Поднявшись по одной лестнице в административном здании Ново-Иркутской ТЭЦ и спустившись на этаж по другой, мы открываем дверь, на которой висит синяя табличка: «Цех ТАИ». За ней – кабинеты сотрудников цеха тепловой автоматики и измерений, занимающие не самую большую площадь. Но впечатление компактности обманчиво: зона ответственности этого подразделения начинается на тракте топливоподачи и заканчивается на приборах учёта тепла, которые фиксируют его отпуск со станции по четырём магистралям, идущим в разные районы Иркутска и рабочий посёлок Маркова.

– Основное функциональное назначение цеха ТАИ – обеспечение непрерывного контроля всех параметров технологических процессов на всех этапах производства тепловой и электрической энергии, – объясняет заместитель технического директора по техническому перевооружению и развитию – начальник производственно-технического отдела Ново-Иркутской ТЭЦ Денис Холодилов. – Он сопровождает деятельность всех основных цехов станции.

В его ведении находятся все датчики и приборы, которые измеряют температуру, давление, расход, уровень, частоту вращения и применяются для автоматического химического анализа. Цех ТАИ также отвечает за автоматические системы регулирования на котлах и прочем теплотехническом оборудовании, системы регулирования и управления мощностью турбин, устройства технологической защиты и сигнализации. Плюс системы дистанционного управления запорной арматурой, плужковыми сбрасывателями на тракте топливоподачи, обдувочными и отмывочными аппаратами, форсунками и вибраторами на бункерах сырого угля, лопастями в циркуляционных насосах и другим оборудованием, так или иначе связанным с процессом производства тепла. Наконец, он отвечает за работу схем и устройств управления теплоэнергетического оборудования и технологических защит, а также вычислительной техники и соответствующего оборудования.

– Мы контролируем практически все участки производства тепловой и электрической энергии, – подтверждает начальник цеха тепловой автоматики и измерений Ново-Иркутской ТЭЦ Сергей Пляскин. – В работе электроцеха мы участвуем в гораздо меньшей степени – у них свой контроль, свои защиты и блокировки. Но за тепломеханическое оборудование как минимум на 90% отвечаем мы.

Арифметика учёта и контроля

Для этого требуется огромное количество всевозможных датчиков, счётчиков, расходомеров, манометров и тому подобного. «На каждом котле и турбине до 700–800 точек измерения, – начинает считать Сергей Николаевич. – Только на один пароперегреватель котлоагрегата БКЗ-420 приходится 56 каналов измерения. Контроль начинается с подачи топлива и подготовки воды, на всех производственных цепочках стоят автоматические анализаторы. Измерения должны охватывать практически все процессы, потому что на их основании строятся технологические защиты. Ведь превышение или снижение каких-то параметров приводит к аварийному останову агрегатов, что чревато их разрушением. То есть оборудование должно быть под контролем, все защиты и блокировки должны чётко работать».

С этими словами Пляскин открывает на рабочем компьютере программу и выводит на монитор данные о работе одного из котлов. В окошке – 464 строки, каждая соответствует одному каналу измерения. «Конечно, некоторые считают время наработки и прочие второстепенные для производственного процесса показатели, – отмечает начальник цеха ТАИ. – Но, грубо говоря, на каждый котёл приходится 400–450 каналов измерения, где точно стоит датчик, к нему проложен кабель, и он куда-то передаёт данные для формирования тех или иных параметров. В данный момент информация поступает в кроссовый шкаф АСУ ТП (автоматизированной системы управления технологическими процессами. – «СЭ»), там обрабатывается и выдаётся на рабочее место машиниста».

Арифметика проста – на станции восемь котлов. Плюс шесть турбин, на каждой из которых установлено ещё больше датчиков. «И это только основное оборудование, – подчёркивает наш собеседник. – А у нас только на запорной арматуре около трёх с половиной тысяч электроприводов. Все датчики, которые выходят на какие-то приборы или исполнительные механизмы, мы как-то и не пытаемся считать, но их явно больше десяти тысяч».

Наглядное тому подтверждение – плотные ряды манометров, выложенных на столе в одной из мастерских цеха ТАИ. Множество измерительных приборов бросается в глаза и в соседнем помещении, где калибруют датчики для турбины. Этим тоже занимаются специалисты цеха, но осуществляют поверку, то есть устанавливают, насколько точны счётчики, и в соответствии с этим определяют их пригодность к использованию, сотрудники аккредитованных специализированных организаций. В частности, государственного регионального Центра стандартизации, метрологии и испытаний в Иркутской области, более известного как Иркутский ЦСМ.

Метролог есть и в штате цеха тепловой автоматики и измерений. В целом же в нём работают 43 человека. Таков, по крайней мере, списочный состав персонала цеха в настоящее время. Первая пятёрка – это начальник цеха и его заместитель, метролог, инженер по ремонту и старший мастер. Десять человек – оперативный персонал, который поделён на пять вахт и дежурит круглосуточно. Остальные сотрудники разделены на четыре группы во главе с мастерами, каждая из которых отвечает за обслуживание того или иного вида оборудования. Их названия говорят сами за себя: группы защит и сигнализации, группы контроля расхода и давления, группа контроля периметрии и газового анализа, группы электропривода и автоматики.

Диоды вместо стрелок

Контроль над производственными процессами, связанными с выработкой энергии, является крайне важной, но не единственной задачей цеха тепловой автоматики и измерений. Помимо того, что его сотрудники поддерживают исправное состояние вверенной им техники, они также отвечают за автоматизацию работы всей станции. «Ново-Иркутскую ТЭЦ начали вводить в эксплуатацию в 1975 году, а спроектировали ещё в 1969-м, – напоминает Холодилов. – Соответственно, все системы управления оборудованием и контроля технологических процессов были построены на элементной базе семидесятых. Поэтому одна из главных задач цеха ТАИ заключается в установке более современных систем АСУ ТП, где применяются микропроцессорные устройства».

Пляскин пришёл на практику на Ново-Иркутскую ТЭЦ в 1976 году. «Уже работала первая машина, вторая была в монтаже, – вспоминает он. – Я электрик по образованию, учился по специальности «Электрические станции, сети и системы», так что начинал работать в электроцехе. Потом был монтёром, старшим монтёром, начальником смены электроцеха и начальником смены станции. Отработал в вахте, в итоге с 2003 года возглавляю цех ТАИ».

Увидеть, на каком оборудовании работали энергетики, и почувствовать атмосферу прежних лет ещё можно на щите управления № 4, с которым связан соответствующий энергоблок. В мнемосхеме котла уже нет лампочек накаливания, обозначающих запорную арматуру, но турбина по-прежнему управляется с помощью россыпи ключей, а параметры её работы передают стрелочные приборы и самописцы с умажными лентами. Мнемосхемы для наглядности остались и на соседних щитах, но там бал правят цифровые технологии. Все показатели отображаются на дисплеях и дублируются на мониторах «оперативников», ключи, количество которых сведено к минимуму, играют роль резервных.

Сила унификации

Ново-Иркутская ТЭЦ оснащена разнородным генерирующим оборудованием – три типа котлов, в том числе единственный в России агрегат с кольцевой топкой, и четыре разновидности турбин, так что, внедряя автоматизированные системы управления технологическими процессами, на ней отказались от использования типовых решений. Более того, в цехе ТАИ учитывают пожелания и рекомендации оперативного персонала и дорабатывают схемы управления в соответствии с ними. Конечная цель – сделать максимально удобную для людей систему, единую для всех энергоблоков, какие бы котлы и турбины ни входили в их состав.

Здесь есть и соображения безопасности – исключается сама возможность того, что называют негативным переносом навыка, когда человек, привыкший к расположению ключей на одном щите, перейдя на другой, может по ошибке нажать не тот тумблер. В случае, если система едина, такой риск сведён практически до нуля. И это подтверждает статистика аварийности: за несколько лет, что на Ново-Иркутской ТЭЦ действует система АСУ ТП, количество сбоев в работе оборудования, вызванных ошибками персонала, сократилось в несколько раз.

Начав в 2011 году, на станции уже полностью автоматизировали семь котлов. Очередь турбин подошла позже – в 2015 году, так что полномасштабную систему управления технологическими процессами пока внедрили на трёх агрегатах. Ещё одну машину оснастят автоматикой в нынешнем году, на оставшихся двух это планируют сделать в 2019 и 2020 годах. «Останется только восьмой котёл, более сложный и затратный, чем остальные», – резюмирует Пляскин.