Заявку на получение дополнительной информации по этому проекту можно заполнить здесь.
Наименование инновационного проекта Автоматизированная система управления технологическими процессами энергоблока №6 Новосибирской ТЭЦ-5 |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Рекомендуемая область пременения Теплоэнергетика |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Назначение, цели и задачи проекта Система предназначается для автоматизации управления технологическими процессами выработки тепловой и электрической энергии на энергоблоке №6 НТЭЦ-5 во всех эксплуатационных режимах, включая его пуск и останов. Она охватывает управление как теплотехническим, так и электротехническим оборудованием энергоблока, основным и вспомогательным. Автоматизацией охвачен полный состав функций контроля и управления. Система является автоматизированной (не автоматической), то есть предусматривает работу технических средств управления под контролем и при участии оперативного персонала. Центральной частью АСУТП является программно-технический комплекс (ПТК). Пуск и эксплуатация блока при неработающем ПТК не предусмотрены. Кроме ПТК в состав системы входят датчики, исполнительные механизмы, традиционные средства контроля, непрограммируемые средства автоматизации, поставляемые комплектно с технологическим оборудованием, и силовые сборки задвижек типа РТЗО, а также системы подготовки проб автоматического химического контроля (СУПП). Обобщённая структура создаваемой системы приведена на рисунке 1. Рис.1. Обобщенная структурная схема АСУ ТП энергоблока №6 НТЭЦ-5 Оперативный контроль и управление энергоблоком централизованы, они ведутся с блочного щита управления (БЩУ). Для безаварийного останова блока при отказе ПТК на БЩУ предусмотрена резервная система на локальных средствах контроля и управления. Кроме использования на БЩУ оперативная информация выдаётся следующим потребителям: - на центральный щит управления (ЦЩУ) в виде аналоговых сигналов измеренных параметров; - на показывающие приборы и дискретных на табло в оперативном контуре ЦЩУ в том же объёме, что и по предыдущим блокам; - на рабочую станцию в экспресс-лабораторию водного режима энергоблока по перечню измеренных параметров химического контроля в объёме действующих нормативов; - в общестанционную сеть для неоперативного персонала станции. В рамках системы наряду с традиционными задачами технологического управления решаются задачи, предназначенные для обеспечения персонала данными о технико-экономических показателях работы оборудования, анализом аварийных ситуаций и др. Создаваемая для энергоблока №6 система управления является головной для НТЭЦ-5 . Предполагается, что в дальнейшем она будет тиражирована на остальные блоки. Цели и задачи создания системы 1) Реализация системы управления на базе средств, отвечающих современному уровню техники управления технологическими процессами и имеющих перспективу применения в обозримом будущем. 2) Повышение надежности, улучшение технико-экономических, а также экологических показателей работы энергоблока за счёт: - реализации более сложных законов автоматического управления, точнее и полнее учитывающих специфику протекающих технологических процессов; - приближения принимаемых машинистом энергоблока управляющих решений к оптимальным благодаря лучшему информационному обеспечению его (представление данных в требуемом объеме, в удобном для восприятия виде и в нужное время. 3) Создание лучших условий работы для оперативного персонала, облегчающих принятие решений по управлению энергоблоком и снижающих нагрузку машиниста энергоблока за счет: - расширения функций автоматического управления и контроля; - автоматизации анализа ситуации; - улучшения комфортности работы персонала. 4) Повышение меры ответственности персонала за счет наличия в системе функций слежения и протоколирования действий персонала по управлению энергоблоком. 5) Повышение безаварийности функционирования системы, облегчение её эксплуатационного обслуживания и сокращение времени на поиск и устранение возникающих нарушений в её работе за счёт: - глубокой диагностики; - необходимого резервирования и модульного построения; - блокирования недостоверной информации и ошибочных действий персонала; - реконфигурации схем при отказах программно-технических средств; - возможности замены модулей без отключения контроллеров. 6) Выдача объективной информации, полученной в процессе ведения технологических режимов на энергоблоке, в обработанной и удобной для дальнейшего использования форме не оперативному инженерно-техническому и административному персоналу для решения производственных и организационно-экономических задач. 7) Снижение материальных и финансовых затрат на автоматизацию. |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Краткое описание заменяемого процесса или решаемой проблемы Большинство объектов российской теплоэнергетики сегодня оснащены устаревшими традиционными системами контроля и управления (СКУ), реализованными на локальных приборах и релейных элементах. Подобными СКУ оснащались объекты электроэнергетики, в основном, с момента ввода в эксплуатацию основного технологического оборудования. В традиционной СКУ выделяют следующие функциональные подсистемы: контрольно-измерительных приборов; дистанционного управления; технологических защит, АВР и блокировок; технологической сигнализации; автоматического регулирования. Функционально-групповое (логическое) управление автоматическими пусками-остановами отдельных узлов технологических схем в традиционных СКУ практически отсутствует. Обследование и анализ технического состояния российских СКУ на тепловых электростанциях (ТЭС) как в России, так и за рубежом, построенных в 70-80-х г.г. ХХ-го века, позволяет сделать некоторые обобщенные выводы. Контрольно-измерительные приборы 1. Система измерений спроектирована следующим образом: - в качестве датчиков расхода, уровня, давления в основном используются датчики с ненормированным выходом – дифференциально- трансформаторные (ДТ), выходные сигналы которых не могут быть использованы в современных цифровых распределенных системах управления; - в качестве датчиков температуры используются термопары типа ХА и ХК, а также термометры сопротивления платиновые и медные. Причем медные сопротивления могут иметь градуировку 23, которая уже снята с производства. Следует отметить, что использование термопар типа ХК, и медных термосопротивлений в системах управления с ПТК западных фирм-производителей не предусмотрено. 2. И датчики, и вторичные приборы за долгие годы эксплуатации морально и физически устарели и на территории России практически не выпускаются. На всех ТЭС идет постепенная замена вышедшего из строя оборудования. В дальнейшем этот процесс будет нарастать, т.к. запасные части (ЗИП) к устаревшему оборудованию практически отсутствуют. Это хорошо видно из результатов обследования ТЭС одной из самых мощных энергосистем в России - Иркутской, которые приведены в таблице 8.1. Как видно из таблицы более 50 % средств автоматизации имеют выработанный ресурс более 20 лет. 3. Выход из строя и замена какого-либо одного элемента измерительного канала в традиционной СКУ ведет, как правило, к замене всех элементов канала. Это обусловлено тем, что все элементы измерения параметра связаны между собой. Так, замена датчика с выходом 0-5 мА на датчик с выходным сигналом 4-20 мА или замена термо-сопротивления (ТС) одной градуировки на ТС другой градуировки требует и замену вторичного прибора (аналогичная ситуация и с дифференциально-трансформаторными датчиками). Таблица Сводная таблица состояния аппаратуры управления, контроля, автоматики 4. Метрологические характеристики ряда измерительных каналов не соответствуют требуемым нормам, а это ведет к погрешностям в расчетах ТЭП, в оценке состояния технологического оборудования и т.п. 5. Все расчеты проводятся со значительными временными затратами по диаграммным лентам, которые составляют основу архива технологической информации (диаграммные ленты складируются и хранятся в течение длительного времени). Дистанционное управление Подсистема дистанционного управления, как правило, выполнена на традиционных ключах и кнопках управления, избирательного управления обычно не предусматривалось. Датчики положения органов управления в силу специфики своего назначения или постоянно выходят из строя, или не имеют токового выходного сигнала, концевые выключатели и все управление выполнено на =220 В. Подсистема такого типа, безусловно, морально устарела, но работает достаточно надежно и не требует немедленной замены. При этом надо отметить, что сохранение старой подсистемы ДУ при переходе на новые микропроцессорные СКУ крайне нежелательно, т.е. при реконструкции СКУ старые кнопочные пульты управления необходимо демонтировать, что влечет дополнительные материальные затраты. Технологические защиты, АВР и блокировки Подсистема имеет в своем составе свои датчики и вторичные приборы. Все контактные датчики рассчитаны на напряжение 220 В. Подсистема выполнена на релейной технике и при соблюдении регламента обслуживания может работать и в будущем достаточно надежно. Вместе с тем, следует отметить, что релейная техника не позволяет решать такие задачи, как: - регистрация аварийных ситуаций, которая позволяет значительно повысить достоверность и представительность анализа аварий, сократить время анализа и тем самым сократить время простоя оборудования; - анализ действия защит и автоматизированную проверку защит, что позволяет существенно сократить время на их обслуживание. Особенно это важно будет тогда, когда с износом оборудования, включая технологическое, возрастет число аварийных ситуаций. Технологическая сигнализация Подсистемы технологических защит и сигнализаций устаревших СКУ могут работать и в дальнейшем. Однако они имеют только две составляющие: предупредительную и аварийную сигнализации. В современных микропроцессорных СКУ сигнализация не имеет ограничений и может заранее предупреждать машиниста о появлении каких-либо технологических ограничений или о наметившихся отклонениях режима, что упреждает развитие аварийных ситуаций. Автоматическое регулирование (АСР) Подсистема, как правило, выполнена на аппаратуре с жесткой логикой, не имеющей какого-либо “интеллекта”. Она морально устарела и не может в принципе удовлетворять возросшие требования к системам регулирования. Для расширения диапазона регулирования энергетического оборудования, для решения новых задач автоматического управления с точки зрения оптимизации процесса сжигания, снижения вредных выбросов или расширения диапазона работы самих АСР при появлении технологических ограничений требуется изменение структурных схем, усложнение алгоритма их работы. В традиционной СКУ это не возможно сделать по двум причинам: с одной стороны, функциональные возможности самой аппаратуры сильно ограничены, с другой - усложнение алгоритмов управления ведет к увеличению, как количества модулей самой аппаратуры, так и проводных связей. Все это резко снижает надежность таких схем и увеличивает проблемы при последующей эксплуатации. Кроме того, сама аппаратура требует постоянного обслуживания и ремонта. При дальнейшей эксплуатации затраты на ее ЗИП и обслуживание только возрастут, т.к. подобная аппаратура, как правило, уже снята с производства. Станции, как правило, постепенно меняют аппаратуру на современные контроллеры. Однако такая локальная замена ведет к тому, что при последующей модернизации всей СКУ на цифровой аппаратуре, технические средства локальной автоматики оказываются ненужными из-за несовместимости с аппаратной частью новых микропроцессорных СКУ. Тенденции развития систем контроля и управления Самыми слабыми местами в СКУ, безусловно, являются контрольно-измерительные приборы (КИП) и САР. Исходя из этого, многие энергокомпании разрабатывают техническую стратегию замены вторичных приборов на ИВС и аппаратуру регулирования на микроконтроллеры, которые также объединяют с ИВС. Однако в этом случае надо иметь в виду следующее: - мониторы операторских станций управления вместо вторичных приборов придется все равно ставить на пульт управления перед машинистами котлов и турбин, а поскольку, на пульте нет для этого достаточного места, придется часть ключей управления убирать и переносить их в ПТК ИВС, другими словами, все равно требуется перекомпоновка пульта управления; - при создании ИВС стараются контроль положения исполнительных органов также вывести на экраны мониторов, но в этом случае по объему входной информации полномасштабная АСУТП отличается от ИВС только отсутствием команд управления, что составляет примерно 20-25 % от стоимости АСУТП; - при переходе в дальнейшем от ИВС к АСУТП потребуется перекомпоновка шкафов контроллеров в ПТК, т.к. принципы построения АСУТП и ИВС - разные; для АСУТП структура ПТК строится по технологическим узлам: пылесистема, питательный тракт, пароперегреватель и т.п., а для ИВС - по функциональным подсистемам: измерения и регулирования; перекомпоновка шкафов потребует дополнительных затрат примерно 10 % от стоимости АСУТП; - поскольку часть вторичных приборов использовалась в системах защиты, потребуется дополнительное размножение аналоговых сигналов, а для каналов измерения температур - дополнительно установка нормирующих преобразователей - половинчатое решение создания ИВС при незначительном снижении затрат по сравнению с АСУТП в конечном итоге не достигает основной цели модернизации системы контроля и управления - повышения надежности и экономичности работы оборудования и снижения затрат на эксплуатацию. Безусловно, техническая политика ряда энергокомпаний, в частности, ОАО “Новосибирскэнерго” в части СКУ принципиально отличается от стратегии многих других энергосистем. Основной принцип, например, ОАО “Новосибирскэнерго” в этой политике - рассмотрение современной системы управления как составной и неотъемлемой части технологического оборудования. А это, в свою очередь, определяет следующее: - новое технологическое оборудование - будь то энергоблок 200 МВт, котел 25 т/ч или насосная - вводится только с современной АСУТП; - модернизация устаревших СКУ также проводится по принципу полномасштабной АСУТП, а рабочие старые средства автоматизации используются в качестве ЗИП для существующих СКУ. Такой подход к СКУ является самым радикальным решением всех проблем. Это позволяет повысить: - коэффициент готовности технологического оборудования за счет оперативных и диагностических задач; - эффективность работы оборудования за счет более оптимального ведения режима, в том числе, и за счет более современных АСР; - надежность работы оборудования, например, за счет автоматизированного контроля пуска и останова. В процессе работы АСУТП можно будет выполнять автоматизированный расчет ТЗП, расчет ресурса оборудования и металла и т.п. При этом варианте модернизации оперативный контур меняется полностью: - исключаются вторичные приборы и ключи управления; - вместо пульта устанавливается специальный стол с мониторами, с помощью которых осуществляется весь контроль за работой оборудования, управление и регулирование; - исключаются табло технологической сигнализации; - все защиты и регуляторы выполняются на тех же контроллерах, что и информационная подсистема; - из вторичных приборов и ключей управления остаются только самые ответственные (не более 5 %), необходимые для аварийного останова основного технологического оборудования. Рис.1. Пример реконструкции щита управления Рис.2. Щит управления котлом БКЗ-210 Бийской ТЭЦ-1 Связь оперативного персонала с технологическим процессом обеспечивается с помощью мониторов операторских станций и манипуляторов типа “мышь”, установленных на пульте управления. Также предусматриваются кнопки аварийного отключения, воздействующие на исполнительные органы помимо операторских станций. Объем таких кнопок, расположенных на пульте, минимален. Щиты управления в этом случае становятся компактными и при реконструкции, можно сказать, мобильными. Пример реконструкции такого щита может выглядеть, как на рис.1. Щит управления котла на Бийской ТЭЦ-1 показан на рис.2. Для группового щита ТЭС с поперечными станциями это может выглядеть так, как показано на рис. 3. А для блочного щита управления - как на рис.4. Мониторы позволяют оператору непосредственно с экрана управлять работой механизмов собственных нужд, регуляторами, функционально-групповым управлением, запорной арматурой, используя для этого изображение объектов на экране - видеокадры мнемосхем. Фрагменты мнемосхем подробно изображают логически завершенный участок ТП в виде мнемосхемы, на которой показаны текущие значения параметров, при этом значения параметров меняются по цвету в зависимости от их состояния. Кроме того, на мнемосхеме отражено положение регулирующей и запорной арматуры, состояние двигателей механизмов и автоматических 8устройств, заданные значения регулируемых параметров и т.п. Примеры таких видеокадров приведены на рис. 5-8. Рис.3. Групповой щит управления Рис.4. Блочный щит управления ТЭЦ-5 С целью сокращения кабельных трасс при проработке проектных решений отдельные контроллеры ставятся по месту у оборудования. Естественно, что контроллеры в этом случае должны быть установлены в шкафах с защитой не ниже IP55. Технологические защиты для повышения надежности выполняются, как правило, дублирующими, рассредоточенными по разным интеллектуальным модулям (микроконтроллерам). Из состава функционально-группового управления (ФГУ) в АСУТП предлагается, как минимум, включать следующее: - включение/отключение тягодутьевых машин; - предварительную вентиляцию топки; - автоматический розжиг горелок; - пуск/останов пылесистем; - координатор пуска котла/турбины; - автоматизацию подключения подогревателей высокого давления; - подключение деаэратора; - автоматизацию валоповорота. Объем ФГУ определяется не возможностями ПТК, а готовностью технологического оборудования к автоматизации. Так, например, глупо рассчитывать на полную автоматизацию конденсатного тракта турбины, если здесь используется 50 % ручной арматуры. Рис.5. Мнемосхема котлоагрегата В объем автоматического регулирования в СКУ включаются все АСР, необходимые для решения выше поставленных задач. При этом проводится разработка всех алгоритмов автоматического управления с учетом возможностей аппаратуры и современных решений в области автоматизации теплоэнергетических процессов. В перечень информационных и расчетных задач предлагается включить, как минимум, следующее: - сбор и первичную обработку информации; - контроль и отображение информации на мониторах; - регистрацию аварийных ситуаций; - регистрацию отклонений параметров и нарушений процессов; - формирование суточных ведомостей; - обработку, хранение и представление ретроспективной информации; - расчет ТЭП; - расчет ресурса работы металла; - учет наработки ресурса механизмов и остаточного ресурса по отношению к нормативному; - анализ действия защит; - контроль и анализ процесса пуска и останова оборудования. В дальнейшем АСУТП в отличие от традиционных СКУ или новых ИВС позволяет наращивать объем автоматизации вплоть до автоматического пуска, например, котла, турбины или энергоблока, не говоря уже о вспомогательном оборудовании. Для связи с информационной сетью станционного уровня предусматривается мост подключения к сети Ethernet с протоколом TCP/IP. В этом случае заказчик получает доступ к БД СКУ щита управления для предоставления информации любому неоперативному персоналу станции: директору, его заместителям, начальникам цехов. Вместе с тем, следует заметить, что пользователь этой информации будет иметь возможность только получить информацию, но не управлять процессом. Для обеспечения надежности системы, как правило, дублируются основные ее компоненты: шины (сеть) нижнего (контроллеры) и верхнего (операторские станции) уровня; серверы; операторские станции. На щите управления в оперативном контуре предлагается установить АРМ для машинистов котлов и турбин. Каждый АРМ будет оснащен двумя-тремя взаимозаменяемыми операторскими станциями, каждая с одним или двумя мониторами, клавиатурой и манипулятором типа “мышь”. Для печати текущих протоколов АСУТП предлагается оснастить лазерным принтером формата А4, для снятия твердых копий - A3. В виду того, что ЗАО “Сиб-КОТЭС” - не поставщик ПТК, а, прежде всего, технологическая организация, занимающаяся котлами, турбинами, энергоблоками, начиная от проекта и заканчивая пусконаладочными работами, его специалисты вынуждены были работать на разных объектах энергетики с ПТК различных фирм, как в России, так и за рубежом. Опыт ЗАО “СибКОТЭС” разработки и внедрения АСУТП на ТЭС в Новосибирске, Омске, Бийске, Норильске и других городах России с использованием различных ПТК как российского, так и зарубежного производства показывает следующее: - ПТК разных фирм все больше сближаются как по своей структуре, так и по своим техническим характеристикам, включая ПО; - прослеживается тенденция использования международных стандартов и унифицированных решений, как в аппаратных средствах, так и в ПО. Доступность современной элементной базы и мировых технологий в микропроцессорной технике, достаточно высокий уровень стандартизации интерфейсов и ПО позволяют создавать ПТК на уровне известных зарубежных фирм. Из всех потенциальных российских поставщиков ПТК был выбран комплекс, разработанный специалистами Академгородка г. Новосибирска - ЗАО “Модульные Системы Торнадо” (“МСТ”). Сделано это было по следующим причинам: - фирма располагалась в г. Новосибирске фактически в центре огромного энергетического региона Сибири; - фирма располагала научно-техническим потенциалом Академгородка г. Новосибирска; - фирма была свободна от каких-либо производителей ПТК в мире и ориентировалась на общие мировые тенденции в области систем управления. Многолетний опыт работы ЗАО “СибКОТЭС” в энергетике, как технологической организации, позволил определить ряд специфических и общих требований к системам подобного класса, которые были положены в основу технических требований к разработанному ЗАО “МСТ” ПТК “Торнадо”. |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Краткое описание предлагаемого технологического процесса Характеристика объекта автоматизации Общие данные Объектом автоматизации является моноблок мощностью 200 МВт с котлоагрегатом барабанного типа Еп-670-13,8-545 КТ (модель ТПЕ - 214/Б) завода “Красный котельщик” г.Таганрог и турбоагрегатом - теплофикационной паровой турбиной типа Т-180/210-130-1 ЛМЗ с генератором ТГВ-200-2МУЗ Харьковского завода “Электротяжмаш”. Режим работы - круглосуточный, базовый. Сейсмичность местности 6 баллов. Топливо: - основное топливо - кузнецкие угли марки «Д» и «Г»; - топливо экологического режима сжигания - природный газ; - растопочное жидкое топливо - мазут. Объём измерений и управляемых органов По котлоагрегату Таблица 1
По турбоагрегату Таблица 2
По электрической части блока Таблица 3
Общие принципы построения системы Выделение функциональных узлов Система имеет деление, учитывающее специфику технологического объекта управления. На энергоблоке выделена теплотехническая и электротехническая часть. В свою очередь, теплотехническая часть разделена на котлоагрегат и турбоагрегат с общеблочным оборудованием и, кроме того, каждая из этих частей делится на функциональные узлы, которые характерны относительной автономией функциональных технологических задач, выполняемых ими. При разработке системы по каждому функциональному узлу выполнена отдельная схема автоматизации с соответствующей ей частью спецификации датчиков и исполнительных устройств. Структура аппаратных средств и алгоритмов управления, а также видеограммы экранных изображений учитывают разделение системы на функциональные узлы. Это создает модульную структуру системы с хорошей обозримостью технических средств, алгоритмов управления и способов общения персонала с системой. Этим также достигается упрощение наладки, освоения её персоналом и последующей эксплуатации. Состав функциональных узлов энергоблока По тепломеханической части Таблица 4
Таблица 5
Ввод информации В системе реализован принцип однократного ввода сигнала и многократного его использования как информационными задачами, так и задачами управления. Исключением из этого правила являются технологические защиты, где ввод информации осуществляется больше, чем один раз, в соответствии с алгоритмами защит и принципом дублирования защит, выполняющих останов и разгрузку энергоблока. Обеспечение автоматизированной деятельности оперативного персонала Операции персонала по ведению режимов блока в регулировочном диапазоне, а также по пуску и останову оборудования автоматизированы, т. к. выполняются оператором преимущественно с использованием средств функционально-группового и дистанционного управления, автоматического регулирования и систем, выполняющих информационно-вычислительные функции, с представлением информации оператору на видеокадрах. Контроль работоспособности средств измерений, исполнительных механизмов, и коммутирующих устройств также возложен на средства АСУТП. Это обеспечено тем, что автоматизация энергоблока №6 решена, в основном, на программируемых средствах и незначительно - на локальных средствах автоматизации. На локальных средствах автоматизации выполнены отдельные функции измерения и дистанционного управления (резервная система управления на БЩУ, часть систем измерений и органов управления исполнительными механизмами, расположенными по месту: отключение механизмов, подача мазута на форсунки и др.). Неавтоматизированная деятельность персонала на блоке сведена к целесообразному минимуму. Характеристики системы, определяющие ее качество Расчётная оценка надёжности Расчетные оценки надежности приведены в таблице 6
Примечание: Для некоторых устройств приводится не среднее время восстановления, а среднее время замены. Для устройств PB-DO16, PB-V35A(V), FTHERM, PB-PT100 приведенные в таблице значения приняты по аналогам фирмы Contron. Надёжность технологических защит Показателями аппаратной надежности микропроцессорных устройств (МПУ) технологических защит (ТЗ) являются: - вероятность несрабатывания защиты при запросе; - вероятность ложного срабатывания. Требования к надежности отдельной ТЗ определяются принадлежностью данной ТЗ к той или иной группе: А или Б. К группе А относятся защиты, срабатывающие в аварийных ситуациях, создающих опасность для жизни персонала и сохранности оборудования. Защиты группы Б срабатывают в аварийных ситуациях, создающих опасность повреждения оборудования или сокращения его ресурса. В системе блока №6 технологические защиты обеих групп А и Б, обеспечивающие отключение котла, турбины или блока, а также снижение нагрузки, выполнены с одинаковым дублированием и отвечают более высоким требованиям к группе А. В таблице приведены показатели аппаратной надежности технологических защит, реализованных в АСУТП на дублированном контроллере ТЗ (на одну ТЗ). Таблица 7
Значение вероятности отказов на срабатывание при запросе, принято при периодичности запроса на срабатывание 1 раз в 25 суток на одну защиту. Показатель суммарного потока ложных срабатываний для всех технологических защит не превышает числа 1/год: Таблица 8
Быстродействие средств ПТК Таблица 9
Характеристики точности Точность измерения - Точность сигналов по положению исполнительных механизмов не ниже 2 %. - Сигналы, используемые в схемах управления, регулирования, технологических защит и сигнализации (кроме положений исполнительных механизмов), имеют погрешность не выше 1,0 %. - Точность измерений, отнесенных к индикаторам, не нормируется. - Точность регистрации времени событий не менее 100 мс относительно общесистемного времени. Точность отображения информации Значения параметров, отображенные посредством цифровой индикации и цифровой печати, имеют не менее двух значащих цифр. Формат отображения задается, например: ХХ.Х; XXX; ХХХ.ХХ; Х.ХХ. Точность выполнения управляющих команд - Выбег исполнительных механизмов не превышает 0,5% от диапазона. - Для регулирующих органов длительность подачи на исполнительный механизм управляющего напряжения не отличается от длительности подачи управляющего воздействия более чем на 50 мс. Описание функциональной структуры Автоматизируемые функции системы Автоматизируемые функции системы подразделяются на: - информационные функции (включая решение информационно-вычислительных задач): - управляющие функции; - функции, обеспечивающие работоспособность системы; - функции, обеспечивающие создание и сопровождение системы. По режимам работы функции системы делятся на: - оперативные функции, которые связаны с текущим управлением, сбором и представлением информации, диагностикой и реконфигурацией схем в темпе технологического процесса; - неоперативные функции, которые не связаны жестко с реальным временем и заключаются в обработке, хранении, передаче и представлении информации, используемой в неоперативном управлении, планировании, обслуживании, ремонте и т.п. Алгоритмы работы подсистем, реализующих автоматизируемые функции, описываются в документах математического обеспечения. Схема функциональной структуры приведена на рисунке 9.1. Сокращенные наименования задач и подсистем, используемые на рисунке, соответствуют сокращениям, принятым при описании функций. Информационные функции Информационные функции, выполняемые автоматически (по инициативе системы) в темпе протекания технологического процесса: - сбор, первичная и специальная обработка и регистрация информации о технологическом процессе, состоянии технологического оборудования и исполнительных механизмов; - сбор и регистрация информации о состоянии схем автоматического управления - автоматического регулирования и функционально-группового управления; - сбор и регистрация информации о состоянии и срабатывании технологических защит; - ведение оперативного архива для представления информации в виде графиков в темпе процесса; - ведение долговременного архива для формирования отчетов; - расчет и хранение данных для формирования отчетов и ведомостей; - усреднений хранимых данных для увеличения глубины архива; - отображение текущей информации о состоянии на видеокадрах АРМ оператора-технолога и на приборах, установленных на БЩУ и по месту; - технологическая сигнализация, аварийная сигнализация, в том числе о ходе срабатывания защит. Информационные функции, предоставляющие дополнительную информацию и выполняемые по запросам персонала: - оперативная информация о ходе пуска/останова технологического оборудования; - дополнительная информация о ходе срабатывания защит; - оперативная информация о параметрах в виде графиков, таблиц, гистограмм; - оперативная информация о ходе выполнения программ функционально-группового управления; - формирование и печать оперативных отчетов. Управляющие функции Управляющие функции, выполняемые автоматически: - с воздействием на технологическое оборудование: - поддержание параметров в пределах заданных ограничений; - всережимное регулирование технологических процессов; - логическое управление отдельными узлами и установками оборудования; - аварийное отключение энергоблока или его агрегатов при повреждении оборудования или недопустимом отклонении параметров; - переход на новый режим работы при отключении механизма или агрегата с удержанием возможной нагрузки; - аварийное включение резервных питающих элементов собственных нужд при отключении работающих. с воздействием на схемы управления: - ввод (вывод) в работу (из работы) технологических защит по условиям режима; - включение / отключение схем на автоматическую работу по условиям режима; - блокирование недопустимых команд. Управляющие функции, выполняемые оперативным персоналом: - с воздействием на технологическое оборудование: - управление исполнительными механизмами с БЩУ или по месту; - подмена отказавших автоматических функций; - воздействие на технологический процесс в непредвиденных и предаварийных ситуациях; - отключение оборудования при нераспознанных автоматическими системами нарушениях. - с воздействием на схемы управления: - выбор режима работы автоматических регуляторов; - выбор очередности отключения механизмов при останове; - изменение заданий автоматическим регуляторам; - ввод (вывод) в работу (из работы) технологических защит по условиям режима ключами; - вывод защит в ремонт накладками; - управление задачами ФГУ. Функции, обеспечивающие работоспособность системы Функции, обеспечивающие работоспособность системы, выполняемые автоматически: - диагностика состояния и исправности технических средств управления; - диагностика исправности и достоверности исполнительных, измерительных и информационных каналов; - проверка исполнения управляющих воздействий; - проверка готовности технических средств, реализующих алгоритмы технологических защит; - автоматическое тестирование целостности программных средств при загрузке; - автоматическое блокирование отказавших программных и технических средств и недостоверной информации; - сигнализация на АРМ обслуживающего персонала при отказе программно-технических средств с указанием устройства, места, времени и вида отказа; - сигнализация на АРМ машинисту энергоблока, АРМ старшего машиниста и дежурного электрика при отказе автоматической функции с указанием вида функции; - регистрация отказов программно-технических средств; - проверка прав доступа, регистрация пользователей; - безударное восстановление автоматических функций при замене или установке исправных программно-технических средств. Функции, обеспечивающие работоспособность системы, выполняемые машинистом энергоблока: - контроль исполнения дистанционных управляющих воздействий; - распознавание отказов информационных и управляющих функций, не выявленных автоматически; - переключение отказавших функций на дистанционное управление. Функции, обеспечивающие работоспособность системы, выполняемые обслуживающим систему персоналом: - проверка правильности функционирования программно-технических средств и выявление неисправностей, не распознанных автоматически; - отключение отказавших технических средств и переключение на резервные или осуществление другой реконфигурации схем, если данные действия не осуществляются автоматически; - регистрация дефектов, не опознанных автоматически; - установка и корректировка настроек схем управления и регулирования в регламентируемых пределах; - замена отказавших программно-технических средств; - установка и отмена запретов на прохождение информации по каналам измерения и управления; - запуск и, при необходимости, перезапуск ПТК. Средства сопровождения и развития системы Для технологического программирования управляющих и информационных задач, их наладки, сопровождения, модификации и документирования используется комплекс средств проектирования и документирования. В этот комплекс входят: - система технологического программирования ISaGRAF; - система создания видеокадров InTouch; - система конфигурирования АСУТП; - система управления базами данных. Функциональная структура системы В АСУТП в части контроля и управления выделяются информационно-вычислительные и управляющие функции. Перечень и краткая характеристика задач, реализующих информационно-вычислительные функции системы, приведены в таблице 10. В таблице 10 представлены задачи, реализующие управляющие функции. Таблица 10 - Информационно-вычислительные функции и задачи, их реализующие
Таблица 11 - Управляющие функции и задачи, их реализующие
Схема функциональной структуры приведена на рисунке 1. Организация работы в условиях функционирования АСУТП Для операторов-технологов энергоблока №6 функционирование АСУТП не вносит изменений в организацию их взаимоотношений между собой - они такие же, как и при локальных средствах автоматизации энергоблока (численность персонала, его функции и взаимодействия - неизменные). Изменяется взаимодействие старшего машиниста и приходящего персонала электроцеха, так как АРМ старшего машиниста и приходящего дежурного электрика общее. Такое решение определено нецелесообразностью создания отдельного постоянного рабочего места на БЩУ для персонала электроцеха, который использует его довольно редко. Вопросы совместной работы на одной рабочей станции отражены в должностных инструкциях. Для персонала, обслуживающего систему, организация работ должна учитывать, что средства автоматизации общие для всех её функций. Особенности организации работ следующие: - организация санкционированного доступа в среду функционирующей АСУТП; - четкое распределение задач АСУТП среди обслуживающего персонала - должен быть составлен именной список администраторов пользовательских и служебных задач; - контроль внесения изменений в действующую систему должен быть возложен на администратора системы (у администратора системы должен быть список администраторов задач электроцеха, котлотурбинного цеха, химцеха, ПТО и др.); - организация работ в условиях функционирования АСУТП должна соответствовать требованиям технологических инструкций на систему; - подготовка и переподготовка пользователей и обслуживающего систему персонала должна проводиться по программе, созданной разработчиками системы. Рисунок 1 - Схема функциональной структуры АСУТП Основные технические решения Структура комплекса технических средств Структурная схема АСУТП образована по иерархическому принципу. В основной системе выделено два уровня в части программно-технического комплекса (ПТК) иерархии в зависимости от выполняемых системных функций: верхний и нижний. Периферийное оборудование (датчики, исполнительные устройства) образует полевой уровень. Помимо основной системы выполнена непрограммируемая резервная система с ограниченными функциями, которая описана далее. Верхний уровень ПТК основной системы обеспечивает взаимодействие операторов-технологов и инженерного персонала с управляемым технологическим оборудованием, организует работу системы на энергоблоке и её связь с общестанционным уровнем. Он включает перечисленные далее технические средства. Технические средства, объединенные дублированной сетью Ethernet: - три операторские станции машиниста, образующих АРМ машиниста; - операторская станция старшего машиниста; - операторская станция персонала, обслуживающего АСУТП; - инженерная станция наладчиков; - инженерная станция проектирования; - дублированный сервер базы данных; - дублированный сервер приложений; - вспомогательный сервер, обслуживающий принтеры A3 и А4, выполняющий также функцию моста в общестанционную сеть. Технические средства, подключённые к одной из дублированных сетей Ethernet: - станция мониторинга микропроцессорных защит блока Генератор-трансформатор внедренной аппаратуры НПО “ЭКРА”; - станция мониторинга системы возбуждения генератора на внедренной аппаратуре фирмы “Энергоцветмет”. При необходимости, возможна ручная перекоммутация этих средств на любую из дублированных сетей Ethernet. Операторская станция лаборанта-химика, расположена в экспресс-лаборатории и связана с остальными средствами недублированной связью Ethernet. Технические средства ПТК, подключённые к недублированной общестанционной сети Ethernet: - рабочая станция метролога-теплотехника; - совмещенная рабочая станция метролога-электрика и инженера РЗА. Нижний уровень выполняет сбор, ввод и обработку аналоговой и дискретной информации в ПТК, формирует и отрабатывает дискретные управляющие воздействия (в том числе программные) на агрегаты, а также регулирование по различным законам, решает задачи защиты. Он включает контроллеры, объединённые дублированной сетью Ethernet, которая является общей для верхнего и нижнего уровней ПТК. Полевой уровень образуют: - датчики; - исполнительные механизмы; - вспомогательное оборудование, обеспечивающее подготовку проб для различных измерений, промежуточное усиление сигналов и другие вспомогательные функции (устройства СУПП, сборки РТЗО). Распределение функций между АРМами и серверами Функции верхнего уровня системы распределены следующим образом: На АРМ машиниста энергоблока возложены все функции контроля и управления энергоблоком. На совмещенный АРМ старшего машиниста и дежурного электрика возложены функции по контролю режима и состояния оборудования энергоблока в целом (тепломеханическая и электротехническая часть), а также функции управления электрической частью энергоблока. На АРМ обслуживающего персонала возложены функции оперативного обслуживания (запуск системы, ее реконфигурация, тестирование, диагностирование, контроль санкционированного доступа, формирование и просмотр отчетов и сводок и др.) и неоперативного обслуживания (профилактика, архивирование в долговременный архив, модификация параметров алгоритмов в контроллерах). На АРМ экспресс-лаборатории возложены функции по представлению химику-лаборанту информации о значении параметров водно-химического режима энергоблока. Функции остальных служебных АРМ очевидны из их названий: АРМ наладчиков, проектирования, метролога-теплотехника, метролога-электрика и инженера РЗА. Сервер баз данных является хранилищем архива системы. Кроме того, на сервере базы данных выполняются расчетные задачи. Сервер приложений является основным связующим элементом информационных потоков между программным обеспечением верхнего (ПО АРМ и серверов) и нижнего (ПО контроллеров) уровней системы. Сервер вспомогательный и мост в неоперативный контур совмещены на одном компьютере. Сервер вспомогательный управляет работой принтеров, работающих в сети, а мост обеспечивает связь АСУТП блока с общестанционной магистралью Ethernet. Сетевая организация Топология сети Ethernet - дублированная радиальная, соединяющая все рабочие станции сервера и контроллеры. В качестве среды передачи данных использован кабель типа промышленная витая пара или оптоволоконный кабель. В каждую рабочую станцию, сервер или компьютер, где требуется сетевое резервирование, ставится два сетевых адаптера. Таким образом, каждый абонент сети, имеющий два сетевых адаптера, обеспечен дублированной связью с остальными абонентами ПТК. В случае любого единичного обрыва, профилактики или выхода из одной из цепей сетевой связи система остается полностью работоспособной. Сеть построена на двух коммутаторах Ethernet для подключения со скоростью 10/100 Мбит/с. Контроллеры подключены со скоростью 100 Мбит/с, компьютеры АРМов и серверов также подключены со скоростью 100 Мбит/с. Коммутаторы Ethernet установлены в шкафу коммуникаций 6CMJ15, расположенном в неоперативной части БЩУ. Коммутаторы Ethernet имеют встроенные средства диагностики и мониторинга состояния подключенных портов, результаты мониторинга доступны обслуживающему инженерному персоналу. Для подключения к неоперативному контуру вышестоящей АСУТП предусмотрен “Мост в неоперативный контур”, который аппаратно совмещён со вспомогательным сервером, обслуживающим принтеры. Через этот мост осуществляется связь с общестанционной системой “Энергия”, АРМами метролога-теплотехника, метролога-электрика и инженера РЗА, а также другими возможными потребителями информации из АСУТП энергоблока на общестанционном уровне. От шкафа коммуникаций, где установлены коммутаторы Ethernet, к компьютерам АРМов и контроллерам проложены индивидуальные медные кабели Ethernet. Кабели к компьютерам АРМ выполнены с использование экранированной витой пары промышленного исполнения (IndustrialEthernet). Средства ПТК, расположенные в помещениях, удалённых от БЩУ, связаны с ним оптоволоконной связью сети Ethernet, это касается вспомогательного помещения в БДО, помещений у ряда «А» и у преобразовательной подстанции электрофильтров, а также ЦЩУ. Часть устройств связана шинами RS485. Эти шины связывают: - выносные УСО температурного контроля, расположенные на отметке +56 котла с контроллерами на БЩУ; - аппараты системы диагностики и защиты вращающихся механизмов, расположенные в РУСН 6 кВ, с контроллером в помещении у ряда «А»; - аппараты БМРЗ, расположенные в РУСН 6 кВ и 0,4 кВ, с контроллерами в помещении у ряда «А» (аппаратура связана шлейфами); - аппараты БМРЗ, расположенные в РУСН 0,4 кВ секций ПРЭФ, с контроллерами в помещении ПРЭФ (аппаратура связана шлейфами). Резервирование и дублирование Технические средства системы имеют необходимое внутреннее резервирование и дублирование как на случай отказа, так и для проведения плановых профилактических работ и внеплановых ремонтных работ. В первую очередь резервируется то, что определяет работоспособность системы в целом. Среди обеспечивающих систем - это электроснабжение системы (описано далее), а в самой системе дублируются, как было описано, шинные связи Ethernet. Дублируются серверы приложений и баз данных, мониторы большинства рабочих станций, контроллер защит, а рабочие станции машиниста блока - троируются. Резервируются каналы передачи ответственных команд: при подаче команд контроллеров защиты сохраняется возможность воздействия на исполнительные устройства в ту же сторону от контроллеров функциональных узлов. Кроме этого дублирования и резервирования составных частей основной системы, описанного выше, предусматривается внешнее резервирование путём создания отдельной, независимой резервной системы управления (PC). PC, объём которой определён техническим заданием на АСУТП, обеспечивает безаварийный останов энергоблока в случае отказа основной системы управления. PC реализована на непрограммируемых средствах, при этом, органы управления PC могут подать команду только в ту сторону, куда воздействуют защиты, поэтому нет необходимости в организации приоритета их воздействия. Вторичные приборы PC получают сигналы через схемы пассивного размножения, при этом питание датчиков, участвующих в резервной системе (совместно с датчиками технологических защит) осуществляется от автономных блоков питания. Питание вторичных приборов организуется от самостоятельных питающих вводов. PC компонуется в виде локальных приборов и ключей управления, расположенных на панелях в оперативном контуре БЩУ, часть приборов, необходимых для PC, размещена в стойке аппаратуры “Вибробит”, которая установлена в рабочей зоне машиниста энергоблока. Режимы функционирования системы АСУТП может находиться в пусковом, нормальном, аварийном и наладочном режимах: - Пусковой режим начинается с момента подачи питания в систему и заканчивается её автоматическим тестированием. - Нормальный режим начинается сообщением об окончании тестирования системы и отсутствии неисправностей, заканчивается - снятием питания с системы в целом. - Аварийный режим начинается с момента обнаружения отказа в системе, заканчивается моментом устранения отказа. - Наладочный режим начинается с момента санкционированного доступа персонала для проведения наладочных операций или внесения изменений в действующую систему и заканчивается моментом выхода персонала из системы. Нормальный режим работы системы должен обеспечить непрерывную круглосуточную работу энергоблока. Плановая профилактика программно-технических средств системы должна проводиться в периоды останова блока или с использованием резервных технических средств. Все оборудование нижнего уровня обеспечивает взаимозаменяемость одноименных технических средств без изменений и регулировок в смежных устройствах, предусмотрена возможность замены модулей без отключения контроллеров. Диагностирование работы системы Диагностирование системы имеет иерархическую структуру. Оператор получает оперативную информацию об отказах через экран сигнализации с указанием отказавшего канала или устройства, а также через видеокадры на которых элемент, к которому относится отказ, подсвечивается, после чего можно запросить результат диагностики элемента с указанием конкретного отказа. Особенности диагностирования работы системы По системе в целом, функциям, задачам - диагностирование непосредственно не производится. Работоспособность цепей датчиков автоматически контролируется, а достоверность их информации определяется алгоритмическим способом в соответствии с постановкой задачи “Сбор и первичная обработка информации”. Исправность цепей управления и исполнительных механизмов, кроме регуляторов, контролируется в соответствии с описанием алгоритма задачи “Автоматизированный контроль исполнения команд за заданное время”. Тестирование ПТК распространяется на СВТ, включая программное обеспечение, сети связи и файловую систему. На основе тестирования ПТК формируется сообщение о состоянии аппаратных и программных частей системы с выдачей всех сообщений на АРМ инженера АСУТП и, частично, на другие АРМы. Запуск тестирования производится в случаях: - инициализации (создания условия для запуска процесса решения задачи); - по запросу с АРМ обслуживающего персонала АСУТП; - автоматически с заданной периодичностью. Диагностика датчиков В каналах термопар (термоэлектрических преобразователей) и термометров (термопреобразователей) сопротивления, а также унифицированного токового сигнала 4-20 мА производится диагностика на обрыв и КЗ. Кроме того, аналоговые сигналы имеют анализ на нахождение параметра в пределах реальных значений. У дискретных сигналов и команд диагностики на обрыв цепи нет. Имеется только визуальная индикация состояния сигналов или команд на блоках полевых интерфейсов в шкафах контроллеров. Диагностика программируемых технических средств Технические средства диагностируются комплексом программно-аппаратных средств диагностики. Способы управления Для управления электроприводами механизмов собственных нужд (МСН), запорной и регулирующей арматурой (ЗРА), приводами коммутационных аппаратов в электрической части используются различные варианты схем управления: - привод запорной арматуры или МСН управляется с БЩУ путем подачи команд манипулятором “мышь” на АРМ оператора-технолога, либо по командам ФГУ или при срабатывании блокировок (кроме того, для МСН - и при срабатывании АВР), реализованных в КФУ; - привод коммутационного аппарата в электрической части управляется с БЩУ путем подачи дежурным электриком команд с помощью манипулятора “мышь” на объединённом АРМ старшего машиниста и дежурного электрика, либо по командам ФГУ или при срабатывании блокировок и АВР, реализованных в КФУ; - привод арматуры, управляемой регулятором, получает команды от автоматической системы регулирования (АСР), либо аналогично запорной арматуре; - особо ответственные приводы арматуры и МСН в обычном режиме получают команды от модулей КФУ, а при срабатывании защиты - непосредственно от модулей технологических защит и параллельно - от модулей КФУ; - электрические защиты двигателей МСН, питающих вводов и элементов главной схемы действуют независимо от технологических защит непосредственно на привод коммутационных аппаратов; - управление от местных кнопок осуществляется для ограниченного круга арматуры, при этом, если направление воздействия совпадает с воздействием от защит и блокировок, команды от местных кнопок не запрещаются, МСН имеют местные кнопки аварийного останова. В случае возможных конфликтов команд обеспечивается действие подсистемы с более высоким приоритетом. Иерархический принцип построения структуры НТК позволяет разделить его на две относительно независимые подсистемы: нижний уровень может выполнять основные функции защит и автоматического управления при отсутствии связи с верхним уровнем. Размещение технических средств Размещение технических средств верхнего уровня. Оперативный контур БЩУ: - АРМ машиниста энергоблока; - АРМ старшего машиниста и дежурного электрика; - Резервная система в виде локальных приборов и ключей управления, расположенных на панелях оперативного контура и частично - на стойке “Вибробит”, находящейся рядом с рабочим местом машиниста блока. Помещение АСУ в БДО на отметке 10,8, в осях 28-29: - Операторская станция персонала, обслуживающего АСУТП; - Инженерная станция проектирования; - Инженерная станция наладчиков; - Серверы; Принтеры; - Станция мониторинга микропроцессорных защит блока генератор-трансформатор внедренной аппаратуры НПО “ЭКРА”; - Станция мониторинга системы возбуждения генератора на внедрённой аппаратуре фирмы “Энергоцветмет”. Экспресс-лаборатория: - АРМ лаборанта-химика. Лаборатории в ИБК; - АРМ метролога-теплотехника; - АРМ метролога-электрика и инженера РЗА. Оборудование средств нижнего уровня рассредоточено по нескольким помещениям, которые выполняются закрытыми и уплотнёнными от проникновения в них пыли и влаги. Неоперативный контур БЩУ: - контроллеры, связанные с датчиками и арматурой котлоагрегата, за исключением тех, которые находятся в помещении тяго-дутьевых машин; - контроллеры, связанные с датчиками и арматурой турбоагрегата, которые расположены от конденсатора до ряда «Б»; - контроллеры, обслуживающие вспомогательное оборудование блока, расположенное в БДО; - шкаф коммуникаций и шкаф питания ПТК. Помещение у ряда «А» в осях 29-30: - контроллеры, связанные с датчиками, расположенными на турбоагрегате от конденсатора в сторону ряда «А»; - сборки задвижек, обслуживающие арматуру в этой зоне; - контроллеры, обслуживающие электрическую часть блока. Помещение у преобразовательной подстанции электрофильтров в осях 29-30: - контроллеры и сборки задвижек, обслуживающие датчики и арматуру тяго-дутьевых механизмов и электрофильтров. Помещение в БДО на отметке 6.6 осях 27-29: - сборки задвижек котлоагрегата; - сборки задвижек турбоагрегата - от конденсатора до ряда «Б»; - сборки задвижек арматуры вспомогательного оборудования блока в БДО. Отметка+5 6: - выносные УСО в уплотнённых шкафах, связанные с датчиками, расположенными в верхней зоне котлоагрегата (преимущественно - в районе “тёплого ящика” и барабана). Оборудование верхнего уровня ПТК АРМ оператора-технолога (машиниста энергоблока) АРМ оператора-технолога выполнено на трёх PC-совместимых компьютерах, каждый из компьютеров имеет два монитора. Технические характеристики компьютеров АРМа оператора-технолога: - процессор - IntelCeleron 2000 МГц; - память - 256 Мбайт; - жесткий диск - 40 Гбайт; - операционная системы - WindowsNT 4.0; - сеть - два интерфейса Ethernet 10/100 Мбит; - видео - SVGA-адаптер с поддержкой двух мониторов; - периферия - стандартная клавиатура, оптическая мышь, CD-ROM; - монитор - два ЭЛТ-монитора размером 21"; - человеко-машинный интерфейс - Intouch 7.0 фирмы Wonderware (Runtime license). АРМ старшего машиниста и дежурного электрика Технические характеристики компьютера двухмониторного АРМ машиниста и дежурного электрика такие же, как у одного компьютера машиниста энергоблока. АРМ наладчиков Технические характеристики компьютера двухмониторного АРМ наладчиков такие же, как у компьютера АРМ машиниста энергоблока (см. выше), за исключением монитора, который на этом АРМ имеет размер 19". АРМ проектирования Технические характеристики компьютера двухмониторного АРМ проектирования: - процессор - IntelCeleron 2000 МГц; - память - 256 Мбайт; - жесткий диск - 40 Гбайт; - операционная системы - WindowsNT 4.0; - сеть - два интерфейса Ethernet 10/100 Мбит; - видео - SVGA-адаптер с поддержкой двух мониторов; - периферия - стандартная клавиатура, оптическая мышь, CD-ROM; - монитор - два ЭЛТ-монитора размером 17"; - пакет разработки ПО контроллеров IsagrafDevelopment; - пакет разработки ПО АРМ FactorySuite. АРМ обслуживающего персонала Технические характеристики компьютера двухмониторного АРМа обслуживания: - процессор - IntelCeleron 2000 МГц; - память - 256 Мбайт; - жесткий диск - 40 Гбайт; - операционная системы - WindowsNT 4.0; - сеть - два интерфейса Ethernet 10/100 Мбит; - видео - SVGA-адаптер с поддержкой двух мониторов; - периферия - стандартная клавиатура, оптическая мышь, CD-RW; - монитор - два ЭЛТ-монитора размером 17"; - пакет программ инженерного обслуживания системы. АРМ метролога-теплотехника Технические характеристики компьютера одномониторного АРМ метролога-теплотехника: - процессор - IntelCeleron 1200 МГц (или выше); - память - 256 Мбайт; - жесткий диск - 20 Гбайт; - операционная системы - WindowsNT 4.0; - сеть - один интерфейс Ethernet 10/100 Мбит; - видео - SVGA-адаптер; - периферия - стандартная клавиатура, оптическая мышь, CD-RW; - монитор - ЭЛТ-монитор размером 17"; - пакет программ метрологического сопровождения системы. АРМ метролога-электрика и инженера РЗА Технические характеристики компьютера одномониторного АРМ метролога-электрика и инженера РЗА такие же, как у компьютера метролога-теплотехника (см. выше), за исключением дополнительного пакета программ обслуживания релейной защиты. АРМ экспресс-лаборатории Технические характеристики компьютера одномониторного АРМ экспресс-лаборатории такие же, как у компьютера метролога-теплотехника (см. выше), за исключением отсутствия пакета программ метрологического сопровождения системы. Сервер баз данных Сервер БД выполнен на двух PC-совместимых компьютерах, работающих под управлением операционной системы WindowsNT 4.0. В качестве ПО баз данных используется MicrosoftSQL-server. Технические характеристики компьютеров сервера БД: - процессор - IntelCeleron 2000 МГц (или выше); - память - 512 Мбайт; - жесткий диск - 40 Гбайт; - операционная система - WindowsNT 4.0; - сеть - два интерфейса Ethernet 10/100 Мбит; - видео - SVGA-адаптер; - периферия - LCD-монитор 15", стандартная клавиатура, общие на группу из двух (пяти) системных блоков (Сервера баз данных, Сервера приложений и Сервера вспомогательного); - прикладное ПО - MicrosoftSQL-server и программы, входящие в комплекс “TORNADO-MPCP”. Сервер приложений Технические характеристики компьютеров Сервера приложений такие же, как у сервера баз данных. Сервер вспомогательный Технические характеристики компьютера Сервера вспомогательного: - процессор - IntelCeleron 2000 МГц (или выше); - память - 512 Мбайт; - жесткий диск - 40 Гбайт; - операционная система - WindowsNT 4.0; - сеть - три интерфейса Ethernet 10/100 Мбит; - видео - SVGA-адаптер. Оборудование нижнего уровня системы Контроллеры функциональных узлов Основу нижнего уровня системы составляют шкафы КФУ с установленными в них технологическими контроллерами серии “TORNADO-MPCP”. В данной системе применяются шкафы двухстороннего обслуживания с габаритами 800x800x2000 мм и степенью защиты от внешних факторов IP54. В состав ПТК АСУТП входят тринадцать одно- и двухкрейтовых контроллеров функциональных узлов (КФУ), размещенных в двадцати семи шкафах. Собственно технологические контроллеры выполнены в виде крейта формата 6U с установленными в нём электронными модулями и субмодулями устройств сопряжения с объектом (субмодулями УСО), обеспечивающими преобразование электрических сигналов, поступающих на ПТК от технологического оборудования, в цифровой код, а также преобразование цифровых сигналов от ПТК в электрические дискретные и аналоговые сигналы. Основным элементом контроллеров являются модули интеллектуальных функций MIF производства фирмы ЗАО “МСТ”, специализированные для применений в задачах автоматизации крупных объектов теплоэнергетики. Они характеризуются следующими параметрами: процессор Motorola 68360, формат 6U, память DRAM 2Mb, SRAM 256Kb, FLASH 1Mb, операционная система реального времени OS-9. Для связи между контроллерными модулями в пределах одного контроллера и между крейтами, принадлежащими одному контроллеру, используется дублированная сеть CAN-bus. Для связи с подсистемой верхнего уровня (АРМы, серверы) в каждом из контроллеров имеется два выделенных модуля MIF, оборудованных интерфейсом Ethernet, обеспечивающих связь с дублированной сетью Ethernet, объединяющей все элементы ПТК. В качестве субмодулей УСО используются функциональные субмодули архитектуры ModPack. На каждый модуль-носитель MIF устанавливается до 3-х функциональных субмодулей ModPack. К БПИ осуществляется подключение полевых кабелей непосредственно от датчиков без промежуточных преобразователей, согласователей, шкафов промежуточных клеммников и т.п. Сечение проводников подключаемых к БПИ кабелей до 2,5 мм2. Для подключения полевых кабелей в БПИ используются безвинтовые подпружиненные клеммы типа “WAGO”, имеющие высокие эксплуатационные характеристики, нечувствительные к вибрации и не требующие обслуживания. На БПИ также имеются органы индикации состояния линий дискретных сигналов и команд, осуществляется согласование уровней логических сигналов и команд между полевой и системной частями контроллера, гальваническая изоляция и некоторые другие функции. Модули УСО контроллеров соединены с БПИ гибкими внутришкафными интерфейсными кабелями. Таблица внутренних кабельных соединений контроллеров приведена в эксплуатационной документации на контроллеры. В таблице 9.12 приведены типы применяемых в данном проекте БПИ. Таблица 12 - Типы БПИ
Сетевое оборудование В системе можно выделить активное и пассивное сетевое оборудование. Активное сетевое оборудование сосредоточено в шкафу коммуникаций 6CMJ15A. К активному сетевому оборудованию относятся коммутаторы Ethernet и оптические преобразователи Ethernet. К пассивному сетевому оборудованию относятся кроссовые оптические панели, кроссовые панели и коробки для медного кабеля, оптические и медные кабели связи и шнуры. Использованы коммутаторы Cisco модели CatalystWS-C2950, каждый из которых имеет 24 порта со скоростью 10/100 Мбит/с и два порта 10/100/1000 Мбит/с. Каждые два коммутатора объединяются в пару, образующую единую сеть на 48 присоединений. Объединение коммутаторов производится соединением двух портов 1000 Мбит/с каждого из коммутаторов попарно, и образующих единый канал (EtherChannel) с пропускной способностью до 4000 Мбит/с. Для преобразования среды передачи типа “витая пара” в оптоволокно использованы преобразователи МС101 фирмы AlliedTelesyn. Отдельные преобразователи устанавливаются в шасси, допускающие установку до 12 преобразователей. В шкафу коммуникации установлены два таких шасси, образующие дублированный стэк оптических преобразователей. Порты коммутаторов Ethernet с преобразователями медными шнурами (патч-кордами). Коммуникационные модули контроллеров, расположенных у ряда А и ПрЭФ, имеют оптический коммуникационный интерфейс Ethernet, поэтому в них не требуется установка внешних оптических преобразователей. Оптические кроссовые панели служат для перехода от жесткого внешнего оптического кабеля к гибким внутришкафным оптическим шнурам. Использованы 16-портовые панели, в каждую из которых заведено по два 8-жильных оптических кабеля. Медные кроссовые панели и коробки служат для перехода от жесткого внешнего медного кабеля типа “промышленный Ethernet” к гибким внутришкафным шнурам. Использованы 16-портовые панели, имеющие на передней панели стандартные разъемы RJ-45. Кроссовые панели установлены только в коммуникационном шкафу. На стороне контроллеров и АРМов используются 2-х портовые кроссовые коробки. Для подключению контроллеров, расположенных у ряда «А» и ПрЭФ используется многожильный многомодовый оптоволоконный кабель внешнего промышленного исполнения. Из шкафа коммуникаций в каждое из удаленных помещений контроллеров проложено по два оптоволоконных кабеля, образующих дублированный канал. В каждом из кабелей имеется резервные жилы для дальнейшего расширения. Для связи с общестанционной ЛВС из шкафа коммуникаций до помещения центрального щита проложен многожильный оптоволоконный кабель, где с помощью оптического преобразователя производится подключение к коммутатору Ethernet общестанционной сети. Схема электропитания ПТК Электропитание технических средств ПТК осуществляется от двух фидеров питания и одного фидера сервисного питания и освещения. Первый фидер питания переменного тока напряжением 220 В организуется через АВР от фидеров питания особо ответственных потребителей своего и соседнего блока. Второй фидер питания постоянного тока напряжением 220 В подключен к станционной батарее. Систему электропитания можно разделить на две части - электропитание контроллеров и электропитание компьютеров АРМов, серверов, коммуникационного оборудования. Электропитание контроллеров Электропитание шкафов контроллеров осуществляется от двух фидеров, входящих в каждый из шкафов контроллеров от сборок питания - фидер №1 переменного тока напряжением 220 В, фидер №2 постоянного тока напряжением 220 В. Фидеры электропитания к каждому из шкафов питания выполнены индивидуальными от сборки (сборок) питания. В шкафах контроллеров установлены вторичные дублированные источники питания с выходным напряжением +5 В и +24 В. Один из дублированных вторичных источников подключается к фидеру переменного тока, второй - к фидеру постоянного тока. Дублированные источники работают на общую нагрузку. При пропадании входного напряжения на любом из них, второй источник может полностью нести рабочую нагрузку. В шкафы контроллеров также вводится третий фидер переменного тока напряжением 220 В сервисного питания и освещения шкафа. Электропитание компьютеров АРМов, серверов и коммуникационного оборудования Электропитание компьютеров АРМов, серверов и коммуникационного оборудования осуществляется от шкафа питания. Подвод питания в шкаф питания осуществляется аналогично шкафам контроллеров - от линии переменного тока напряжением 220 В особо ответственных потребителей и от станционной батареи постоянного тока напряжением 220 В. В шкафу питания размещаются три источника бесперебойного питания (ИБП), каждый из которых имеет два ввода - один рабочий с входным напряжение 220 В переменного тока и один резервный с входным напряжением 220 В постоянного тока. По переменному току на входе и выходе ИБП объединены в пары, объединённые линии подключены через разделительные трансформаторы для гальванического отделения входных/выходных цепей переменного тока шкафа от входных цепей постоянного тока внешней аккумуляторной батареи. Резервный ввод постоянного тока активизируется только при пропадании напряжения на рабочем вводе переменного тока. В шкаф питания также вводится фидер переменного тока напряжением 220 В сервисного питания и освещения шкафа. Выходы двух АБП обеспечивают питание двух линий стабилизированного бесперебойного питания компьютеров АРМов и серверов, третий АБП находится в резерве. Схема коммутации позволяет перевести любой из АБП в резервное или рабочее состояние. От шкафа питания к каждому из мест расположения АРМов и серверов подводится независимыми кабелями питание от обеих линий стабилизированного бесперебойного питания. Электропитание датчиков и резервной системы В шкафах контроллеров установлены блоки полевых интерфейсов TFCUR, от которых осуществляется питание датчиков давления и расхода с токовым выходом 4-20 мА, подключаемых по двухпроводной схеме. От одного блока TFCUR запитывается группа из восьми датчиков. В шкафах контроллеров также установлены блоки АВР, осуществляющие питание контактов датчиков типа “сухой контакт”. Питание контактов датчиков осуществляется напряжением 220 В постоянного тока. Часть аналоговых датчиков и преобразователей, сигналы которых используются в защитах, действующих на отключение блока, и параллельно - в резервной системе - получают питание от автономных блоков питания. Автономные блоки питания датчиков и вторичные приборы резервной системы запитаны от отдельных питающих вводов, которые запроектированы в электрической части проекта, и обеспечивают энергоснабжение по особой группе первой категории. Выполнение заземления В каждом из шкафов ПТК имеется шина защитного заземления, к которой подключены корпуса всех элементов шкафа, имеющих токоведущие части. Шина защитного заземления каждого из шкафов ПТК подключается к общестанционному контуру заземления проводником с сечением жилы не менее 6 мм2. Отдельного контура заземления ПТК не требуется. Заземление корпусов компьютеров АРМов осуществляется через кабели электропитания, идущие от шкафа питания 6CWQ06. Заземление экранов контрольных кабелей осуществлено к общестанционному контуру заземления. В шкафах контроллеров экранные жилы контрольных кабелей подключены к изолированной шине РЕ2, которая, в свою очередь, подключена к общестанционному контуру заземления. Как правило, отдельного сигнального контура заземления не требуется и шина РЕ2 соединена внутри шкафов контроллеров с шиной защитного заземления, подключенной к общестанционному контуру заземления. Информационное обеспечение системы Состав информационного обеспечения системы В состав информационного обеспечения (ИО) АСУТП входят: - массивы и наборы данных, формируемые и используемые на этапе создания системы; - массивы и наборы данных, формируемые и используемые при эксплуатации системы; - программные и технические средства, используемые для организации информационных потоков в системе, а также для хранения и передачи данных. Информационное обеспечение на этапе создания системы На этапе создания системы формируются массив входных данных и массив выходных данных и документов (рисунок 9.3). Массив входных данных включает в себя: - перечни входных сигналов (аналоговых и дискретных); - сведения об устройствах; - сведения о датчиках технологических параметров; - перечень механизмов собственных нужд; - перечень запорно-регулирующей арматуры; - сведения о технических средствах НТК. Массив выходных данных и документов включает в себя: - перечень выходных дискретных сигналов (команд); - перечень сообщений оператору-технологу о состоянии технологического оборудования и о параметрах технологического процесса; - перечень событий (без сигнализации оператору, только для записи в архив); - выходные документы (отчеты); - отчеты по технико-экономическим показателям (ТЭП); - отчеты по регистрации отклонения параметров (РОП); - отчеты по регистрации аварийных ситуаций (РАС); - суточные ведомости. На стадии разработки АСУТП сформированы три базы данных: - конфигурационная БД (КфБД), предназначенная для хранения параметров конфигурации системы и внесения изменений в настроечные параметры; - БД истории (БДИ), используемая для хранения истории изменения аналоговых и дискретных сигналов, а также для формирования отчетов о работе системы; - информационная БД (ИнфБД), предназначенная для представления наиболее полной (в том числе справочной и нормативно-справочной) информации об устройствах и сигналах системы в форме, удобной для восприятия человеком. Исходная информация о сигналах и устройствах, содержащаяся в ИнфБД, использована при разработке программного обеспечения и компоновке контроллеров функциональных узлов. В процессе создания системы информационная база дополнена новыми сведениями и заполнена конфигурационная база. Кроме того, на этапе разработки системы созданы видеограммы, используемые для вывода на экран АРМ информации оператору-технологу о состоянии объекта и ввода управляющих воздействий. Для контроля текущего состояния и управления технологическим оборудованием на экранах цветных мониторов, установленных в оперативном контуре, оператору-технологу предоставляется следующая информация: - мнемосхемы разной степени детализации, которые являются основным инструментом контроля и управления; - графики изменения текущих значений параметров, ретроспективного просмотра параметров, а также значений вычисленных параметров; - таблицы записи параметров для контроля значительного количества параметров, объединенных в группы по смысловому признаку; - гистограммы, как удобное средство сравнения однотипных параметров; - сигнализация для извещения оперативного персонала о возникновении нарушений в протекании технологических процессов, срабатывании защит и блокировок, выявленных неисправностях технических средств АСУТП. Все компоненты ИО, разработанные на этапе создания АСУТП, используются при эксплуатации системы на объекте. Информационное обеспечение на этапе эксплуатации системы В информационное обеспечение АСУТП на этапе эксплуатации входит набор программных средств, формирующих информационные потоки и обеспечивающих их передачу между всеми компонентами системы, а также структуры данных. ИО организовано по иерархическому принципу: структуры данных и программные средства распределены между нижним и верхним уровнями ПТК. Основные структуры данных, входящие в состав ИО системы, приведены в таблице 13. Таблица 13
Единицей информации в системе является событие. Событие - это асинхронно возникающее инициативное сообщение, которое попадает в коммуникационную среду. Под коммуникационной средой понимается совокупность технических средств передачи сообщений между КФУ, серверами приложений и баз данных и рабочими станциями (АРМ). События формируются различными программными блоками и сохраняются в различных структурах данных. Основные структуры данных, в которых хранится циркулирующая в системе информация, - это мгновенная база данных и оперативный архив регистрации. Под мгновенной базой данных (МВД) или базой данных мгновенных значений понимается совокупность всех текущих значений входных параметров, переменных, величин, доступных через коммуникационную среду. МВД распределена по локальной памяти КФУ в виде текущих значений параметров и состояний задач управления. Оперативный архив регистрации (ОАР) - это архив регистрируемых в системе событий, расположенный в оперативной памяти Сервера приложений. ОАР обеспечивает максимальную скорость доступа к данным, из ОАР предоставляется информация для оперативного контура. Рисунок 2. Структура массивов входных и выходных данных и документов С этими двумя структурами взаимодействуют все остальные структуры данных, программы и задачи. Наличие двух основных структур данных в ИО системы является следствием двухуровневой архитектуры системы, технические и программные средства которой распределены между “нижним” и “верхним уровнем”. Принцип формирования МВД состоит в том, что каждый физический канал в системе ассоциирован с определенным полем значения в МВД, которое постоянно обновляется программой ввода/вывода (IOdriver), обслуживающей данный канал. Все программы ввода/вывода работают параллельно в многозадачном режиме и в разных автономных контроллерах - MIF-модулях. Таким образом, каждый программно-аппаратный канал, образованный оборудованием и подпрограммой ввода/вывода, независимо и автономно формирует в МВД текущие значения той величины, за которую он отвечает. Доступ к МВД осуществляется по запросам через коммуникационную среду. Прикладные задачи функционируют, получая необходимую информацию из МВД и обмениваясь сообщениями друг с другом. Задача формирования оперативного архива регистрации (ОАР) записывает в архив все события, которые определены для регистрации. ОАР размещается в Сервере приложений и является основным источником информации для всех задач верхнего уровня. Регистрация событий в ОАР определяется заданным алгоритмом: например, в ОАР записывается событие изменения величины аналогового параметра в том случае, когда данное изменение превысит заданное для данного параметра значение апертуры. Сигналы от датчиков и исполнительных механизмов поступают в устройства ввода/вывода MIF-модулей и проходят процедуры первичной обработки. Первичная обработка аналоговых сигналов подразумевает аналого-цифровое преобразование, фильтрацию, линеаризацию и другие. В MIF-модуле выполняется анализ достоверности оцифрованных величин и преобразование их в физические параметры. Отфильтрованные и преобразованные данные анализируются на технологическую достоверность по скорости изменения сигнала, по диапазону изменения физической величины. Измеренным значениям присваивается метка времени и формируется атрибут достоверности, после чего они помещаются в память контроллеров, образуя мгновенную базу данных. Вся информация мгновенной базы данных доступна всем задачам оперативного уровня вне зависимости от того, где они исполняются - в том же контроллере, что и данные, или в другом. Для задач КФУ входной информацией является мгновенная база данных, а результатом их работы являются либо значения косвенно вычисляемых величин, поступающих в ту же мгновенную базу, либо события о результатах работы задач. Например, задача сигнализации по уставкам имеет список отслеживаемых величин и уставки для соответствующей сигнализации. При выходе величины за уставку задача формирует в коммуникационной среде системы событие о выходе данной величины за уставку. Принцип работы других задач аналогичен. Все задачи исполняются независимо и обмениваются друг с другом необходимой информацией, ис- пользуя тот же принцип передачи сообщений. Действия оперативного персонала так же порождают в системе события. Архитектурно все задачи, взаимодействующие с МВД, находятся на одном уровне иерархии, кроме задачи формирования Оперативного Архива Регистрации (ОАР). Это одна из центральных задач системы, которая регистрирует все события, возникающие в системе, определенные конфигурацией ОАР. Для обеспечения надежности хранения, архив имеет дубликат на жестком диске. Все задачи верхнего уровня взаимодействуют только с ОАР (кроме сервисных задач наладки, тестирования и диагностики). ОАР содержит не только данные от КФУ, но и данные от различных задач верхнего уровня (расчетных, задач усреднения и т.д.). Сервер приложений передает из ОАР информацию задаче “Контроль и отображение информации оператору-технологу”, причем эта информация в зависимости от назначения помещается либо в окна представления оперативных данных, либо в окно сигнализации, либо в окна ретроспектив. Организация ИО на этапе эксплуатации системы показана на рисунке 3. Рисунок 3. Организация ИО в процессе эксплуатации системы. Помимо регистрируемых в ОАР событий существуют события, которые не регистрируются в ОАР, например, события, которые адресованы какому-либо КФУ, если они не входят в список регистрируемых событий. Управляющие воздействия от оператора также регистрируются в ОАР, но с некоторыми особенностями. Когда оператор подает управляющую команду, она обрабатывается специальной программой Сервера Приложений, формирующей сообщение для конкретного КФУ, управляющего данной единицей технологического оборудования. Это сообщение через коммуникационную среду попадает в КФУ, где формируется управляющее воздействие и специальное событие, которому присваивается метка времени начала управляющего воздействия, причина его формирования, статус выполнения команды и т.п. Это событие регистрируется в ОАР и одновременно является подтверждением прохождения команды для программы, сформировавшей управляющее сообщение. Факт подтверждения отображается на видеокадре у оператора. Компонент “Загрузчик данных” автоматически в соответствии с заданным алгоритмом записывает данные из ОАР в таблицы базы данных истории. В соответствии с перечнем регламентных работ с заданной периодичностью создаются архивы на долговременных носителях информации, в которые записываются файлы оперативной истории аналоговых сигналов, резервные копии файлов баз данных, резервные копии программного обеспечения контроллеров. Математическое обеспечение и алгоритмическая структура Математическое обеспечение системы включает в себя алгоритмы информационных, управляющих и сервисных задач, выполняемых системой. Состав задач (в части задач управления - укрупнённый состав) приведён в таблице 14. Таблица 14
Каждый алгоритм имеет вход(ы), или условия решения, и выход(ы), или применения решения. Входы алгоритмов пользовательских задач можно разделить на четыре группы: - значения технологических параметров и сигналы состояния оборудования (в системе - дискретные и аналоговые сигналы); - коэффициенты, изменяемые сравнительно редко (например, номинальные статические характеристики термопар и термопреобразователей сопротивления, уставки, различные настроечные параметры); - команды оператора-технолога (от виртуальных ключей, задатчиков и других устройств АРМ оператора-технолога); - условия (сигналы, сообщения), поступающие из других алгоритмов. - Выходы алгоритмов классифицируются, в зависимости от назначения, следующим образом: - воздействия на исполнительные механизмы (запорно-регулирующую арматуру, механизмы собственных нужд, привод коммутирующих аппаратов электрической части и т. п.); - информация для отображения (на дисплее, принтере) и для сигнализации (световой, звуковой); - сигналы, сообщения в другую задачу (алгоритм), включая сервисные задачи ПТК. Метрологическое обеспечение Метрологическое обеспечение АСУТП АСУТП энергоблока №6 Новосибирской ТЭЦ-5 в соответствии с классификацией измерительных систем (ИС), приведенной в ГОСТ Р 8.596-2002, относится к классу ИС-2, то есть является измерительной системой “целевого применения, проектируемой под определенные объекты и возникающей как законченное изделие непосредственно на объекте эксплуатации путем его комплектации из компонентов серийного или единичного изготовления и соответствующего монтажа и наладки, осуществляемых в соответствии с проектной документацией”. В соответствии с ГОСТ Р 8.596-2002 поверке подвергаются измерительные каналы АСУТП, отнесенные к сферам распространения государственного метрологического контроля и надзора. Остальные измерительные каналы (ИК) подлежат калибровке. Поверка и калибровка ПК АСУТП осуществляется при вводе системы в постоянную эксплуатацию и периодически в процессе эксплуатации. Поверку ИК осуществляют органы Госстандарта РФ, калибровка выполняется метрологической службой предприятия, осуществляющего ввод системы в опытную эксплуатацию или промышленную эксплуатацию. На этапе разработки РД выпускается Перечень измерительных каналов (ИК). В Перечне ИК, учитывающем их деление на каналы, подлежащие поверке, калибровке и не требующие калибровки, приведены все средства измерений, входящие в состав каналов, а именно первичные преобразователи (датчики) и измерительные модули ПТК, с указанием их метрологических характеристик. Также в Перечне указаны нормируемые метрологические характеристики измерительного канала в целом. Метрологические характеристики измерительных каналов (ИК) обеспечивают измерение технологических параметров с погрешностью, не превышающей нормы, заданные в РД 34.11.321-96. Нормы погрешности измерений технологических параметров, не регламентированные государственными или отраслевыми нормативными документами, установлены на основе опыта эксплуатации и экспертных оценок с учетом отраслевых методических и руководящих документов. Необходимый объем измеряемых технологических параметров (количество и состав ИК) определен в соответствии с РД 34.35.101-88. Поверка (калибровка) измерительных каналов АСУТП выполняется в соответствии с методикой: “4252-001-50756329-01 МП Измерительные каналы АСУТП на базе комплекса программно-технического “TORNADO”. Методика поверки и калибровки”. Методика согласована ГЦИ СИ ВНИИМС Госстандарта РФ 07.12.2001. Межповерочный (межкалибровочный) интервал составляет 2 года. Заказчику передается указанная методика и программа автоматизированной калибровки измерительных каналов АСУТП (АРМ метролога), которая используется при наладке, приемке и эксплуатации ИК. Метрологическое обеспечение ПТК ПТК является средством измерения и подлежит калибровке или поверке в части измерительных каналов при выпуске из производства, а также в процессе эксплуатации. ПТК “ТОРНАДО” зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 22154-01 и допущен к применению в Российской Федерации (Сертификат Госстандарта РФ об утверждении типа средств измерений RU.C.34.004.A № 11234 от 07.12.2001 г.). Предел основной приведенной погрешности от диапазона измерения составляет: - для измерительных каналов ПТК на базе модулей PB-V35x, PB-DAC - 0,15 %; - для измерительных каналов ПТК на базе модулей FTHERM - 0,2%; - для измерительных каналов ПТК на базе модулей РВ-РТ100 - 0,1 %. Поверка (калибровка) измерительных каналов ПТК выполняется в соответствии с методикой: “4252-001-50756329-02 МП Измерительные каналы комплекса программно-технического “TORNADO”. Методика поверки и калибровки”. Методика согласована ГЦИ СИ ВНИИМС Госстандарта 07.12.2001. Межповерочный (межкалибровочный) интервал - 2 года. Первичную калибровку измерительных каналов ПТК (модулей) выполняет метрологическая служба ЗАО “МСТ”, аккредитованная на право выполнения калибровочных работ Госстандартом РФ. Заказчику передаются сертификаты о калибровке измерительных модулей и программа автоматизированной калибровки в составе АРМ метролога. Периодическую калибровку модулей в процессе эксплуатации ПТК осуществляет метрологическая служба предприятия, эксплуатирующего АСУТП. Техническим решением по ТЭЦ, эксплуатирующей ПТК в составе АСУТП, допускается распространять результаты калибровки ИК АСУТП на измерительный модуль ПТК и не подвергать его очередной калибровке в том случае, если все каналы, подключенные к данному модулю: а) не лежат в сфере распространения государственного метрологического контроля и надзора; б) устойчиво (без сбоев) работали в течение всего межповерочного интервала; в) имеют положительные результаты периодической калибровки. Те модули ПТК, которые образуют каналы АСУТП, лежащие в сфере распространения государственного метрологического контроля и надзора, подлежат поверке с межповерочным интервалом 2 года. В случае неустойчивой работы ИК АСУТП модуль ПТК подвергается внеочередной поверке или калибровке. Заказчику передается указанная выше методика и программа автоматизированной калибровки измерительных каналов ПТК (модулей). Для выполнения калибровки модулей необходим специальный стенд. Требования к средствам поверки (калибровки) Сведения о рабочих эталонах и средствах измерений, необходимых для поверки (калибровки) измерительных каналов ПТК и АСУТП, приведены в таблице 15. Таблица 15
Примечания: 1. Допускается применение других рабочих эталонов и средств измерительной техники и оборудования, обеспечивающих требуемые погрешности измерений и испытательные режимы. 2. Все рабочие эталоны и средства измерительной техники должны иметь документы об их метрологической исправности, выданные органами государственной метрологической службы. Условные обозначения и сокращения АВР - автоматическое включение резерва АДЗ - анализ действия защит АЗК - автомат защиты котла АКИК - автоматический контроль исполнения команд АР - автоматическое регулирование АРМ - автоматизированное рабочее место АСУТП - Автоматизированная система управления технологическими процессами БД - база данных БДИ - база данных истории БПИ - блок полевого интерфейса БЩУ - блочный щит управления ДУ - дистанционное управление ИБП - источник бесперебойного питания ИК - измерительный канал ИнфБД - информационная база данных ИО - информационное обеспечение КПО - контроль пуска и останова КТС - комплекс технических средств АСУТП КфБД - конфигурационная база данных КФУ - контроллер функционального узла МВД - база данных мгновенных значений параметров МСН - механизм собственных нужд ОАР - оперативный архив регистрации ПО - программное обеспечение ПОИ - первичная обработка информации ПТК - программно-технический комплекс АСУТП РАС - регистрация аварийных ситуаций РОП - регистрация отклонения параметров PC - резервная система СВТ - средства вычислительной техники СОИ - специальная обработка информации ТАИ - тепловая автоматика и измерения ТБ - технологические блокировки ТЗ - технологические защиты ТОУ - технологический объект управления ТЭП - технико-экономические показатели УСО - устройство связи с объектом ФСБ - формирование суточных ведомостей ФГУ - функционально-групповое управление ФУ - функциональный узел (технологический) ЦЩУ - центральный щит управления |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Технико-экономическое обоснование применения инновационной технологии Стоимость разработки и внедрения АСУ ТП оказалась несколько выше стоимости системы, построенной на традиционных аналоговых и релейно-контактных средствах. Вместе с тем она обеспечивает лучшие технико-экономические показатели работы энергоблока за счет реализации более совершенных алгоритмов управления, а гибкость микропроцессорных систем позволяет не только обеспечить точное выдерживание “базовых” показателей, необходимых для нормальной работы энергоблока (давление и температура пара, обороты турбины и т. п.), но и контролировать массу других характеристик, например, для более качественного сжигания топлива и снижения выброса вредных веществ в атмосферу. Намного легче оказалось и техническое обслуживание оборудования АСУ, в частности, значительно сократилось время, необходимое для поиска и устранения неисправностей. Наконец, реализация функций сбора и анализа информации и генерации управляющих воздействий с помощью программных средств позволяет в случае надобности достаточно легко изменять алгоритмы работы системы. |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Технико-экономические показатели трудо-энерго-природосбережения нового процесса Внедрение АСУТП на 6-м энергоблоке Новосибирской ТЭЦ-5 позволило повысить надежность, улучшить технико-экономические, а также экологические показатели работы. Созданы условия для персонала, которые облегчают управление энергоблоком. На 6-м энергоблоке было реализовано несколько современных технологических решений, способствующих улучшению экономических и экологических показателей, а также повышению надежности его работы. Совместно с изготовителем котла ОАО “Красный котельщик” (г. Таганрог) разработана и внедрена система трехступенчатого сжигания с газовым восстановительным топливом, которая обеспечивает достижение концентрации NOx в уходящих газах не выше 350 мг/нм3, что в 2-3 раза ниже, чем при обычном сжигании таких же углей. Вместо традиционных средств контроля и управления применена полномасштабная автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП), охватывающая управление не только котлом и турбиной, но и электротехническим оборудованием блока. Внедренная АСУ ТП позволяет оперативно диагностировать дефекты и неполадки в работе оборудования, проводить расчеты ТЭП, своевременно вносить коррективы ведения технологических процессов. |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Новые потребительские свойства продукции Основное отличие АСУ ТП блока № 6 от систем контроля и управления, выпол-ненных ранее для однотипных энергоблоков №№ 1–5 этой станции, заключается в расши-рении функциональных возможностей. Оно достигнуто в результате применения ПТК, отвечающего современному уровню техники управления технологическими процессами и имеющего перспективу применения в обозримом будущем. |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Качественные характеристики, предъявляемые к сырью и материалам Перечень документов, на основании которых создавалась система. |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Стадия и уровень разработки - Серийное производство отдельных модулей системы. |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Предлагаемые инвестиции
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Рынки сбыта Замена старых систем контроля и управления, построенных на аналоговых и релейно-контактных средствах, на современные АСУ ТП - несомненная перспектива для электростанций всех типов на территории России и за рубежом. |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Возможность и эффективность импортозамещения Уникальность разработанной и внедренной на энергоблоке АСУ ТП состоит в том, что она полностью, на 100%, выполнена силами новосибирских специалистов без использования импортных ПТК. Эта работа доказывает высокий научный и технический потенциал Новосибирска, способный создать высокотехнологичный продукт на уровне лучших мировых образцов. Система имеет ряд специфически важных отличий от аналогов за рубежом и в России. Так, новая АСУТП является полномасштабной - она охватывает теплотехническое и электротехническое оборудование энергоблока, при этом выполняются все управляющие, информационные и сервисные функции, необходимые для безаварийной работы объекта во всех режимах. По своим техническим возможностям и характеристикам АСУТП превосходит ряд зарубежных аналогов. Она базируется на самой современной микропроцессорной базе и открытых международных стандартах, учитывает характеристики российских промышленных объектов и полностью соответствует требованиям отечественных нормативных документов. |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Возможность выхода на мировой рынок |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Срок окупаемости (в месяцах) 24 |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Дата поступления материала 16.10.2006 |
У павильонов Уральской выставки «ИННОВАЦИИ 2010» (г. Екатеринбург, 2010 г.)
Мероприятия на выставке "Инновации и инвестиции - 2008" (Югра, 2008 г.)
Открытие выставки "Малый бизнес. Инновации. Инвестиции" (г. Магнитогорск, 2007 г.)
Демонстрация разработок на выставке "Малый бизнес. Инновации. Инвестиции" (г. Магнитогорск, 2007 г.)