Автоматизированная система управления — это система, в которой для получения и обработки информации, а также для управления, используются различные автоматические устройства, но определенные (главные) функции управления выполняются человеком. Термин «автоматизированная» всегда предполагает обязательное и основное участие людей. Часто такую систему называют человеко-машинной или арготической. Такие системы существенно повышают эффективность управления, от которого прямо зависит экономическая эффективность, поскольку управление содержит в себе обе важные части — техническую и экономическую. АСУ является важнейшим техническим средством по оптимизации всех технологических и экономических процессов в энергетике. Большая капиталоемкость энергетического хозяйства страны делает особенно актуальной разработку вопросов рационального использования капитальных вложений в энергетику и повышения их эффективности. Проектирование и строительство энергетических систем, их важнейших элементов ТЭС, ГЭС, АЭС, ЛЭП и электроэнергетических объединений в целом, а также эксплуатация построенных систем и объектов — это сложнейшие технико-экономические задачи.
В настоящее время в СНГ эксплуатируется 39 ГЭС общей мощностью 2900 МВт, проработавших 50 и более лет и 58 ГЭС мощностью 13 800 МВт, проработавших 40 лет и более. В результате интенсивной эксплуатации основное энергетическое оборудование, электротехнические, коммутационные, радиорелейные системы и защиты физически изношены, морально устарели, требуют замены и модернизации.
Развитие гидроэнергетики Узбекистана до 2020 года базируется в основном на использовании гидроэнергетического потенциала, предусмотренных «Программой развития малой гидроэнергетики Республики Узбекистан», которое предусматривает развитие гидроэнергетики за счёт реализации потенциала малых рек, ирригационных каналов, водохранилищ водотоков на которых планируется построить 141 малых и микро ГЭС установленной мощности 1700 МВт, с выработкой электроэнергии до 8 млрд. кВт. час в год. В настоящее время в Республике строится 8 малых ГЭС мощностью 340 МВт, проектируется 7 мощностью 96 МВт [1].
Модернизация систем управления как технологическими процессами, так и производством в целом гидроэнергетических объектов (ГЭО) Узбекистана является одной из актуальных задач технического перевооружения отрасли. Сегодня технический уровень систем контроля и учета, установленных на подавляющем большинстве гидроэлектростанций (Чирчикских ГЭС каскадов), не в состоянии удовлетворять современным требованиям к качеству технических средств, объему и функциональности. Уровень автоматизации напрямую влияет как на качество эксплуатации оборудования (ведение режимов, исключение отказов и повреждения оборудования, повышение ресурса, внедрение новых типов датчиков и т. д.), так и на экономическую эффективность производства электроэнергии (ее себестоимость) и, в конечном итоге, на конкурентоспособность гидроэлектростанции на рынке энергоснабжения, значимость чего в условиях реформирования отрасли трудно переоценить.
Комплекс АСУ ТП ГЭС предназначен для использования как на реконструируемых, так и на вновь возводимых объектах гидроэнергетики. Система управления масштаба станции является единым комплексом высокой степени интеграции, объединяющим в себя все подсистемы выработки и распределения электроэнергии станции, и позволяет осуществлять управление всеми процессами из единого центра. Интеграция подсистем и ведение общей базы данных позволяет предоставить оператору единый комплексный интерфейс, учитывать взаимные связи и блокировки, производить общую обработку данных различных подсистем, синхронизированных по времени.
Введение данного комплекта повышает надежность и эффективность работы оборудования, а также уменьшает возможность ошибочных действий персонала и улучшает условия работы. АСУ ТП ГЭС построена как интегрированный информационно-управляющий комплекс по принципу распределения функций между подсистемами, способными автономно управлять объектом автоматизации[2].
Верхний уровень включает следующие программно-технические комплексы оперативно-диспетчерского управления нормального и аварийного режимов, средства интеграции с контрольно-измерительными системами и внешними информационными системами:
средства преобразования и передачи цифровой информации;
кабельно-коммуникационные средства приема и передачи информации (контроллеры интерфейсов, сетевые адаптеры, концентраторы, кабели и др.);
средства обработки информации (процессорные платы, модули центральных процессоров);
средства хранения информации (магнитные и оптические устройства хранения и съема информации);
средства отображения информации (видеомониторы, мнемощит);
средства ввода различных директив управления в систему;
устройства бесперебойного электропитания;
средства документирования информации;
система единого времени;
Связь между компонентами системы и другими подсистемами осуществляется посредством высокоскоростной оптоволоконной сети Ethernet TCP/IP, имеющей отказоустойчивую топологию. Структура системы предусматривает возможность дальнейшего наращивания и расширения состава решаемых задач и выполняемых функций и может варьироваться применительно к особенностям технологического оборудования и составу уже введенных в эксплуатацию подсистем конкретного объекта (рис.1.).
Рис. 1. Схема расположения АСУ ТП ГЭС
Составными частями АСУ ТП могут быть отдельные системы автоматического управления (САУ) и автоматизированные устройства, связанные в единый комплекс. Такие как системы диспетчерского управления и сбора данных (SCADA), распределенные системы управления (DCS), и другие более мелкие системы управления (например, системы на программируемых логических контроллерах (PLC)). Как правило, АСУ ТП имеет единую систему операторского управления технологическим процессом в виде одного или нескольких пультов управления, средства обработки и архивирования информации о ходе процесса, типовые элементы автоматики: датчики, устройства управления, исполнительные устройства. Для информационной связи всех подсистем используются промышленные сети [3].
На гидроэнергетических объектах наибольшее распространение получили четыре типа датчиков для измерения расхода воды: индукционные; ультразвуковые; электромагнитные; с сужающими устройствами. Однако эти приборы имеют ряд недостатков: длительность измерения, большой расход дорогостоящих реактивов, сложность конструкции, субъективность результатов измерений и другие.
Исследование и развитие теплового метода позволяет создать простые и надежные устройства для контроля расхода и уровня воды в гидротехнических системах. Перспективность теплового метода для контроля основных параметров воды обусловлена высоким быстродействием, чувствительностью, помехозащищенностью и экономичностью
При кафедры «Гидравлики и гидроэнергетики» энергетического факультета ТашГТУ авторами разработаны конструкции тепловых датчиков для контроля уровня воды.Разработанные конструкции тепловых датчиков воды прошли испытания при проведение контроля и управления уровня воды в Чирчикских ГЭС каскадов [4].
Литература:
- Васильев Ю. С. и др. Использование водной энергии — М.: Энергоатомиздат, 1995–608 с.
- Саркисян P. E., Мезин С. В. Применение метода анализа иерархий к оцениванию эффективности АСУ ТП ТЭС и ГЭС. Метод, пособие. — М.: Изд. МЭИ, 2004.
- Плетнев Г. П. Автоматизированные системы управления объектами гидроэлектростанций. -М.: Изд. МЭИ, 2005.
- Ташматов Х. К. Тепловой преобразователь уровня воды //Датчики и системы — 2006. — № 3. — С.41–42.
