Erőművi modernizáció
Nem volt rutinfeladat egy húsz éves rendszer megújítása. A kéthetes, helyszíni leállás alatt megvalósított projektet hiányzó dokumentáció, személycserék és elavult kommunikációs protokollok is nehezítették.
Kombinált hő- és villamosenergia-termelőként dolgozik az a budapesti hőerőmű, melynek gázturbinái és a hozzájuk kapcsolódó hőhasznosító kazánok évente mintegy 560 000 MWh hőt és közel 89 500 MWh villamosenergiát termelnek.
A 2000-es évek elején telepített, majd 2011-ben részlegesen korszerűsített vezérlőrendszer azonban egyre nagyobb üzemeltetési kockázatot jelentett. Az eszközök kereskedelmi forgalomból már kivont, elavult alkatrészekre épültek – ha bármelyik meghibásodik, csere nemigen akadt. A leállások száma és időtartama növekedett, a hibakeresés egyre nehezebb volt. Ráadásul az évek során számos kisebb bővítést hajtottak végre a telepen, amelyek dokumentációja nem mindig került átvezetésre a tervdokumentációba. Az üzemeltetők a rendszert jól ismerték – de ez a tudás elsősorban a fejekben élt, nem a papíron.
Az erőmű tulajdonosa végül a teljes irányítástechnikai rekonstrukció mellett döntött, és a feladattal a Profigram Zrt.-t bízta meg.
A megbízott: Profigram Zrt.
A Profigram 1998-ban alakult, és mára közel 70 fős mérnöki csapattal, három telephellyel (Budapest, Kecskemét, Kolozsvár) dolgozik. Profilja rendkívül széles: gyártásautomatizálástól a folyamatirányításon át az energetikai rendszerekig terjed a tapasztalatuk. Dolgoztak már dubaji repülőtéri szállítópályán, észak-írországi whiskygyárban és türkmenisztáni sótalanítóban egyaránt – jellemzően Siemens platformon. Ez a „Siemens-alapú gondolkodás" a mostani projektnél is meghatározó volt.
A megrendelő DCS (elosztott vezérlő) rendszert kért – nem hagyományos PLC/SCADA megoldást. A Profigram a Siemens PCS 7 rendszer mellett döntött: egyrészt ez illeszkedett meglévő kompetenciájukhoz, másrészt a szoros határidő nem engedett kísérletezést. A PCS 7 volt az, amiben a csapatnak a legtöbb és legmélyebb tapasztalata volt.
A projekt menete – és a kihívások
A tervezés 2025 elején indult. Az egyik legnagyobb nehézség rögtön az elején jelentkezett: a meglévő rendszer dokumentációja súlyosan hiányos volt. Nem azért, mert valaki hanyag volt – hanem mert az üzemeltetési kényszer mindig felülírta a papírmunkát. Ha éjjel háromkor elromlott valami, az operátor megjavította, esetleg módosított, de a tervrajzot már nem frissítette. Ez hosszú éveken át halmozódott.
A Profigram mérnökei ezért helyszíni felmérések és személyes interjúk sorozatával próbálták rekonstruálni a valós állapotot – azoktól az üzemeltetőktől kérve információt, akik a legtovább dolgoztak a telepen. Csakhogy a projekt közben személycserék történtek a megrendelői oldalon: éppen azok az emberek mondtak fel vagy kerültek más beosztásba, akiknél a kulcsinformációk összpontosultak. A tervezési munkát ezek után már feltételezésekre és alapos helyszíni vizsgálatra kellett alapozni.
A terepi ellenőrzés során további meglepetések vártak: számos műszer hibásnak bizonyult. Eleinte az irányítástechnikai csapat saját hibájára gyanakodott, de kiderült: a probléma a telepen volt, nem a vezérlőrendszerben. Ezeket az eszközöket azonosítani és kezelni szintén extra erőforrást emésztett fel.
Komoly integrációs feladatot jelentett a különböző kommunikációs protokollok kezelése is. A két gázturbina OPC DA protokollon kommunikált, a négy gőzkazán egy részét Modbus RTU, másik részét S7 Ethernet kötötte be, a vízüzem Modbus TCP/IP-t használt, a négy gázkompresszor Profibus-on futott, a tápvíz- és levegőrendszer pedig hagyományos huzalozott I/O-val működött. A PCS 7 rendszernek mindezt egységes, átlátható felületen kellett kezelnie.
A FAT: a helyszíni kockázat minimalizálása
A szűk határidő – az őszi fűtési szezon előtt üzembe kellett helyezni a rendszert – nem tette lehetővé, hogy a helyszínen kerüljön sor a részletes tesztelésre. A Profigram ezért egy külön vezérlőszekrényt épített, amelyet laborkörülmények között, FAT (Factory Acceptance Test) keretében alaposan átvizsgáltak. A teszteléshez egy szimulációs egységet is készítettek – egy másik Siemens vezérlővel –, amely az erőmű működését modellezte. A Siemens Zrt. szakemberei aktívan támogatták ezt a folyamatot: ha kérdés merült fel, gyorsan reagáltak, szükség esetén mérnökök mentek a helyszínre.
A kéthetes leállás során a régi rendszert lebontották, az előre tesztelt új szekrényt bekötötték, és az üzembe helyezés a helyszín-specifikus teendőkre fókuszálhatott. Az 1050 kommunikációs jelet és a 496 fizikai I/O pontot (224 digitális bemenet, 160 digitális kimenet, 96 analóg bemenet, 16 analóg kimenet) egyenként ellenőrizték – minden egyes jel helyességét igazolva.
Az eredmény
Az őszi fűtési szezonra a rendszer üzemelt. 2025 vége óta az erőmű új, PCS 7 alapú vezérlőrendszere hibamentesen működik. Az operátori felületek a korábbi rendszer logikáját tükrözik, hogy az üzemeltetők ne kelljen teljesen újratanulják a munkájukat – az új keretrendszer viszont átláthatóbb, könnyebben navigálható, és archiválási funkciót (Historian szerver) is tartalmaz. A projekt során 2 új operátori állomást is létrehoztak az erőművi munkatársak számára.
A projekt egyik technológiai újítása, hogy korábban a tápvízszivattyúk frekvenciaváltói közvetlenül, a PLC-t megkerülve vezérelték a szivattyúkat. Az új rendszerben ezek a szabályozási körök a DCS-be integráltan működnek, így az operátoroknak teljes rálátásuk van arra is, ami korábban a rendszer „vakfoltja" volt.
A cikk a Siemens Zrt. támogatásával jött létre.
