расход пара на РОУ-С, т/час 10 280 Температура пара после РОУ-С, °С 10 13 Давление пара после РОУ-С, кгс/см2 11 76 Расход пара на группу ПВД из 1, 2 отборов, т/час 12 60 Расход питательной воды на впрыск, т/час 12 160 Температура питательной воды на впрыск, °С 12 180 Давление питательной воды на впрыск, кгс/см2 13 4 Расход питательной воды на непрерывную продувку, т/час 14 54 Температура обратной сетевой воды, °С 15 520 Расход сетевой воды через ПСВ, т/час 15 87 Температура прямой сетевой воды, °С отс. 10 Температура исходной воды, °С Расчет фактических ТЭП энергетического блока определяется следующими выражениями [7]. 1. Удельный расход тепла на выработку электроэнергии турбоагрегатом энергоблока рассчитывается по формуле , , (5) где N - средняя мощность турбоагрегата за расчетный период, МВт (технический учет); - расход тепла на выработку электроэнергии турбоагрегата энергоблока, Гкал/час, определяется следующим образом: . (6) В (6) и далее символом H обозначена энтальпия пара или воды в соответствующей точке измерения, ккал/кг. Она рассчитывается как функция двух параметров - температуры и давления пара или воды. - расход пара после промежуточного перегрева, т/час; - отпуск тепла из отборов турбогенератора, Гкал/час. Расход пара рассчитывается по формуле . (7) Отпуск тепла с горячей водой определяется как сумма отпуска тепла подогревателями сетевой воды и редукционно-охладительной установкой собственных нужд: . (8) Коэффициент отнесения затрат топлива энергетического котла на производство рассчитывается как , (9) где - расход тепла на собственные нужды (СН) турбогенератора, Гкал/час (расчетный параметр); - увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов, Гкал/час (расчетный параметр); - отпуск тепла горячей водой внешним потребителям отработанным паром блока, Гкал/час, рассчитывается пропорционально вкладу всех энергоблоков в суммарный отпуск тепла станцией. Для иллюстрации расчета принято, что Гкал/час. 2. Расход топлива на отпуск электроэнергии энергоблоком определяется следующим образом: , (10) где Э - выработка электроэнергии энергоблоком, тыс. кВт/час (технический учет); - отпуск электроэнергии энергоблоком, тыс. кВт/час (коммерческий учет); - расход электроэнергии на собственные нужды энергоблока на выработку электроэнергии, тыс. кВт/час, рассчитывается как сумма расходов электроэнергии на собственные нужды энергетического котла (технический учет) с учетом весового коэффициента и на собственные нужды турбогенератора (технический учет): . (11) 3. Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии энергоблоком: . (12) 4. Расход топлива на отпуск тепла энергоблоком: . (13) 5. Удельный расход топлива на отпуск тепла энергоблоком: . (14) Выработка тепла энергетическим котлом определяется по формуле (15) . 6. КПД брутто по прямому балансу , (16) где 7 - теплотворная способность условного топлива. 7. КПД брутто по обратному балансу , (17) где - потери с уходящими газами; - потери от химического недожога; - потери от наружного охлаждения. Параметры , являются расчетными и определяются по результатам периодических химических анализов, не подлежащих автоматизации. Параметр определяется как , (18) где K = 3,5; С = 0,6; b = 0,18, значения коэффициентов K, С, b приведены для режима работы котла на газе; - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах, , (19) где - коэффициент избытка воздуха в режимном сечении; - коэффициент присоса воздуха на участке от режимного сечения до дымососов, определяется расчетным путем, . (20) Исходное состояние автоматизированной системы измерения и регистрации технологических параметров энергоблока: все параметры, приведенные в табл. 1, измеряются с помощью автоматических регистраторов. В табл. 2 приведены типы первичных и вторичных приборов, диапазоны измерения параметров, класс точности измерительных приборов. В колонке «Количество датчиков» указано, сколько датчиков используется для измерения параметра. Два датчика используется в случае, когда пар или другая среда транспортируется по двух ниткам. Этот коэффициент учитывается и при оценке весового коэффициента каждого из параметров: для температур и давлений весовой коэффициент делился на количество датчиков. Абсолютная погрешность для каждого датчика рассчитана исходя из класса точности прибора и диапазона измерения параметра. Весовые коэффициенты рассчитывались согласно (2) путем дифференцирования по каждому из исходных параметров выражений (6)-(20). В случае, когда исходный параметр входил в несколько несвязанных выражений, в качестве весового коэффициента выбирался максимальный. Погрешность , вносимая за счет периодичности сбора информации, для всех параметров принята равной нулю. Это можно сделать в данном случае, поскольку все параметры измеряются однотипно. Для параметра «Расход топлива» при расчете весового коэффициента сразу был учтен коэффициент перевода объемного газа в ТУТ. Вычисление весовых коэффициентов по температуре и давлению в тех выражениях, где они используются для расчета энтальпии, выполнялось по правилу дифференцирования сложной функции . (21) Результаты дифференцирования функции энтальпии приведены в табл. 3. Таблица 2 Характеристики датчиков существующей системы Пара метр Датчик Диапазон Класс точнос ти Коли чество датчиков Абсолютная погрешность Весовой коэффи циент B ДМ/КСД2 0…63 тыс.м3/час 1,5 1 0,945 тыс.м3/час 1,643 ТСП/КПМ1 -50…100 °С 0,5 2 0,5 °С 0,022 ТСП/КСМ2 0…300 °С 0,5 1 1,5 °С 0,037 МН/КСМ2 0...5 % 1,5 2 0,075 % 0,027 ДМ/КСД2 0...800 т/час 1,5 1 12 т/час 0,237 ТСП/КСМ2 0...300 °С 0,5 1 1,5 °С 0,481 МЭД/КСД2 0...250 кгс/см2 1,5 1 3,75 кгс/см2 0,004 МЭД/КСД2 0...250 кгс/см2 1,5 1 3,75 кгс/см2 0,004 ДМ/КСД2 0...400 т/ч 1,5 2 6 т/час 0,942 ТП ХА/КСП2 0...600 °С 0,5 2 3 °С 0,071 МЭД/КСД2 0...250 кгс/см2 1,5 2 3,75 кгс/см2 0,057 ТП ХА/КСП2 0...600 °С 0,5 2 3 °С 0,095 МЭД/КСД2 0...25 кгс/см2 1,5 2 0,375 кгс/см2 0,096 ТП ХА/КСП2 0...600 °С 0,5 2 3 °С 0,104 МЭД/КСД2 0...25 кгс/см2 1,5 2 0,375 кгс/см2 0,043 ДМ/КСД2 0...40 т/час 1,0 1 0,4 т/час 0,825 ТП ХА/КПП1 0...400 °С 0,5 1 2 °С 0,016 МЭД/КСД2 0...16 кгс/см2 1,0 1 0,16 кгс/см2 0,025 ДМ/КСД2 0...100 т/час 1,5 1 1,5 т/час 0,119 ДМ/КСД1 0...80 т/час 1,5 1 1,2 т/час 0,687 ТСП/КСМ2 0…300 °С 0,5 1 1,5 °С 0,062 МЭД/КСД2 0...250 кгс/см2 1,5 1 3,75 кгс/см2 0,001 ДМ/КСД2 0...6,3 т/час 1,5 1 0,095 т/час 0,389 ТСП/КПМ1 -50...100 °С 0,5 1 0,5 °С 0,520 ДМ/КСД2 0…630 т/час 1,5 1 9,45 т/час 0,033 ТСП/КПМ1 -50...100 °С 0,5 1 0,5 °С 0,520 ТСП/КПМ1 -50…100 °С 0,5 1 0,5 °С 0,030 Таблица 3 Значения производных энтальпии в точках контроля № точки Обозначение параметра Значение 4 237,4 1,09 0,01 5 622,1 0 -1 6 823,1 0,62 -0,26 7 732,2 0,57 -0,58 8 851,1 0,53 -0,22 10 715,6 0,52 -0,78 12 163,8 1,03 0,02 В табл. 4 приведены характеристики датчиков, выбранных для модернизации системы. Все датчики имеют унифицированный токовый выход и могут использоваться для подключения к современной АИИС ТП. Цены датчиков указаны ориентировочные, стоимость монтажных работ в представленном расчете не учитывалась. Стоимость работ по обслуживанию датчиков существующей и модернизируемой системы принята неизменной до и после модернизации. Таблица 4 Характеристики датчиков для модернизации системы Пара метр Датчик Диапазон Основная приведенная погрешность Абсолютная погрешность Цена датчика, тыс. руб. B Сапфир-22Р-ДД 0...63 тыс.м3/час 0,25 0,158 тыс. м3/час 47,5 ТСМУ Метран-274 -50...100 °С 0,25 0,375 °С 2,3 ТСПУ Метран-276 0…300 °С 0,25 0,75 °С 3,1 ENDA-5000 0...5 % 1,0 0,05 % 120 Сапфир-22Р-ДД 0...800 т/час 0,25 2 т/час 47,5 ТСПУ Метран-276 0...300 °С 0,25 0,75 °С 3,1 Метран-150TG5 16...250 кгс/см2 0,2 0,468 кгс/см2 35,7 Метран-150TG5 16...250 кгс/см2 0,2 0,468 кгс/см2 35,7 Сапфир-22Р-ДД 0...400 т/час 0,25 1 т/час 47,5 ТХАУ Метран-271 0...600 °С 0,5 3 °С 4,2 Метран-150TG5 16...250 кгс/см2 0,2 0,468 кгс/см2 35,7 ТХАУ Метран-271 0...600 °С 0,5 3 °С 4,2 Метран-150TG4 5...25 кгс/см2 0,075 0,015 кгс/см2 29,3 ТХАУ Метран-271 0...600 °С 0,5 3 °С 4,2 Метран-150TG4 5...25 кгс/см2 0,075 0,015 кгс/см2 29,3 Сапфир-22Р-ДД 0…40 т/час 0,25 0,1 т/час 47,5 ТСПУ Метран-276 0...400 °С 0,25 1 °С 3,1 Метран-150TG4 5…16 кгс/см2 0,075 0,008 кгс/см2 29,3 Сапфир-22Р-ДД 0...100 т/час 0,25 0,25 т/час 47,5 Сапфир-22Р-ДД 0...80 т/час 0,25 0,2 т/час 47,5 ТСПУ Метран-276 0…300 °С 0,25 0,75 °С 3,1 Метран-150TG5 16...250 кгс/см2 0,2 0,468 кгс/см2 35,7 Сапфир-22Р-ДД 0...6,3 т/час 0,25 0,016 т/час 47,5 ТСМУ Метран-274 -50...100 °С 0,25 0,375 °С 2,3 Сапфир-22Р-ДД 0...630 т/час 0,25 1,575 т/час 47,5 ТСМУ Метран-274 -50...100 °С 0,25 0,375 °С 2,3 ТСМУ Метран-274 -50...100 °С 0,25 0,375 °С 2,3 Результаты решения задачи целочисленного программирования (4) представлены в табл. 5. Расчет проводился исходя из условий, что на первом этапе выделено 350 тыс. рублей (потрачено 349,5 тыс. рублей); на втором этапе выделено 400 тыс. рублей (потрачено 399,6 тыс. рублей). На третьем этапе задача уже не решалась: было принято решение заменить оставшиеся датчики (потрачено 292,5 тыс. рублей). Таблица 5 Этапы модернизации автоматизированной измерительной системы технологических параметров Параметр Описание параметра № этапа B Расход топлива, ТУТ/час 1 Температура уходящих газов, °С 1 Расход питательной воды через ПВД, т/час 1 Температура питательной воды, °С 1 Расход острого пара на ЦВД турбогенератора блока, т/час 1 Расход пара на РОУ-С, т/час 1 Температура пара после РОУ-С, °С 1 Расход питательной воды на впрыск, т/час 1 Температура питательной воды на впрыск, °С 1 Температура обратной сетевой воды, °С 1 Расход сетевой воды через ПСВ, т/час 1 Температура прямой сетевой воды, °С 1 Температура холодного воздуха, °С 2 Давление питательной воды, кгс/см2 2 Давление пара в барабане котла, кгс/см2 2 Температура острого пара, °С 2 Давление острого пара, кгс/см2 2 Давление пара на выходе из ЦВД, кгс/см2 2 Давление пара на входе в ЦСД, кгс/см2 2 Давление пара после РОУ-С, кгс/см2 2 Расход пара на группу ПВД из 1, 2 отборов, т/час 2 Расход питательной воды на непрерывную продувку, т/час 2 Температура исходной воды, °С 2 Содержание кислорода в режимном сечении, % 3 Температура пара на выходе из ЦВД, °С 3 Температура пара на входе в ЦСД, °С 3 Давление питательной воды на впрыск, кгс/см2 3 Заключение Предлагаемая методика может использоваться как при поэтапном внедрении АИС ТП, так и при решении более широкого класса проблем внедрения и модернизации программно-технических комплексов, направленных на решение сложных вычислительных задач в режиме реального времени и предусматривающих возможность поэтапного перехода на новые программно-аппаратные средства реализации.

About the authors

Antonina A Bodyagina

Strategic Business Systems

Senior Specialist 8, Volgskiy pr., Samara, 443071, Russian Federation

Ivan A Danilushkin

Samara State Technical University

Email: idanilushkin@mail.ru
(Ph.D. (Techn.)), Associate Professor 244, Molodogvardeyskaya st., Samara, 443100, Russian Federation

Sergey A Kolpaschikov

Samara State Technical University

(Ph.D. (Techn.)), Associate Professor 244, Molodogvardeyskaya st., Samara, 443100, Russian Federation

Viktor E Serenkov

Samara State Technical University

(Ph.D. (Techn.)), Associate Professor 244, Molodogvardeyskaya st., Samara, 443100, Russian Federation

References

Supplementary files