УТВЕРЖДАЮ Директор Самарской ТЭЦ “ ” 2002 гНачальник...

“ У Т В Е Р Ж Д А Ю ”

Директор Самарской ТЭЦ

_____________

“___”_____________ 2002 г.

Техническое задание

на программно-технический комплекс

для АСУТП турбины Р-50-130-1.

РАО "ЕЭС РОССИИ" ФИРМА ПО НАЛАДКЕ, СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИИ

И ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И СЕТЕЙ ОАО "Фирма ОРГРЭС"

“УТВЕРЖДАЮ” Главный инженер

ОАО “Фирма ОРГРЭС” _____________ В.А. Купченко

“___”________________ 2002 г.

Техническое задание

на программно-технический комплекс

АСУТП турбины Р-50-130-1.

Начальник ЦАСУ ТП ТЭС и АЭС В.Г. Михальченко

Руководитель работы И.В. Бородкин

МОСКВА. 2002 г.

ОАО “Фирма ОРГРЭС” АСУ ТП “Самарской ТЭЦ”

Техническое задание на АСУТП турбины Р-50-130-1 2

СОДЕРЖАНИЕ:

I. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ._______________________________________________________________ 4

II. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА АВТОМАТИЗАЦИИ. ___________________________________ 5

2.1. Состав и краткая характеристика оборудования турбоустановки. _______________________ 5

2.2. Режим работы оборудования турбоустановки. _________________________________________ 7

2.3. Концепция контроля и управления технологическим оборудованием. ___________________ 7

III. ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ. ________________________________________________________ 9

3.1. Требования к системе в целом._______________________________________________________ 9 3.1.1. Требования к структуре и функционированию ПТК АСУТП. ___________________________ 9 3.1.2. Описание структурной схемы ПТК АСУТП (см. рисунок 1 приложения).________________ 10 3.1.3. Требования к надежности. _______________________________________________________ 12 3.1.4. Требования к безопасности. ______________________________________________________ 15 3.1.5. Требования к эргономике и технической эстетике. ___________________________________ 16 3.1.6. Требования к эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту. __________________ 16 3.1.7. Требования к защите от влияния внешних воздействий. ______________________________ 17 3.1.8. Требования к электропитанию компонентов ПТК АСУТП. ____________________________ 18 3.1.9. Требования к защите информации от несанкционированного доступа. __________________ 18 3.1.10. Требования к сохранности информации при авариях._________________________________ 18 3.1.11. Требования по стандартизации и унификации. ______________________________________ 19

3.2. Требования к функциям АСУТП. ___________________________________________________ 19 3.2.1. Требования к составу технологических функций АСУТП._____________________________ 19 3.2.2. Требования к общесистемным функциям АСУТП. ___________________________________ 20 3.2.3. Требования к информационным функциям АСУТП. _________________________________ 26 3.2.4. Требования к управляющим функциям АСУТП. _____________________________________ 34

3.3. Требования к видам обеспечения. ___________________________________________________ 40 3.3.1. Требования к математическому обеспечению._______________________________________ 40 3.3.2. Требования к информационному обеспечению.______________________________________ 40 3.3.3. Требования к лингвистическому обеспечению. ______________________________________ 40 3.3.4. Требования к программному обеспечению. _________________________________________ 41 3.3.5. Требования к техническому обеспечению.__________________________________________ 41 3.3.6. Требования к метрологическому обеспечению.______________________________________ 46

IV. СОСТАВ РАБОТ ПО СОЗДАНИЮ АСУТП. ___________________________________________ 48

V. ПОРЯДОК КОНТРОЛЯ И ПРИЕМКИ. _______________________________________________ 50

VI. ТРЕБОВАНИЯ К ДОКУМЕНТИРОВАНИЮ. __________________________________________ 52

VII. ГАРАНТИЙНЫЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА. ________________________________________________ 54

VIII. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ. __________________________________________________________ 55

IX. ПРИЛОЖЕНИЕ. __________________________________________________________________ 57

9.1. Таблица 1. Перечень аналоговых входных сигналов. ___________________________________ 1

9.2. Таблица 2. Запорная и регулирующая арматура, управляемая ПТК. _____________________ 5

9.3. Таблица 3. Механизмы собственных нужд и электродвигатели, поставляемые комплектно с турбиной, управляемые ПТК.________________________________________________________ 6

9.4. Таблица 4.1. Перечень дискретных входных сигналов, поступающих из исполнительных устройств в соответствии с каталогом схем управления.________________________________ 7

9.5. Таблица 4.2. Перечень дискретных входных сигналов (кроме поступающих из ИУ в соответствии с каталогом схем управления). _________________________________________ 10



9.6. Таблица 5.1. Перечень дискретных выходных сигналов (команд), поступающих на исполнительные устройства в соответствии с каталогом схем управления. ______________ 12

9.7. Таблица 5.2. Перечень дискретных выходных сигналов (команд) (кроме поступающих на ИУ в соответствии с каталогом схем управления).________________________________________ 13

9.8. Таблица 6. Количество исполнительных устройств и входных/выходных сигналов ПТК ТГ-5 Самарской ТЭЦ. __________________________________________________________________ 14

9.9. Таблица 7.1. Перечень органов управления аварийного пульта ТЩУ. __________________ 15

9.10. Таблица 7.2. Перечень основных приборов, устанавливаемых на панели аварийного контроля._________________________________________________________________________ 16



I. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ. 1.1. Полное наименование системы – Автоматизированная система управления технологическими процессами

паровой турбины типа Р-50-130-1 на Самарской ТЭЦ. 1.2. Настоящее “Техническое задание…” разработано в соответствии с ГОСТ 34.602-89 (Л.1) и является основным

документом передаче АСУТП в эксплуатацию. 1.3. Организация разработки и внедрения системы ведется с учетом требований (Л.2). 1.4. Заказчиком и финансирующей стороной разработки и внедрения АСУТП является АО “Самарская ТЭЦ”, да-

лее именуемый ЗАКАЗЧИК. 1.5. Технологическим разработчиком системы и координатором работ по АСУТП является АО “Фирма ОРГРЭС”,

г. Москва, далее именуемый РАЗРАБОТЧИК. 1.6. Поставщик ПТК АСУТП и разработчик прикладного программного обеспечения является ООО “Ай Си Пи

Груп”, далее именуемая ПОСТАВЩИК ПТК. 1.7. Разработку технорабочего проекта в части установки периферийного оборудования АСУ ТП, прокладки и

подключению кабельных связей вне ПТК АСУТП, автономных систем контроля осуществляет БелНИПИ-энергопром, далее именуемый ПРОЕКТИРОВЩИК.

1.8. Плановый срок начала работ 15.04.2001 г. 1.9. Плановый срок завершения работ 22.12.2002 г.



II. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА АВТОМАТИЗАЦИИ.

2.1. Состав и краткая характеристика оборудования турбоустановки. В состав оборудования турбоустановки входят:

ü турбина с вспомогательным оборудованием; ü генератор со вспомогательным оборудованием.

2.1.1. Краткая характеристика турбины. Турбина паровая с противодавлением типа Р-50-130-1 имеет следующие технические данные:

ü номинальная мощность турбины, МВт – 50 ü частота вращения ротора турбины, об/мин – 3000 ü расход свежего пара на турбину, т/час – 450 ü расход пара к тепловым потребителям, т/час – 390 ü абсолютное давление перед СК, кгс/см2 – 130 ü температура свежего пара перед СК, 0С – 555 ü абсолютное давление пара в выхлопном патрубке турбины, кгс/см2 – (10-18)±3

Турбина представляет собой одноцилиндровый агрегат, имеющий одновенечную регулирующую сту-пень и 16 ступеней давления. Турбина предназначена для непосредственного привода генератора перемен-ного тока. Ротор турбины соединен с ротором генератора муфтой.

Турбина имеет сопловое парораспределение. Свежий пар подводится к отдельно стоящей паровой ко-робке, в которой расположен клапан автоматического затвора, откуда пар по перепускным трубам поступает к четырем регулирующим клапанам, расположенным в паровых коробках, вваренных в переднюю часть ци-линдра. Четвертый регулирующий клапан открывается одновременно с пятым перегрузочным клапаном, пе-репускающим пар из камеры регулирующего колеса в камеру за четвертой ступенью.

Турбина снабжена валоповоротным устройством (ВПУ), служащий для проворачивания ротора после останова и перед пуском, которое обеспечивает скорость вращения ротора 3,4 об/мин. Валоповоротное уст-ройство приводится во вращение от электродвигателя.

Турбина снабжена автоматом поворота ротора, который обеспечивает поворот ротора остывающей турбины через каждые 10 мин на 1800.

Турбина имеет гидравлическую систему регулирования, управление которой при пуске и при работе под нагрузкой осуществляется механизмом управления турбиной (МУТ).

Концевые уплотнения ротора турбины выполнены без каминов. В соответствующие отсеки уплотне-ния подается пар из коллектора. Давление в коллекторе составляет 3,00-3,50 ата. Из крайних отсеков паро-воздушная смесь отсасывается в вакуумный охладитель.

Фикс-пункт турбины расположен на раме заднего подшипника со стороны генератора, и расширение агрегата происходит в сторону переднего подшипника.

Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пусков турбины предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек и подвод острого пара на переднее уплотнение. Для обеспечения правильного режима работы и дистанционного управления системой дренажей при пусках и остановках турбины преду-смотрено групповое дренирование в расширитель дренажей турбины.

2.1.2. Масляная система турбины. Масляная система турбины питает маслом марки “22” турбинное “Л” ГОСТ 32-53 как систему регу-

лирования при давлении 20 кгс/см2, так и систему смазки подшипников при давлении 0,8 кгс/см2 после мас-лоохладителей на уровне подшипников. Подача масла в систему регулирования производится центробеж-ным насосом, приводимым непосредственно от вала турбины. В систему смазки до маслоохладителей масло подается с помощью двух инжекторов, включенных последовательно. Первый инжектор обеспечивает, кро-ме того, необходимый подпор на всасывании центробежного насоса системы регулирования (около 1 кгс/см2).

Для обслуживания турбины в период ее пуска предусматривается пусковой масляный электронасос на 1500 об/мин, производительность 180 м3/ч и напором 425 м вод.ст. Для нормальной эксплуатации насос пе-реводится на работу с электродвигателем переменного тока на 1000 об/мин, при этом достигается произво-дительность около 120 м3/ч и напор 187 м вод.ст.

Турбина снабжена одним резервным насосом смазки производительностью 100 м3/ч при напоре 22 м вод.ст. и одним аварийным насосом смазки производительностью 100 м3/ч при напоре 22 м вод.ст. Резерв-ный насос приводится в движение от электродвигателя переменного тока. Аварийный насос приводится в движение от электродвигателя постоянного тока.

Масляный бак сварной конструкции имеет рабочую емкость 14 м3. Для очистки масла от механиче-ских примесей в масляном баке установлены фильтры.



Для охлаждения масла предусматриваются два маслоохладителя (поверхностные, вертикальные) с поверхностью охлаждения 63 м2 ±5 % и номинальным расходом масла через каждый маслоохладитель 90 м3/ч.

Маслоохладители охлаждаются водой из циркуляционной системы с температурой, не превышающей 33 0С. Расход охлаждающей воды на каждый работающий маслоохладитель равен 140 м3/ч. При этом расхо-де гидравлическое сопротивление маслоохладителей равно 1,9 м вод. ст.

Подача охлаждающей воды к газоохладителям генератора осуществляется подъемными насосами. Для механической очистки охлаждающей воды, поступающей к маслоохладителям и газоохладителям агре-гата, установлены фильтры с поворотными сетками для промывки на ходу.

2.1.3. Регенеративное устройство турбины. Регенеративное устройство предназначается для подогрева питательной воды паром, отбираемым из

промежуточных ступеней турбины, и состоит из трех поверхностных подогревателей высокого давления № 1, 2 и 3. Водяная сторона подогревателей рассчитана на полное давление, развиваемое питательными насо-сами, но не выше 230 кгс/см2.

Подогреватели высокого давления вертикальной конструкции со встроенными пароохладителями и охладителями дренажа. Подогреватели имеют трубные секции, состоящие из стальных трубок, вваренных в коллекторы. Корпуса подогревателей сварные, днища штампованные.

Для отсоса пара из крайних отсеков лабиринтовых уплотнений турбины поставляется специальный вакуумный охладитель горизонтального типа, снабженный эжектором, поддерживающим давление в охла-дителе 0,95-0,97 ата. Отсос пара из промежуточных отсеков лабиринтовых уплотнений производится в по-догреватель ПСВ-200.

Охладитель пара лабиринтовых уплотнений охлаждается химически очищенной водой с температу-рой около 40 0С в количестве 60 т/ч.

Рабочим паром эжектора вакуумного охладителя служит пар из деаэратора 6 ата.

2.1.4. Краткая характеристика генератора. Генератор ТВФ-63-2 предназначен для выработки электрической энергии при непосредственном со-

единении с паровой турбиной. Номинальные параметры генератора:

ü полная мощность, кВА – 78580 ü активная мощность, кВт – 55000 ü коэффициент мощности – 0,7 ü напряжение, В – 10500 ü ток, А – 4320 ü частота, Гц – 50 ü скорость вращения, об/мин – 3000 ü коэффициент полезного действия – 98 ü отношение короткого замыкания – 0,54 ü маховой момент ротора, тм2 – 9,7 ü максимальный вращающий момент при коротком замыкании в

обмотке статора – десятикратный ü критические скорости вращения, об/мин – 1510/3910 ü соединение фаз обмотки статора – двойная звезда ü число выводов обмоток статора – 9

Генератор выполнен с непосредственным водородным охлаждением обмотки ротора и сердечника статора и косвенным водородным охлаждением обмотки статора.

Технические характеристики водорода: ü избыточное давление номинальное/максимальное, кгс/см2 – 2,0/3,0 ü номинальная температура холодного газа, 0С – 40 ü чистота, % – не менее 97 ü относительная влажность холодного водорода при номинальных

значениях давления и температуры, % – не более 50 Охлаждающий водород циркулирует в генераторе под действием вентиляторов, установленных на ва-

лу ротора, и охлаждается газоохладителями, встроенными в корпус генератора. Циркуляция воды в газоохладителях осуществляется насосами, расположенными вне генератора. Технические характеристики воды в газоохладителях:



ü наибольшее эксплуатационное избыточное давление холодной во-ды, кгс/см2 – 3,0

ü температура холодной воды номинальная/наименьшая, 0С – 33/15 ü номинальный расход воды, м3/ч – 250

Маслоснабжение опорных подшипников и уплотнений вала производится от масляной системы тур-бины (см. п. 2.1.2).

2.2. Режим работы оборудования турбоустановки. 2.2.1. Турбина Р-50-130-1 предназначены для выработки электрической энергии в базовом и регулирующем

режимах работы. Система контроля и управления должна обеспечивать возможность:

ü останов турбины; ü пуска турбины из холодного, неостывшего и горячего состояний; ü регулирования нагрузки турбины; ü изменения мощности в регулировочном диапазоне при номинальных параметрах.

Эксплуатационные режимы работы турбины подразделяются на нормальные, переходные, предава-рийные, аварийные и специальные. В каждом из перечисленных режимов должны выполняться требования, которые приводятся ниже.

2.2.2. Нормальные эксплуатационные режимы включают в себя базовый и регулирующий режимы работы турбины.

При работе турбины в этих режимах в регулировочном диапазоне нагрузок должны удовлетворяться следующие требования: ü поддержание заданного значения нагрузки турбины, в том числе промежуточного, максималь-

ного или минимального допустимого значения; ü поддержание заданных значений или соотношений регулируемых параметров; ü поддержание остальных (нерегулируемых параметров) в пределах заданных ограничений.

2.2.3. Переходные режимы работы турбины – режимы плановых пусков и остановов – разделяются на пуск из холодного состояния, пуск из неостывшего состояния, пуск из горячего состояния, плановый останов.

2.2.4. Предаварийные режимы связаны с аварийным отключением механизмов и агрегатов турбины, аварийными событиями в энергосистеме, требующими сброса нагрузки турбины, нарушениями устойчивости технологического процесса, ошибками управления, повреждениями оборудования, не позволяющими оставить его в работе и пр.

При возникновении предаварийных режимов должны выполняться следующие специальные требова-ния: ü удержание параметров в пределах аварийных ограничений с целью предотвращения развития

аварий; ü включение имеющихся резервных механизмов или отключение рабочих при необходимости.

2.2.5. Аварийные режимы связаны с разрушением или недопустимым отклонением параметров технологического оборудования.

При возникновении таких режимов оборудование должно быть аварийно отключено с обеспечением условий безопасности и минимального ущерба.

2.2.6. Разрешается работа турбины в беспаровом режиме не более 4-х минут. 2.2.7. В аварийных ситуациях, связанных с невозможностью отключения генератора от сети по каким-либо

причинам, допускается работа турбины в беспаровом режиме с охлаждением проточной части методом противотока длительностью не более 1-го часа.

2.2.8. Специальные режимы создаются для проведения испытаний и других целей, не связанных с выполнением основной функции турбины.

При проведении специальных режимов должны выполняться требования безопасности и сохранения целостности оборудования. Другие условия должны оговариваться в программах испытаний.

2.3. Концепция контроля и управления технологическим оборудованием. На турбоустановке должны быть реализованы следующие виды контроля и управления:

ü основной контроль и управление с ГрЩУ-2; ü автономные системы контроля, связанные с ПТК; ü аварийное управление с ГрЩУ-2 и по месту; ü автономный контроль и управление с ГрЩУ-2 электротехническим оборудованием;



ü автономный контроль и управление с МЩУ и по месту. 2.3.1. Основной контроль и управление с ГрЩУ-2 осуществляется с автоматизированного рабочего места

оператора-технолога (АРМ ОТ) по турбине с использованием дисплеев, манипуляторов типа “мышь” и функциональных промышленных клавиатур.

Этот вид контроля и управления распространяется на все оборудование турбины, а также на часть те-пломеханического оборудования генератора.

2.3.2. Автономные системы контроля, связанные с ПТК: ü система контроля мехвеличин турбины и др.

Эти системы передают информацию в ПТК АСУ ТП посредством системных шин или прямых ка-бельных связей.

2.3.3. Аварийное управление предусматривается: ü с ГрЩУ-2; ü по месту.

2.3.3.1. Аварийное управление с ГрЩУ-2 реализуется на аварийном пульте управления (АПУ) турбины, устанав-ливаемом в оперативном контуре управления ГрЩУ-2.

Объем аварийного управления ГрЩУ-2 должен быть минимальным и обеспечивать безо-пасное аварийное отключение оборудования через ПТК или при выходе из строя ПТК. Пере-чень органов управления и приборов контроля приведен в таблицах 7.1 и 7.2 приложении.

2.3.3.2. Аварийное управление по месту механизмами собственных нужд осуществляется посредством кнопок, устанавливаемых непосредственно у механизмов.

Команды от кнопок поступают в схемы управления механизмами, информация о нажа-тии на кнопку поступает в ПТК для регистрации.

2.3.4. Автономный контроль и управление с ГрЩУ-2 электротехническим оборудованием (панели и пульты управления) остается в прежнем объеме.

В ПТК может подаваться информация от ключей управления в минимальном объеме (до 10 сигна-лов).

2.3.5. Автономный контроль и управление с МЩУ и по месту реализуется для объектов неоперативного управления, для электротехнического оборудования турбины, система контроля и управления которым реализована с применением традиционных технических средств.

Ключи (кнопки) и датчики технологических параметров постов автономного контроля и управления не связаны с ПТК АСУ ТП.

Состояния отдельных исполнительных устройств могут поступать в ПТК для отображения и регист-рации.



III. ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ.

3.1. Требования к системе в целом.

3.1.1. Требования к структуре и функционированию ПТК АСУТП. 3.1.1.1. Функциональная структура ПТК должна представлять собой ряд взаимосвязанных подсистем, классифи-

цируемым по исполняемым функциям: ü подсистема сбора и первичной обработки значений технологических параметров и состояния

полевого оборудования; ü подсистема графического отображения состояния технологического оборудования и полевого

оборудования; ü подсистема предупредительной и аварийной сигнализации отклонений технологических пара-

метров и состояния задач; ü подсистема регистрации значений технологических параметров и событий в системе; ü подсистема обеспечения связи с внешними (по отношению к АСУТП турбины) потребителями

информации; ü подсистема автоматического регулирования; ü подсистема логического бесшагового управления технологическим оборудованием (техноло-

гические блокировки, в т.ч. АВР); ü подсистема технологических защит; ü подсистема дистанционного управления исполнительными органами и задачами; ü подсистема обработки приоритетов и формирования выходных команд управления исполни-

тельными устройствами; ü подсистема аварийного дистанционного останова технологического оборудования.

3.1.1.2. Подсистема сбора и первичной обработки значений технологических параметров и состояния перифе-рийных устройств должна выполнять следующие функции:

ü прием измерительной информации от датчиков технологических параметров и, при необходи-мости, нормализующих преобразователей;

ü диагностика достоверности принимаемой информации; ü первичная обработка измерительной информации (фильтрация, линеаризация, масштабирова-

ние, контроль достоверности и т.д.); ü расчет уставок технологической сигнализации и срабатывания защит.

3.1.1.3. Подсистема графического отображения состояния технологического оборудования и периферийных уст-ройств должна выполнять следующие функции:

ü представление информации оперативному персоналу и другим пользователям по состоянию основного и вспомогательного технологического оборудования;

ü представление информации о значениях технологических параметров и их отклонениях; ü представление информации о состоянии и работоспособности полевого оборудования АСУТП; ü представление информации о состоянии и ходе выполнения задач управления.

3.1.1.4. Подсистема предупредительной и аварийной сигнализации отклонений технологических параметров и состояния задач должна выполнять следующие функции:

ü формирование информации о превышении уставок технологической сигнализации; ü представление информации о появлении сообщений технологической сигнализации, работе

программ защит, отказах полевого оборудования и ПТК АСУТП на экране дисплея; ü представление информации об отклонениях параметров за уставки сигнализации на видео-

граммах фрагментов тепловой схемы; ü формирование звуковой сигнализации и речевых сообщений (опционально).

3.1.1.5. Подсистема регистрации значений технологических параметров, работы задач АСУТП, других событий должна обеспечивать сохранение значений технологических параметров, состояний задач управления, системных событий разного рода на устройствах долговременного хранения. По запросу пользователей из массивов архива должны формироваться протоколы для вывода на печать. Структура баз данных ар-хива должна быть доступной для использования сохраняемой информации (в том числе и оперативной)



другими программами. 3.1.1.6. Подсистема обеспечения связи с внешними потребителями информации должна обеспечивать формиро-

вание из массивов архива АСУТП турбины блоков (таблиц) информации, представленной в согласован-ных форматах, для передачи в общестанционную локальную сеть по одному из стандартных протоколов обмена.

3.1.1.7. Подсистема автоматического регулирования должна выполнять функции автоматического поддержания заданных значений технологических параметров во всех эксплуатационных режимах, изменения пара-метров с заданной скоростью до заданных величин посредством импульсного воздействия на регули-рующую арматуру.

3.1.1.8. Подсистема логического бесшагового управления технологическим оборудованием (блокировки, в т.ч. АВР) должна обеспечивать дискретное управление технологическим оборудованием в режимах нор-мальной эксплуатации.

3.1.1.9. Подсистема технологических защит должна обеспечивать безопасное отключение и останов оборудова-ния при возникновении аварийных ситуаций.

3.1.1.10. Подсистема дистанционного управления должна обеспечивать прием команд управления исполнитель-ными устройствами и задачами от оператора, передачу их в соответствующие задачи или на нижний уро-вень управления, формирование сигналов для отображения режимов управления исполнительными уст-ройствами, формирование информации о ходе выполнения команд.

3.1.1.11. Подсистема обработки приоритетов и формирования выходных команд управления исполнительными устройствами (нижний уровень управления) должна обеспечивать формирование команд на управление исполнительными устройствами с учетом приоритетов управляющих инициатив, текущего состояния ИУ, формирование сигналов диагностики выполнения команд управления, формирование сигналов со-стояния ИУ.

3.1.1.12. Подсистема аварийного дистанционного останова с помощью ключей (кнопок), устанавливаемых на пульте оператора и воздействующих непосредственно в схемы управления исполнительными устройст-вами, должна обеспечивать безопасный останов основного технологического оборудования при отказе компонентов ПТК.

3.1.2. Описание структурной схемы ПТК АСУТП (см. рисунок 1 приложения). 3.1.2.1. На групповом щите управления (ГрЩУ-2) в оперативном контуре управления на существующем пульте

располагается автоматизированное рабочее место оператора-технолога (АРМ ОТ) и аварийный пульт управления оператора-технолога (АПУ);

3.1.2.2. АРМ ОТ должен содержать: ü две дублирующие друг друга рабочих станции (WS), обеспечивающих функционирование

АРМ; ü два цветных графических дисплея с размером экрана 19 дюймов; ü функциональную клавиатуру; ü устройства координатного указания (мышь) в промышленном исполнении;

Технические средства АРМ должны поставляться ПОСТАВЩИКОМ. 3.1.2.3. Пульт аварийного управления должен быть оснащен ограниченным количеством органов управления и

показывающих (цифровых) приборов. Пульт предназначен для безопасного останова технологического оборудования в режиме

планового отключения оборудования, в случаях частичного или полного отказа ПТК АСУТП. Состав органов управления и показывающих приборов, расположенных на пульте, при-

веден в приложении. Конструктивно пульт аварийного управления должен представлять собой часть (выде-

ленный сектор) на пульте АРМ ОТ. Проектирование пульта аварийного управления производит ПРОЕКТИРОВЩИК по

заданию РАЗРАБОТЧИКА. Комплектацию и поставку технических средств пульта аварийно-го останова производит ЗАКАЗЧИК по спецификациям ПРОЕКТИРОВЩИКА.

Другой системы контроля и управления, выполненной на традиционных средствах и дублирующей функции АСУТП, не предусматривается.

3.1.2.4. В неоперативном контуре ГрЩУ-3, рядом со стойками контроллеров, устанавливается автоматизирован-ное рабочее место конфигурирования и оперативного обслуживания ПТК (АРМ ПТК).

3.1.2.5. АРМ ПТК должен быть оснащен: ü рабочей станцией АРМ; ü цветным графическим дисплеем с размером экрана 19 дюймов;



ü унифицированной клавиатурой; ü устройством координатного указания (мышь); ü лазерным принтером.

Технические средства АРМ поставляются ПОСТАВЩИКОМ. 3.1.2.6. АРМ ПТК должен обеспечивать:

в режиме конфигурирования ПТК АСУТП: ü санкционированный ПОСТАВЩИКОМ доступ к прикладному ПО АСУТП с целью внесения

изменений и дополнений и регистрацию внесения изменений; ü ведение и документирование базы данных АСУТП; ü проведение автономной (без загрузки исполняемых программ в стойки ПТК) или комплексной

(с загрузкой исполняемых программ в стойки ПТК) отладки вновь разработанного или изме-ненного прикладного ПО;

ü коррекцию настроечных параметров задач; в режиме обслуживания ПТК АСУТП: ü отображение подробной информации о состоянии и работоспособности элементов ПТК

АСУТП; ü проведение детальной диагностики функционирования элементов ПТК; ü проверку адекватности эталонного и загруженного базового и прикладного ПО (загрузочных

модулей) ПТК АСУТП; ü формирование из информации, сохраняемой на сервере архива, и вывод на печать протоколов

по запросу пользователей. в режиме анализа работы оборудования: ü отображение ретроспективной информации о параметрах работы оборудования турбины в ви-

де трендов, таблиц, построенных на основе информации, сохраняемой в сервере архива АСУТП турбины;

ü вывод на печать графиков, таблиц и протоколов, сформированных на основе информации, со-храняемой в сервере архива АСУТП турбины;

в режиме дублирования АРМ ОТ: ü отображение такой же информации о работе оборудования, как и на мониторах АРМ ОТ без

реализации функций управления. 3.1.2.7. В неоперативном помещении ГрЩУ-3 устанавливается сервер архива (архивная станция). 3.1.2.8. Сервер архива должен содержать:

ü компьютер; ü цветной графический дисплей с размером экрана 19 дюймов; ü встроенный магнитооптический дисковод, обеспечивающий чтение и запись дисков объемом

не менее 640 Мб; ü унифицированную клавиатуру; ü устройство координатного указания (мышь);

3.1.2.9. Сервер архива должен выполнять функции: ü сбора и хранения значений всех технологических параметров, поступающих в систему; ü сбора и хранения информации о состоянии всех исполнительных устройств, управляемых из

системы; ü сбора и хранения информации о действиях оператора, в том числе от кнопок аварийного оста-

нова МСН и аварийного пульта управления; ü сбора и хранения информации о состоянии и действиях задач АСУТП; ü периодической автоматической перезаписи накопленной информации на устройства долговре-

менного хранения большой емкости (магнитооптические диски); ü автоматической идентификации создаваемых архивов и автоматического ведения библиотеки

архивов. 3.1.2.10. В неоперативном помещении ГрЩУ-3 должны быть установлены микропроцессорные контроллеры,

предназначенные для реализации функций контроля и управления оборудованием в пределах выделен-ных технологических функциональных зон.



Перечни аналоговых и дискретных выходных сигналов, арматуры и механизмов собст-венных нужд приведены в таблицах приложения. В таблице 6 приложения приведены обоб-щенные количественные данные по входным/выходным сигналам.

Разделение оборудования на функциональные зоны должно быть произведено с целью функционального распределения задач АСУТП для повышения функциональной отказоустой-чивости системы и минимизации информационных потоков между подсистемами ПТК АСУТП.

3.1.2.11. Для реализации задач технологических защит должны применяться контроллеры с резервированными модулями ввода/вывода и обработки информации.

3.1.2.12. Информационный обмен между компонентами ПТК АСУТП должен производиться посредством резер-вированной системной шины.

3.1.2.13. Информационный обмен между ПТК АСУТП турбины и локальной сетью станции должен производить-ся на основе сетевого интерфейса Ethernet через шлюз.

3.1.2.14. Программно-технические средства информационного обмена в пределах ПТК АСУТП должны постав-ляться ПОСТАВЩИКОМ.

3.1.3. Требования к надежности. 3.1.3.1. Требования к показателям надежности устанавливаются в соответствии с ГОСТ 24.701-86 (Л.3) отдельно

для каждой функции контроля и управления (с учетом самодиагностики и восстановления) только для внезапных и независимых отказов.

В качестве показателя надежности принято среднее время наработки на отказ по каждой функции.

Показатели надежности приняты для ПТК АСУТП без учета надежности внешних уст-ройств (измерительных преобразователей, нормирующих преобразователей, электрических ка-белей, силовых коммутационных устройств, исполнительных механизмов).

3.1.3.2. Показателями аппаратной надежности КТС, используемых в подсистеме технологических защит, долж-ны быть (Л.3):

ü средняя вероятность несрабатывания (на один канал) в течение одного года при частоте запро-сов 0,2 1/год, периоде обслуживания 720 ч. и среднем времени устранения неисправности, об-наруженной средствами диагностики, не более 2 ч;

ü параметр ложных срабатываний (на один канал). Подсистема ТЗ должна быть выполнена с повышенной надежностью и удовлетворять

следующим показателям надежности (Л.3): ü средняя вероятность несрабатывания за год не более 5*10Е-5; ü параметр потока ложных срабатываний в час не более 5*10E-6.

3.1.3.3. Показателями аппаратной надежности КТС, используемых в других подсистемах АСУТП, являются средняя наработка на отказ и среднее время восстановления устройств, реализующих данную функцию. Значения этих показателей в соответствии с (Л.3) приведены в таблице 1:

Таблица 1.

Подсистема, формулировка отказа Средняя наработка на отказ, тыс.час,

Не менее

Среднее время вос-становления, час,

не более Сбор и первичная обработка аналоговой информации:

ü отказ одного канала; 30,0 1 ü одновременный отказ двух и более каналов

в одном УСО 100,0 1

1

ü одновременный отказ всех каналов одного УСО.

200,0 1

Сбор и первичная обработка дискретной информации:

ü отказ одного канала; 30,0 1

2

ü одновременный отказ всех каналов одного УСО.

200,0 1



Подсистема, формулировка отказа Средняя наработка на отказ, тыс.час,

Не менее

Среднее время вос-становления, час,

не более Передача данных по интерфейсным кана-лам:

ü невозможность обмена данными между двумя любыми абонентами сети;

50,0 1

3

ü невозможность обмена данными между тремя и более абонентами сети.

100,0 1

Предупредительная и аварийная сигнали-зация:

ü отказ одного канала; 30,0 1

4

ü одновременный отказ более одного канала. 100,0 1 Отображение информации оператору-технологу:

ü невозможность вызова одной видео-граммы;

10,0 1

ü отсутствие динамической информации по одному каналу;

10,0 1

ü невозможность вызова всех видеограмм одного АРМ ОТ

200,0 1

5

ü невозможность вызова всех видеограмм всех АРМ ОТ.

400,0 1

6 Автоматическое регулирование: ü отказ одного контура АР; 20,0 1 ü одновременный отказ всех контуров АР в

пределах одного контроллера. 50,0 1

Логическое управление: 7 ü отказ одного алгоритма логического управ-

ления; 20,0 1

ü одновременный отказ всех программ одно-го контроллера.

50,0 1

Дистанционное управление: ü невозможность управления по одному ка-

налу; 200,0 1

ü невозможность управления по двум и более каналам;

300,0 1

8

ü ложное срабатывание по одному каналу. 1000,0 0,5 Регистрация аварийных событий: ü отказ по одному параметру РАС; 20,0 1

9

ü полный отказ функции РАС. 100,0 1 10 Расчетные функции: отказ функции. 3,0 4,0

3.1.3.4. Обеспечение заданных показателей надежности должно выполняться при соответствии характеристик электропитания и состояния окружающей среды оговоренным в настоящем “Техническом задании…”.

3.1.3.5. Отказ одного сменного элемента ПТК или канала связи не должен приводить к необходимости снижения нагрузки, останову или отключению оборудования.

3.1.3.6. Высокая надежность системы должна обеспечиваться при: ü повреждении всех кабелей, идущих в одном потоке, канале, туннеле; ü повреждении одного из кабелей резервированной системной шины; ü полной потере электроснабжения со стороны переменного тока системы собственных нужд (на

время не более часа); ü повреждении любого из одиночных элементов аппаратуры ПТК.

3.1.3.7. Перечисленные требования к надежности должны быть обеспечены соответствующим выбором и разра-боткой совокупности технических, программных и информационных средств и регламентом их обслужи-вания.

3.1.3.8. Должны быть реализованы следующие способы повышения надежности:



ü высокая надежность комплектующих элементов, блоков, модулей, устройств передачи инфор-мации;

ü наличие аппаратной, информационной, функциональной и алгоритмической избыточности, обеспечивающей работоспособность деградированных систем при единичных отказах, без ос-танова оборудования;

ü разработка надежно работающих программных средств; ü развитая система диагностики технических и программных средств ПТК; ü защита от выдачи ложных команд и ложной информации; ü использование специальных избыточных кодов для защиты информации в процессе обмена; ü повышенное резервирование в стойках, выполняющих наиболее ответственные программы по

защите технологического оборудования; ü специальные методы трассирования кабельных связей, исключающие прокладку резервируе-

мых линий в одном коробе, лотке и т.д.; ü диагностирование периферийного оборудования АСУТП; ü контроль информации на входе, использование избыточности “2 из 2-х” или “2 из 3-х” в наи-

более ответственных случаях; ü хранение наиболее важной информации и программ в энергонезависимом запоминающем уст-

ройстве и реализация постоянного контроля за целостностью хранимой информации; ü организация защиты базы данных и программного обеспечения от несанкционированного

вмешательства; ü гальваническая развязка каналов, модулей, шин связи.



3.1.3.9. На рис.01 приведена структурная схема ввода, обработки информации и формирования выходных ко-манд защит с применением троированных аналоговых датчиков.

Канал 3

Канал 2

Канал 2

Канал 1Канал 1

Датчик 3

Датчик 2

Датчик 1

Процессор 2(резервный)

Процессор 1(основной)

Клеммыкросс-шкафа

Выходныеканалы УСО

Входныеканалы УСО

Рис. 01. Структурная схема реализации защит с применением трех аналоговыхрезервированных датчиков.

Аналоговыедатчики защит


3.1.3.10. На рис.02 приведена структурная схема ввода, обработки информации и формирования выходных ко-

манд защит с применением дублированных аналоговых датчиков. По аналогичной схеме производится обработка сигналов от дискретных датчиков.

Канал 2 Канал 2

Канал 1Канал 1

Датчик 2

Датчик 1

Процессор 2(резервный)





Рис. 02. Структурная схема ввода в защиты сигналов двух датчиков.


3.1.3.11. На рис.03 приведена структурная схема ввода, обработки информации и формирования выходных ко-

манд других задач управления (блокировки, автоматические регуляторы).

Канал КаналДатчикПроцессор 2(резервный)





Рис. 03. Структурная схема реализации одноканальных задач.


3.1.4. Требования к безопасности. 3.1.4.1. ПТК АСУТП должен быть построен таким образом, чтобы отказы технических средств не приводили к

ситуациям, опасным для жизни и здоровья людей и повреждению оборудования. ПТК должен быть построен в соответствии с требованиями: ü ГОСТ 12.1.004-91 (Л.4), ГОСТ 12.2.003-91 (Л.5), ГОСТ 12.2.007.0-75 (Л.6), ГОСТ 12.1.010-76

(Л.7), “Правила устройства электроустановок” (пожаробезопасность, заземление, зануление) (Л.8);

ü ГОСТ 12.1.030-81 (Л.9) (клеммы для подключения защитного заземления); ü ГОСТ 12.1.006-84 (Л.10), ГОСТ 12.1.002-84 (Л.11), ГОСТ 12.1.045-84 (Л.12) (электромагнит-

ные, электрические, электростатические поля); ü ГОСТ 12.1.003-83 (Л.13) (акустические шумы); ü ГОСТ 12.1.012-90 (Л.14) (вибрация).

3.1.4.2. Уровень радиопомех, создаваемых изделиями ПТК АСУТП при работе, не должен превышать норм, предусмотренных в "Общесоюзных нормах допустимых индустриальных радиопомех".

3.1.4.3. Технические средства ПТК АСУТП по требованиям защиты человека от поражений электрическим то-ком относятся к классу 1 и должны выполняться в соответствии с ГОСТ 12.2.007.0-75 (Л.6). Конструкция и размещение стоек (блоков) ПТК должны удовлетворять требованиям электробезопасности в соответст-вии с РД 34.20.501-95 (Л.15), ГОСТ 12.1.044-89 (Л.16). Стойки (блоки) должны быть оснащены механи-ческими блокираторами дверей (крышек), исключающими их самопроизвольное или несанкционирован-



ное открытие. Конструктивные элементы стоек (блоков) должны исключать возможность прикосновения к токоведущим частям, электроперекрытиям, а также замыкания на корпус.

3.1.5. Требования к эргономике и технической эстетике. 3.1.5.1. Общие эргономические требования, регламентирующие организацию рабочих мест оперативного техно-

логического персонала АСУТП, взаимное расположение органов управления, средств отображения и связи в пределах каждого рабочего места должны соответствовать положениям государственных стан-дартов системы "человек-машина" и эргономическим требованиям:

ü КТС – ГОСТ 12.2.049-80 (Л.17); ü рабочие места персонала – ГОСТ 22269-76 (Л.18).

3.1.5.2. ПТК АСУТП как “человеко-машинная“ система должна создаваться с учетом обеспечения удобств и комфортности функционирования оперативного персонала, при этом должны быть учтены инженерно-психологические, психофизиологические, социально-психологические и технико-эстетические требова-ния ГОСТ 20.39.108-85 (Л.19).

3.1.5.3. Общие эргономические требования к техническим средствам ПТК АСУТП устанавливаются в соответст-вии с ГОСТ 24.104-85 (Л.20).

3.1.5.4. Уровни шума и звуковой мощности в рабочих помещениях оперативного персонала не должны превы-шать значений, установленных санитарными нормами.

3.1.5.5. Уровни освещенности рабочих мест должны соответствовать характеру и условиям труда. Должны быть предусмотрены защита от слепящего действия источников света и устранение световых бликов.

3.1.5.6. Компоновка АРМ и средств отображения информации должна обеспечивать возможность управления и считывания информации из положения "сидя" с учетом оптимизации целенаправленных действий опера-тора-технолога.

3.1.5.7. Способ и форма представления информации должны определяться ее содержанием и назначением. Информация аварийная и предупредительная должна выводиться оперативному персо-

налу в обобщенном виде, привлекающем внимание. Объем и форма представления информации в неоперативном контуре должны обеспе-

чить обслуживающему персоналу выполнение наладки, поиска неисправности и контроля ра-ботоспособности ПТК АСУТП. Текстовая информация должна быть удобна для чтения. Со-кращения и обозначения должны быть едиными для всего оборудования и не требовать допол-нительной расшифровки.

Вся текстовая информация – сообщения, надписи, обозначения на видеограммах должны выводиться на русском языке.

Используемые цвета на дисплеях должны быть легко различимы. Для индикации ава-рийной и предупредительной сигнализации должны быть использованы специально оговорен-ные цвета.

3.1.5.8. Конструкция стоек (блоков) должна предусматривать возможность обслуживания и беспрепятственный доступ ко всем элементам, требующим обслуживания.

Надписи и гравировки на стойках, блоках, панелях должны быть удобны для чтения и обеспечивать их правильную установку в штатные места.

Цифровые обозначения штепсельных разъемов должны обеспечивать правильное под-ключение кабелей и не должны закрываться корпусами разъемов при подстыковке.

3.1.6. Требования к эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту. 3.1.6.1. Персонал, обслуживающий ПТК, должен:

ü проверять правильность работы технических и программных средств, выявляя неисправности, не диагностируемые системой;

ü заменять отказавшие средства; ü вести учет неисправностей, отказов, сбоев; ü вести формуляр системы.

3.1.6.2. Численность и квалификация обслуживающего персонала определяются на этапе технорабочего проекта. 3.1.6.3. Во время эксплуатации ПТК АСУТП должно быть предусмотрено два вида технического обслуживания

программно-технических средств: ü профилактическое; ü регламентное.



3.1.6.3.1. Профилактическое обслуживание (ежедневное, односменное) должно обеспечивать контроль функцио-нирования и восстановление работоспособности всех компонентов ПТК при возникновении текущих отказов.

Восстановление работоспособности должно осуществляться путем замены отказавшего блока на резервный (из состава поставляемого и хранящегося ЗИП) без дополнительной ре-гулировки. Комплект ЗИП, поставляемый ПОСТАВЩИКОМ ПТК, должен храниться в специальных шкафах служебного помещения.

Восстановление работоспособности ЗИП должно осуществляться ПОСТАВЩИКОМ ПТК или его представителем по отдельному договору.

В состав профилактического обслуживания на действующем ПТК должны входить ра-боты, объем и порядок которых определяет ПОСТАВЩИК ПТК в технической документа-ции, поставляемой одновременно с ПТК.

3.1.6.3.2. Регламентное обслуживание (его состав, порядок, трудозатраты, используемые технические средства) выполняется в соответствии с требованиями, изложенными в технической документации ПОСТАВЩИКА ПТК.

Регламентное обслуживание, требующее отключения ПТК, должно выполняться во время плановых остановов энергооборудования.

3.1.6.4. Условия хранения технических средств в заводской упаковочной таре должны соответствовать ГОСТ 15150-69 (Л.21).

3.1.6.5. Транспортирование технических средств должно производиться в заводской таре закрытым транспортом (железнодорожным вагоном, крытым автомобилем и др.).

3.1.6.6. Указания по монтажу (демонтажу) технических средств ПТК, а также эксплуатации их во включенном и выключенном состоянии должны быть приведены ПОСТАВЩИКОМ ПТК в инструкции по эксплуата-ции ПТК.

3.1.7. Требования к защите от влияния внешних воздействий. 3.1.7.1. Технические средства ПТК АСУТП должны отвечать требованиям “Правил устройства электроустано-

вок” (Л.8). 3.1.7.2. Система должна сохранять работоспособность и все назначенные данным “Техническим заданием…”

показатели работы при электромагнитных помехах, возникающих во всех нормальных и аварийных ус-ловиях работы электростанции.

3.1.7.3. Технические средства нижнего уровня ПТК должны соответствовать ГОСТ 12997-84 (Л.22) группа В4 и надежно функционировать при следующих показателях окружающей среды:

ü рабочая температура окружающей среды, 0С – +10 – +40 ü предельная температура (кратковременное изменение на период не

более 2-х часов), 0С – +5 – +50 ü относительная влажность воздуха, % – 30-75 ü предельная влажность воздуха, % – 20-80 ü атмосферное давление (группа P1), кПа – 84,6-106,7 ü вибрация в диапазоне частот 0,5-50 Гц с амплитудой 0,15 мм (группа N1); ü внешние магнитные поля постоянного и переменного тока с частотой 50 Гц и напряженностью

до 400 А/м; ü внешние электрические поля напряженностью до 10±1 кВ/м; ü содержание пыли в помещениях – в соответствии с требованиями для электротехнических по-

мещений. Степень защиты КТС НУ должна быть не ниже IP54.

3.1.7.4. Технические средства верхнего уровня оперативного контура и неоперативного контура должны соот-ветствовать ГОСТ 12997-84 (Л.22) группа В4 и надежно функционировать при следующих показателях окружающей среды:

ü рабочая температура окружающей среды, 0С – +15 – +25 ü предельная температура (кратковременное изменение на период не

более 4-х часов), 0С – +10 – +35 ü относительная влажность воздуха, % – 20-80 ü атмосферное давление (группа P1), кПа – 84,6-106,7 ü вибрация в диапазоне частот 0,5-50 Гц с амплитудой 0,1 мм;



ü внешние магнитные поля постоянного и переменного тока с частотой 50 Гц и напряженностью до 40 А/м;

ü внешние электрические поля напряженностью до 10 кВ/м; ü содержание пыли в помещениях не выше 1,0 мг/м3 при размере частиц не более 3 мкм.

3.1.7.5. Магнитные носители информации должны храниться в металлических шкафах для защиты от воздейст-вия электромагнитных полей

3.1.7.6. Действующая система кондиционирования должна обеспечивать надежное поддержание требуемых ус-ловий эксплуатации ПТК. Должны быть предусмотрены средства контроля температуры и влажности.

3.1.8. Требования к электропитанию компонентов ПТК АСУТП. 3.1.8.1. Основным источником электропитания ПТК АСУТП должна быть трехфазная сеть переменного тока

напряжением 380/220 VAC частотой 50 Гц, разрабатываемая ПРОЕКТИРОВЩИКОМ. Сеть перемен-ного тока должна быть выполнена с резервированием от двух источников. АВР питания разрабатывается ПРОЕКТИРОВЩИКОМ и выполняется ЗАКАЗЧИКОМ.

В качестве резервного источника электропитания стоек ПТК должна использоваться станционная сеть аккумуляторного питания напряжением 220 VDC.

Управление переключением питания компонентов ПТК с основной сети на резервную должно производиться посредством устройства бесперебойного питания (УБП).

При пропадании или снижении до 0,85% от номинального значения основного питания УБП должно производить безударное переключение на резервный источник питания (без пере-загрузки контроллеров).

3.1.8.2. Устройство бесперебойного питания должно обеспечивать следующие характеристики cети питания компонентов ПТК:

ü Предельная мощность нагрузки, не более -- 10,0 кВА ü номинальное напряжение, В – 220 VAC ü частота, Гц – 50 ü пределы изменений номинального напряжения сети, % – от -15 до +10 ü отклонение частоты от номинальной, % – от -1 до +1 ü коэффициент несинусоидальности, % – 5

3.1.8.3. Устройство бесперебойного питания должно поставляться ПОСТАВЩИКОМ ПТК в рамках основного контракта.

3.1.9. Требования к защите информации от несанкционированного доступа. 3.1.9.1. ПОСТАВЩИК ПТК должен выполнить следующие требования к базовому и прикладному ПО:

ü ПО должно иметь несколько защищенных уровней доступа к информации; ü каждому уровню доступа должен соответствовать список лиц, которым разрешена работа с от-

носящейся к данному уровню информацией; ü вход в систему и на каждый уровень доступа должен разрешаться только после ввода пароля; ü система контроля доступа должна иметь возможность динамического изменения списков лиц и

их прав; ü при внесении изменений в базы данных должны фиксироваться время доступа и имя пользова-

теля, внесшего изменения; ü ПО должно поставляться в виде файлов машинных кодов; ü при подаче питания на КТС должна производиться автоматическая проверка целостности ПО,

хранящегося в компонентах ПТК АСУТП; ü ПО инструментальной системы должно включать программу защиты от компьютерных виру-

сов; ü любое изменение информации должно выполняться только после подтверждения запроса с

контролем достоверности вводимой информации.

3.1.10. Требования к сохранности информации при авариях. 3.1.10.1. ПОСТАВЩИКОМ ПТК должно быть обеспечено сохранение всех возлагаемых на ПТК функций при

наличии хотя бы одного из источников питания (основного или резервного), а также резервирование электрического питания каждого аппаратного блока.



При потере электропитания от одного источника и его последующем восстановлении (АВР питания) не должны выдаваться ложные команды или ложная информация.

3.1.10.2. Скорректированные в режиме “on line” параметры настройки должны сохраняться в специальных файлах и при перезагрузке любого из контроллеров загружаться в него совместно с прикладным ПО.

3.1.10.3. ПОСТАВЩИКОМ ПТК должна быть обеспечена сохранность и автоматическое восстановление ин-формации при отказах устройств АРМ ОТ.

3.1.10.4. В составе поставляемого ПТК должны использоваться устройства внешней памяти повышенной надеж-ности (магнитооптические диски) для сохранения и восстановления ретроспективной информации.

3.1.10.5. Информация об аварийных ситуациях с ПТК должна автоматически индицироваться на дисплеях АРМ, а также регистрироваться и храниться в системном архиве.

3.1.10.6. Автоматическое переключение с основного процессора контроллера на резервный должно сопровож-даться процедурой автоматической синхронизации (восстановление действующих текущих) значений переменных, значений параметров настройки, состояний задач.

3.1.10.7. При отказах системной шины ПТК АСУТП ее компоненты должны функционировать нормально в авто-номном режиме.

После восстановления работоспособности системной шины должен автоматически вос-станавливаться обмен информацией с верхним уровнем ПТК АСУТП.

3.1.11. Требования по стандартизации и унификации. 3.1.11.1. ПТК АСУТП должен удовлетворять действующим стандартам, нормам, правилам и нормативно-

техническим документам. 3.1.11.2. В конструкции компонентов ПТК должна быть минимизирована номенклатура используемых блоков.

Должно использоваться возможно минимальное количество номиналов питающих напряжений. 3.1.11.3. Конструктивы стоек, рам и блоков должны быть унифицированы. 3.1.11.4. Во всех контроллерах должна использоваться единая базовая операционная система и единый программ-

ный пакет прикладного ПО, настраиваемые в соответствии с конфигурацией. 3.1.11.5. В инструментальной системе должны использоваться универсальные операционные системы и техноло-

гические языки программирования высокого уровня. 3.1.11.6. Архивные данные (в т.ч. и оперативные) должны быть доступны для стандартных программных средств

обработки и анализа информации (системы управления базами данных, табличные процессоры и т.д.) с возможностью их использования (в качестве исходных данных) для работы других прикладных про-грамм.

3.1.11.7. Формы представления информации должны быть максимально приближенными к проектным изображе-ниям технологических схем и их элементов. Схемы, их элементы и идентификация элементов должны быть согласованы с ЗАКАЗЧИКОМ.

3.1.11.8. Технологические алгоритмы должны разрабатываться в формализованном виде на специализированном языке, доступном специалистам технологам.

3.2. Требования к функциям АСУТП.

3.2.1. Требования к составу технологических функций АСУТП. В составе АСУТП турбины должны быть реализованы следующие технологические функции:

1) Общесистемные функции: ü опрос и первичная обработка информации от аналоговых и дискретных источников; ü контроль достоверности входной информации; ü формирование команд управления; ü контроль реализации команд управления; ü непрерывный автоматический контроль функционирования компонентов ПТК АСУТП; ü сбор и обработка данных о состоянии и функционировании технических и программных

средств ПТК АСУТП; ü обеспечение связи с внешними (по отношению к АСУТП турбины) потребителями информа-

ции станционного уровня по цифровым линиям связи. 2) Информационные функции АСУТП: ü технологическая предупредительная и аварийная сигнализация; ü отображение информации на АРМ;



ü регистрация информации, в т.ч. регистрация аварийных событий; ü автоматическое ведение документации.

3) Управляющие функции АСУТП: ü дистанционное управление исполнительными устройствами; ü технологические защиты основного и вспомогательного оборудования; ü технологические блокировки основного и вспомогательного оборудования, в том числе – ав-

томатическое включение резерва работающих механизмов (АВР); ü автоматическое регулирование технологических параметров.

3.2.2. Требования к общесистемным функциям АСУТП. 3.2.2.1. Требования к функции "Ввод и первичная обработка информации от внешних источников". 3.2.2.1.1. ПТК должен обеспечивать ввод информации от:

ü индивидуальных традиционных аналоговых датчиков технологических параметров; ü дискретных датчиков (датчики ограничения хода арматуры, ключи, кнопки, дискретные дат-

чики технологических параметров); ü локальных систем сторонних поставщиков по цифровым линиям связи;

3.2.2.1.2. ПТК должен обеспечивать следующие циклы (периоды) опроса и первичной обработки входной ин-формации от внешних источников:

ü 0,1 - 1,0 сек. для большей части сигналов от аналоговых и дискретных (в т.ч., сигналы обрат-ной связи из схем управления исполнительными устройствами, от ключей и кнопок) датчиков технологических параметров, при этом датчики, предназначенные для использования в техно-логических защитах в качестве инициативного сигнала, должны иметь минимальный из ука-занного диапазона цикл опроса;

ü 1,0 - 20,0 сек. для сигналов от аналоговых датчиков температуры. 3.2.2.1.3. Программное обеспечение функции опроса и первичной обработки аналоговой входной информации

должно обеспечивать два вида формирования выходной информации (аналоговые значения парамет-ров):

ü формирование выходных значений в каждом цикле обработки (т.е. в задачи передаются значе-ния после каждого цикла опроса и обработки);

ü формирование выходных значений по изменению (т.е. при выходе значения за заданную апер-туру, значения апертур для каналов должны устанавливаться на этапе конфигурирования сис-темы и при проведении пуско-наладочных работ на объекте).

Настройка аналоговых измерительных каналов на тот или иной вид формирования вы-ходных значений должна производиться при конфигурировании системы.

3.2.2.1.4. Каждому аналоговому или дискретному выходному значению функции опроса и первичной обработки входной информации (действующему значению) автоматически должна присваиваться метка времени, соответствующая моменту получения информации.

Точность присвоения меток времени должна быть не хуже 0,05 сек. 3.2.2.1.5. Для исключения ложных значений дискретных сигналов при их опросе должна быть реализована про-

цедура защиты от "дребезга" контактов. Метка времени должна присваиваться первому изменению сигнала, после подтверждения изменения процедурой защиты от "дребезга" новое значение сигнала с присвоенной меткой должно становиться действующим и передаваться для использования другими за-дачами.

3.2.2.1.6. Для каждого канала аналогового измерения должен быть предусмотрен программный фильтр верхних частот (аналог - апериодическое звено первого порядка) с настраиваемой величиной постоянной вре-мени демпфирования Тдемпфирования= 0...10сек. с дискретностью изменения 0,1сек. Настройка Тдемпфирования должна производиться при конфигурировании системы и в процессе проведения пус-ко-наладочных работ на объекте.

3.2.2.1.7. При вводе информации в ПТК от преобразователей термоэлектрических компенсация температуры холодных спаев должна производиться программно по сигналам от установленных в местах перехода с термокомпенсированного провода на медный кабель термопреобразователей сопротивления, изме-ряющих температуру холодного спая.

3.2.2.1.8. Линеаризация сигналов датчиков температуры должна производиться средствами ПТК по стандартным градуировочным характеристикам для:



ü преобразователей термоэлектрических, градуировок ТХА(К), ТХК(L) и ТХК(E) класса 1 по ГОСТ 6616-94 (Л.94);

ü термопреобразователей сопротивления типов ТСП, градуировки 50П, 100П, Pl50, Pl100 и ТСМ градуировки 50М, 100М, 50Cu, 100Cu по ГОСТ 6651-94 (Л.54) и градуировки Гр23.

3.2.2.1.9. Аналоговые значения уровней в баках и расходов сред должны вычисляться по аналоговым сигналам перепада давления. Вычисление значений должно производиться с учетом значений корректирующих параметров - давление и/или температура измеряемой среды.

3.2.2.1.10. Информация в ПТК должна вводиться однократно и использоваться во всех задачах, где она необходи-ма.

3.2.2.2. Требования к функции "Контроль достоверности входной информации". 3.2.2.2.1. Для формулирования требований к реализации функции диагностики измерительных каналов исполь-

зуются следующие термины: ü "неисправность (канала) измерения" -- частичная потеря информации о значении технологиче-

ского параметра; ü "отказ измерения" -- полная потеря информации о значении технологического параметра;

3.2.2.2.2. В составе функции должны решаться задачи: ü аппаратной диагностики исправности входных каналов; ü программной диагностики исправности периферийных источников информации.

3.2.2.2.3. Выявление аппаратных отказов входных каналов должно производиться с помощью встроенных средств диагностики модулей связи с объектом (УСО). При возникновении отказа модуля должен вы-рабатываться признак недостоверности для всех сигналов, принимаемых данным модулем.

3.2.2.2.4. Программная диагностика одноканальных (нерезервированных) источников аналоговой информации должна выполняться:

1) Для преобразователей температуры - анализом входного сигнала на допустимые ми-нимальное и максимальное значение. Допустимые границы значений сигналов должны на-страиваться на этапе конфигурирования системы и при проведении пуско-наладочных работ на объекте.

При выходе значения сигнала за допустимые границы или возникновении аппаратного отказа модуля УСО должен формироваться признак отказа измерительного канала, цвет ото-бражения показаний (или цвет рамки вокруг цифрового индикатора параметра на видеограм-ме) должен изменяться;

Дополнительно может применяться процедура оценки допустимой скорости изменения значения сигнала датчика. При превышении скорости изменения сигнала величины 20%/сек. (настраиваемый параметр) должен формироваться признак отказа измерительного канала;

2) Для преобразователей с унифицированным выходным сигналом 0-5 мА - анализом входного сигнала на допустимые минимальное и максимальное значение. Допустимые гра-ницы значений сигналов должны настраиваться на этапе конфигурирования системы и при проведении пуско-наладочных работ на объекте.

При выходе значения сигнала за допустимые границы или возникновении аппаратного отказа модуля УСО должен формироваться признак отказа измерительного канала;

3) Для преобразователей с унифицированным выходным сигналом 4-20 мА - анализом входного сигнала на допустимые минимальное и максимальное значение. Минимальное зна-чение сигнала датчика должно устанавливаться равным “-2,5%” шкалы прибора. Допустимые границы значений сигналов должны настраиваться на этапе конфигурирования системы и при проведении пуско-наладочных работ на объекте.

При выходе значения сигнала за допустимые границы или возникновении аппаратного отказа модуля УСО должен формироваться признак отказа измерительного канала.

4) Для указателей положения регулирующей арматуры должна также применяться про-цедура оценки допустимой скорости изменения значения сигнала датчика. При превышении скорости изменения сигнала величины 20%/сек. (настраиваемый параметр) должен формиро-ваться признак отказа измерительного канала.

5) При появлении признака отказа канала измерения цвет отображения показаний па-раметра (или цвет рамки вокруг цифрового индикатора параметра на видеограмме) должен изменяться, например, на белый.

После появления признака отказа измерения должно формироваться сообщение опера-тору-технологу и дежурному инженеру АСУТП, содержащее идентификатор параметра, на-



именование параметра и события, время формирования события. При восстановлении нормального значения сигнала признак отказа должен автомати-

чески сниматься. 3.2.2.2.5. Контроль дублированных (резервированных) источников аналоговой информации должен выполняться

следующим образом: 1) При установке двух ИП для замера одного параметра контроль источников инфор-

мации должен производиться программной обработкой с использованием в качестве дейст-вующего значения "рабочего" преобразователя, показания которого должны сравниваться с показаниями "контрольного" преобразователя. Первоначально, в качестве действующего зна-чения может быть выбран сигнал преобразователя, подключенного к первому каналу.

2) При наличии алгоритма коррекции значения параметра по корректирующим пара-метрам, расчет должен производиться для каждого измерительного канала.

3) После выбора действующего значения параметра оно должно быть приведено к ви-ду, удобному для представления на видеограммах. Уставки сигнализации, срабатывания за-щит и блокировок должны рассчитываться для действующего значения.

5) Каждый канал измерения должен диагностироваться по правилам диагностики ис-правности одноканального измерения на допустимую верхнюю и нижнюю границы (и допус-тимую скорость изменения выходного сигнала преобразователя, если такая диагностика реа-лизована).

При выходе значения сигнала по одному из каналов за допустимые границы должен формироваться признак неисправности этого измерительного канала, цвет отображения пока-заний канала (или цвет рамки вокруг цифрового индикатора канала) на видеограмме обслу-живания резервированных датчиков должен изменяться, цвет отображения действующего значения параметра при этом не изменяется;

При восстановлении нормального значения сигнала признак отказа канала должен ав-томатически сниматься.

6) Оба канала проверяются на допустимую величину разбаланса сигналов от двух кана-лов (настраиваемый параметр, значение которого устанавливается при конфигурировании системы и корректируется на этапе пуско-наладочных работ и, возможно, в процессе экс-плуатации). При превышении заданной величины рассогласования двух каналов должен формироваться без выдержки времени признак отказа резервированного измерения, цифро-вые показания параметра на видеограммах должны заменяться на символы "****", дейст-вующему значению параметра должно присваиваться номинальное значение при номиналь-ной нагрузке.

7) После появления признака отказа измерения должно формироваться сообщение опе-ратору-технологу и дежурному инженеру АСУТП, содержащее идентификатор параметра, наименование параметра и события, время формирования события.

8) Появление признака отказа измерения должно приводить к переключению измере-ния на ручной выбор рабочего канала, формированию импульсного сигнала на отключение автоматических регуляторов, технологических защит и блокировок, связанных с отказавшим измерением, формированию предупредительного сообщения на дисплеях АРМ ОТ об отклю-чении алгоритмов автоматики по отказу измерения.

9) Ручной выбор рабочего датчика должен производиться с АРМ ПТК. После выбора одного из каналов в качестве рабочего его показания должны выводиться на видеограммы АРМ как действующее значение параметра. Цвет цифрового индикатора должен отличаться от цвета показаний исправного измерения.

10) После восстановления работоспособности двух каналов измерения алгоритм авто-матического выбора действующего значения должен быть включен с АРМ ПТК сбросом при-знака неисправности измерения.

3.2.2.2.6. Контроль троированных (резервированных) источников аналоговой информации должен выполняться следующим образом:

1) На вход алгоритма должны поступать аналоговые сигналы от трех датчиков пара-метра.

2) При наличии алгоритма коррекции значения параметра по корректирующим пара-метрам, расчет должен производиться для каждого измерительного канала.

3) Из поступивших сигналов алгоритм выбора должен формировать действующее зна-чение сигнала равное медианному значению сигнала одного из каналов.



4) После выбора действующего значения параметра оно должно быть приведено к ви-ду, удобному для представления на видеограммах. Уставки сигнализации, срабатывания за-щит и блокировок должны рассчитываться для действующего значения.

5) Каждый канал измерения должен диагностироваться по правилам диагностики ис-правности одноканального измерения на допустимую верхнюю и нижнюю границы (и допус-тимую скорость изменения выходного сигнала преобразователя, если такая диагностика реа-лизована).

При выходе значения сигнала по одному из каналов за допустимые границы или воз-никновении аппаратного отказа модуля УСО должен формироваться признак неисправности этого измерительного канала, цвет отображения показаний канала (или цвет рамки вокруг цифрового индикатора канала) на видеограмме обслуживания резервированных датчиков должен изменяться, цвет отображения действующего значения параметра при этом не изме-няется.

При восстановлении нормального значения сигнала признак отказа канала должен ав-томатически сниматься.

6) Каждый канал должен диагностироваться на допустимую величину разбаланса отно-сительно действующего значения (настраиваемый параметр, значение которого устанавлива-ется при конфигурировании системы и корректируется на этапе пуско-наладочных работ и, возможно, в процессе эксплуатации).

При выходе значения сигнала по одному из каналов за допустимую границу должен формироваться признак неисправности этого измерительного канала, цвет отображения пока-заний канала (или цвет рамки вокруг цифрового индикатора канала) на видеограмме обслу-живания резервированных датчиков должен изменяться, цвет отображения действующего значения параметра при этом не изменяется;

7) По результатам диагностики неисправному каналу после выдержки времени (1-10 сек.), необходимой для восстановления значения сигнала канала при его случайном измене-нии, присваивается максимальное (100%) или минимальное (0%) значение шкалы в зависи-мости от тенденции изменения значения сигнала датчика на момент отказа с целью исключе-ния необоснованного переключения действующего значения на другой канал (в т.ч. и на не-исправный).

8) В случае появления сигналов неисправности двух любых каналов из трех должен формироваться без выдержки времени (и запоминаться) признак отказа резервированного измерения, цифровые показания параметра на видеограммах должны заменяться на символы "****", действующему значению параметра должно присваиваться номинальное значение при номинальной нагрузке.

9) После появления признака отказа измерения должно формироваться сообщение опе-ратору-технологу и дежурному инженеру АСУТП, содержащее идентификатор параметра, наименование параметра и события, время формирования события.

10) Появление признака отказа измерения должно приводить к переключению измере-ния на ручной выбор рабочего канала, формированию импульсного сигнала на отключение автоматических регуляторов, технологических защит и блокировок, связанных с отказавшим измерением, формированию предупредительного сообщения на дисплеях АРМ ОТ об отклю-чении алгоритмов автоматики по отказу измерения.

11) Ручной выбор рабочего датчика должен производиться с АРМ ПТК. После выбора одного из каналов в качестве рабочего его показания должны выводиться на видеограммы АРМ как действующее значение параметра. Цвет цифрового индикатора должен отличаться от цвета показаний исправного измерения.

12) После восстановления работоспособности не менее чем двух из трех каналов изме-рения алгоритм автоматического выбора действующего значения должен быть включен с АРМ ПТК сбросом признака неисправности измерения.

3.2.2.2.7. Программное обеспечение функции диагностики должно обеспечивать возможность автоматической и ручной подмены значений корректирующих параметров при их отказе другими параметрами или за-данными значениями (константами) с пульта АРМ ПТК с обязательным выделением констант при ото-бражении цветом.

3.2.2.2.8. Программная диагностика источников дискретной информации должна производиться путем про-граммной обработки сигналов от парных групп контактов "нормально открыт" и "нормально закрыт"



("тройник"). Признак отказа источника информации или линии связи должен формироваться при одно-временном наличии или отсутствии сигналов от двух контактов.

3.2.2.3. Требования к функции "Формирование команд управления". 3.2.2.3.1. Команды управления исполнительными устройствами должны формироваться в соответствии со сле-

дующими уровнями приоритетов задач управления (перечислены в порядке убывания уровня): 1) команды от ключей (кнопок) аварийного отключения оборудования, расположенных

по месту и/или на пульте аварийного останова и формирующих команды непосредственно в электрические схемы управления исполнительными устройствам;

2) команды технологических защит. Команды защит по управлению исполнительными устройствами должны формироваться с запретом противоположного действия;

3) команды блокировок нормальной эксплуатации, формирующих запреты по измене-нию состояний исполнительных устройств;

4) команды блокировок нормальной эксплуатации, формирующих команды по измене-нию состояний исполнительных устройств;

5) команды дистанционного управления исполнительными устройствами с пульта АРМ ОТ;

6) команды дистанционного управления исполнительными устройствами с местных щитов и пультов управления при наличии разрешения с пульта АРМ ОТ на управление по месту.

Формирование команды более высокого уровня приоритета должно отменять действия команды низкого уровня.

Команды блокировок и дистанционного управления (категории приоритетов 4—6) должны иметь по сути одинаковый уровень приоритетов - должна выполняться последняя поданная команда (т.е. оператор должен иметь возможность отменить действие блокировки и наоборот).

Приоритет команд дистанционного управления с местных постов имеет более низкий уровень по отношению к командам, подаваемым с пульта АРМ ОТ. Команды с местных по-стов управления обрабатываются только в том случае, когда разрешение на управление по месту формируется оператором с пульта АРМ ОТ.

Определение приоритетов команд должно производиться программными средствами ПТК.

Программная обработка поступающих требований от управляющих задач на формиро-вание выходных команд в соответствии с заданными приоритетами и формирование команд на исполнительные устройства должно осуществляться программными модулями управления исполнительными устройствами.

3.2.2.3.2. Программное обеспечение модулей управления исполнительными устройствами должно обеспечивать отмену действия команды после достижения требуемого состояния (по сигналам обратной связи из схем управления исполнительными устройствами).

3.2.2.3.3. Программное обеспечение модулей управления исполнительными устройствами должно обеспечивать защиту от одновременной подачи противоположных команд и от смены знака команды без выдержки времени.

3.2.2.3.4. Программное обеспечение функции формирования команд управления должно обеспечивать формиро-вание команд, длительность которых может быть меньше цикла расчета задач.

3.2.2.3.5. При формировании команд должны выполняться следующие временные характеристики: для дистанционного управления:

ü максимальная задержка прохождения команды от кнопки виртуального блока управления (ВБУ) до исполнительного устройства - не более 0,5 сек.;

ü максимальная задержка от момента нажатия оператором-технологом кнопки виртуального блока управления до получения подтверждающей информации на дисплее АРМ ОТ - не более 1,5 сек.;

для технологических защит: ü максимальная задержка прохождения команды от задачи защиты до исполнительного устрой-

ства - не более 0,1 сек.; для автоматического регулирования:

ü диапазон изменения длительности управляющего импульса -- 0,1-3,0 сек.; ü дискретность изменения длительности управляющего импульса -- 0,05 сек.;



ü минимальное значение паузы между управляющими импульсами -- 0,2 сек. 3.2.2.4. Требования к функции "Контроль реализации команд управления". 3.2.2.4.1. Формирование команд управления исполнительными устройствами должно контролироваться по сиг-

налам обратной связи, поступающим из схем управления. 3.2.2.4.2. Выполнение команд управления исполнительными устройствами, формируемых задачами дистанцион-

ного и автоматического управления, должно контролироваться по допустимому времени полного вы-полнения команд (контроль хода), по отсутствию изменения состояний устройств при отсутствии ко-манд от ПТК (контроль самохода).

3.2.2.4.3. Настройка характеристик исполнительных устройств для последующего контроля выполнения ими ко-манд должна производиться в интерактивном режиме с пульта АРМ ПТК.

3.2.2.5. Требования к функции "Автоматический контроль функционирования ПТК". 3.2.2.5.1. Процесс загрузки штатного программного обеспечения в компоненты ПТК должен сопровождаться

контролем целостности и аутентичности загружаемой информации. 3.2.2.5.2. В процессе функционирования ПТК в фоновом режиме должен производиться самоконтроль нормаль-

ной работы компонентов. При обнаружении отказа компонента сообщение об этом должно выдаваться на АРМ ПТК и сохраняться в системном архиве.

3.2.2.5.3. В процессе функционирования контролеров ПТК в фоновом режиме должна производиться автомати-ческая непрерывная синхронизация данных в памяти обоих, основного и резервного процессоров кон-тролера. Должны быть синхронизированы, как минимум, состояния программных триггеров (в т.ч. - программных ключей включения/выключения защит и блокировок), счетчиков (выдержки времени и импульсы длительностью более 1-3 сек.).

При автоматическом переходе с одного процессора на другой (и обратно) в любой мо-мент времени оперативные данные в них должны соответствовать текущему состоянию про-грамм и внешнего оборудования.

3.2.2.5.4. Программное обеспечение функции должно обеспечивать сохранность параметров настройки про-грамм, изменяемых в процессе наладки (параметры настройки автоматических регуляторов, параметры настройки защит, блокировок, модулей управления исполнительными устройствами). Актуальные па-раметры настройки должны автоматически загружаться в контролеры при их автоматическом (или ручном) рестарте. Работа программ, требующих таких параметров настройки, должна блокироваться до окончания процесса загрузки.

3.2.2.6. Требования к функции "Сбор и обработка данных о функционировании ПТК". Программные средства функции должны обеспечивать сбор и хранение в течение всего

периода жизни ПТК АСУТП данных о возникающих отказах компонентов ПТК. 3.2.2.7. Требования к функции "Обеспечение информационного обмена по цифровым линиям связи". 3.2.2.7.1. Информационный обмен между компонентами ПТК должен производиться посредством резервирован-

ного цифрового канала передачи данных. Программные средства сетевого обмена должны обеспечи-вать автоматическое переключение потока информации с основного сегмента канала на резервный при отказах.

3.2.2.7.2. Информационный обмен с потребителями информации станционного уровня должен производиться только через шлюз, т.е. запросы по локальной сети от внешних потребителей должны обрабатываться только программным обеспечением шлюза. Не допускается прямой доступ внешних потребителей к информации, формируемой в ПТК для внутреннего использования. Информационный обмен с подсис-темой вибродиагностики “Виконт” должен производиться только посредством физических сигналов, связь по цифровой шине не предусматривается.

3.2.2.7.3. Массивы информации, предназначенные для передачи внешним потребителям станционного уровня должны формироваться программным обеспечением шлюза из массивов архива системы независимо от наличия запросов от потребителей на предоставление информации.

3.2.2.7.4. Характеристики быстродействия ПО шлюза определяет Поставщик ПТК исходя из допустимой нагруз-ки системы в режимах наиболее интенсивных обменов между компонентами ПТК АСУТП и сервером архива.

3.2.2.7.5. Заказчик до начала этапа разработки программного обеспечения ПТК АСУТП должен сформулировать требования к Поставщику ПТК по реализации информационной совместимости (форматы хранения данных, протоколы передачи и т.д.) программного обеспечения шлюза с локальной сетью станции.

3.2.2.7.6. Перечни информации, формируемой функциями АСУТП и предназначенной для передачи через шлюз в локальную сеть станции, предоставляются Заказчиком Поставщику ПТК на этапе разработки при-кладного ПО ПТК АСУТП.



3.2.2.7.7. Программные средства сетевого обмена должны обеспечивать гарантированную доставку информации любого вида от источника до адресата с получением подтверждения о приеме.

3.2.2.7.8. Информация, предназначенная для передачи по сети должна разделяться по уровням приоритета дос-тавки.

Уровни приоритета могут быть следующими: ü дискретные переменные, участвующие в межконтроллерном обмене задач технологических

защит (передача команд защит между стойками); ü команды дистанционного управления исполнительными устройствами, формируемые в АРМ

ОТ и предназначенные для обработки в типовых программных модулях управления; ü аналоговые переменные, участвующие в работе автоматических регуляторов и передаваемые

по сети; ü другая информация, доставка которой может быть задержана и задержка не влияет на безопас-

ную эксплуатацию технологического оборудования. 3.2.2.7.9. Переменные с высшим приоритетом должны доставляться адресатам в обязательном порядке. Доставка

переменных с более низким уровнем приоритета может быть отложена, но эти переменные в любом случае должны быть доставлены адресатам до истечения гарантированного периода времени.

3.2.3. Требования к информационным функциям АСУТП. 3.2.3.1. Требования к функции “Технологическая предупредительная и аварийная сигнализация”. 3.2.3.1.1. Алгоритмическое обеспечение функции должно разрабатываться РАЗРАБОТЧИКОМ, программное

обеспечение функции должно разрабатываться ПОСТАВЩИКОМ ПТК. 3.2.3.1.2. Весь массив событий ТФ ПАС должен быть разделен на следующие категории:

ü Сообщения аварийной технологической сигнализации (АС1) ü Сообщения предупредительной технологической сигнализации (ПС1) ü Сообщения о срабатывании ТЗ (АС2) ü Сообщения о срабатывании АВР (ПС2) ü Сообщения о срабатывании ТБ (ИС1) ü Сообщения об отключении задач по отказам инициативных датчи-

ков (ИС2) ü Сообщения об отказах датчиков (ДС1) ü Сообщения об отказах исполнительных устройств (ДС2) ü Сообщения об отказах ПТК (ДС3)

Перечень категорий событий ТФ ПАС должен быть уточнен РАЗРАБОТЧИКОМ на этапе разработки алгоритмического обеспечения функции.

3.2.3.1.3. В качестве основного технического средства сигнализации на АРМ ОТ должны использоваться “актив-ные” дисплеи АРМ ОТ.

Вывод сигнальных сообщений должен производиться на один из двух дисплеев АРМ ОТ. Выбор дисплея для вывода сообщений ПАС должен производиться оперативно.

Звуковой системой оповещения оснащаются оба компьютера АРМ, но вывод звуковых (речевых) сообщений должен производиться только на компьютере, выбранном для решения задач ПАС.

3.2.3.1.4. Функция технологической аварийной и предупредительной сигнализации должна быть реализована с применением принципа “темного табло”, т.е. должны сигнализироваться только те события, появление которых правомерно по технологическим условиям работы оборудования.

Для этой цели должен быть реализован автоматический ввод/вывод функции сигнали-зации по состоянию технологического оборудования и/или значениям параметров сред.

3.2.3.1.5. Аварийные и предупредительные сигналы технологической сигнализации (категории АС1 и ПС1) должны иметь зону гистерезиса на отключение.

3.2.3.1.6. События ПАС всех категорий должны отображаться на активном дисплее АРМ ОТ с помощью обоб-щенных виртуальных кнопок-индикаторов, количество индикаторов должно соответствовать количест-ву категорий сообщений, условные обозначения индикаторов должны соответствовать категориям со-общений.

Появление каждого нового события должно отображаться мигающим цветом кнопки—индикатора, после квитирования событий до полного исчезновения всех событий данной ка-тегории кнопка-индикатор должна быть окрашена немигающим цветом, соответствующим



категории события. Появление нового события данной категории должно снова вызвать мигание кноп-

ки-индикатора. При нажатии на любую из кнопок-индикаторов должно открываться текстовое окно с

тремя закладками – новые события, действующие события, архив событий. 3.2.3.1.7. Сообщения на страницах новых событий в окнах текстовых сообщений должны сохраняться (и накап-

ливаться при возникновении новых) независимо от текущего значения сигнала, вызвавшего срабатыва-ние сигнализации, до момента ознакомления с ними оператора.

3.2.3.1.8. После квитирования, до исчезновения сигнала, вызвавшего срабатывание сигнализации, текстовые со-общения о событиях переноситься на страницу действующих событий и сопровождаться меткой вре-мени квитирования события.

3.2.3.1.9. Исчезновение сигнала, вызвавшего срабатывание сигнализации, должно сопровождаться переносом соответствующего событию сообщения со страницы действующих событий на страницу локального архива событий (после соблюдения условий п. 3.2.3.1.7) и сопровождаемого меткой времени исчезно-вения события. В локальном архиве сообщения должны сохраняться в течение не менее 8—12 часов.

3.2.3.1.10. События ПАС категорий АС1, АС2, ПС1 должны дополнительно отображаться текстовыми сообще-ниями в специальном окне, появляющемся на экране дисплея в момент формирования первого из собы-тий. Окно должно расширяться по мере поступления следующих сообщений на глубину до пяти строк, далее должен включаться механизм скроллинга сообщений.

Каждое сообщение должно сопровождаться меткой времени появления, виртуальной кнопкой перехода на видеограмму, содержащую соответствующий технологический пара-метр, виртуальной кнопкой квитирования события.

3.2.3.1.11. События ПАС категорий АС1, ПС1, ДС1, ДС2 должны дополнительно отображаться на видеограммах фрагментов технологической схемы изменением цвета индикаторов параметров и исполнительных уст-ройств.

Неквитированные оператором события категорий АС1 и ПС1 должны отображаться мигающим цветом (желтым – для ПС1, красным – для АС1), после квитации мигание должно выключаться, цвет индикатора должен соответствовать текущему состоянию параметра: красный, если параметр находится в зоне аварийных уставок; желтый, если параметр нахо-дится в зоне предупредительных уставок; нормальный, если параметр имеет нормальное зна-чение.

3.2.3.1.12. Появление событий ПАС всех категорий должно сопровождаться формированием звукового сигнала. Длительность сигнала не более 1—2 секунд. Тональность сигнала должна определяться категорией со-бытия. Программным обеспечением функции должна быть предусмотрена возможность воспроизведе-ния речевых сообщений при появлении событий категорий АС1, АС2, ПС1. Формирование (надиктов-ка) текстов сообщений и их подключение к конкретным событиям должна производиться Заказчиком совместно с Разработчиком на стадии пуско-наладочных работ на объекте.

3.2.3.1.13. Квитирование событий ПАС должно производиться или посредством виртуальных кнопок квитирова-ния (см. п.3.2.3.1.10), или после вызова оператором страниц новых событий (отдельно для каждой ка-тегории событий).

3.2.3.1.14. На каждом АРМ должна быть предусмотрена функция маскирования сигналов разных категорий для реализации целевого вывода сообщений, соответствующих возложенным на соответствующий АРМ функциям. Включение / выключение вывода категорий событий на АРМ должно производиться сред-ствами этого АРМ; одновременно, для АРМ оперативного контура и для отдельных АРМ неоператив-ного контура должен быть обеспечен обязательный (не отключаемый) вывод категорий событий, обя-зательных для данного АРМ и соответствующих выполняемым им функциям.

3.2.3.1.15. Все сообщения ПАС (появление события, квитирование его оператором, исчезновение события) долж-ны регистрироваться в архиве системы с метками времени их возникновения.

3.2.3.2. Требования к функции “Отображение информации на АРМ ОТ”. 3.2.3.2.1. Алгоритмическое обеспечение функции должно разрабатываться РАЗРАБОТЧИКОМ, программное

обеспечение функции должно разрабатываться ПОСТАВЩИКОМ ПТК. 3.2.3.2.2. Видеограммы дисплеев АРМ должны разрабатываться в графическом разрешении 1024х768 то-

чек/дюйм. 3.2.3.2.3. Требования к быстродействию функций отображения оперативной информации:

ü полная смена кадра на экранах видеодисплея, с – не более 1,5 ü период обновления информации на экране видеодисплея, с – не более 1,0



ü задержка с момента вызова информации на экран видеодисплея до начала вывода на экран, с – не более 0,5

3.2.3.2.4. Основное управление выводом видеограмм должно производиться с помощью виртуальных кнопок (далее – “кнопок”), расположенных в отображаемом поле дисплея.

Дополнительным средством управления выводом видеограмм должна быть функцио-нальная клавиатура, имеющая набор клавиш, каждая из которых обеспечивает вызов одной из видеограмм.

3.2.3.2.5. Для обеспечения наиболее быстрого доступа оператора к информации о состоянии технологического оборудования управление выводом видеограмм на дисплей АРМ ОТ должно производиться через двухуровневое меню.

Первый уровень должны образовывать кнопки, переключающие категории видеограмм (технологическая схема, графики, гистограммы, таблицы, состояния задач и т.д.) и располо-женные в зоне системных кнопок каждого активного дисплея; второй уровень меню должен содержать кнопки с наименованиями видеограмм соответствующей категории.

Алгоритм управления выводом информации должен обеспечивать быстрый возврат к предыдущей видеограмме посредством одной кнопки.

3.2.3.2.6. На “активный” дисплей АРМ ОТ должен быть обеспечен вывод информации в виде следующих катего-рий видеограмм:

А) видеограммы фрагментов технологической схемы (обобщенные, агрегатные и схемы технологических участков) с индикацией состояний всех технологических элементов оборудования, текущих значений параметров в метрических единицах или процентах, со-стояний исполнительных устройств.

Отклонение параметров за допустимые пределы должно сигнализироваться изменени-ем цвета изображения этого параметра (или рамкой соответствующего цвета вокруг индика-тора параметра).

Недостоверность информации должна отображаться выводом ее другим цветом. Текущее состояние исполнительных устройств должно индицироваться цветовым ко-

дированием символов устройств и/или дополнительными буквенными символами и цифро-выми индикаторами.

На видеограммах фрагментов тепловой схемы могут располагаться компактные графи-ки (тренды) наиболее ответственных параметров.

Б) видеограммы графиков изменения текущих и расчетных параметров в метриче-ских единицах или в процентах от номинального значения.

Максимальное число кривых (выводимых разными цветами), которые могут быть одновременно представлены на графике, должно быть не менее шести.

Каждый график должен быть изображен в Декартовой системе координат. По оси абс-цисс отображается время в фиксированных временных интервалах, которые должны изме-няться при подходе графика к концу шкалы. При очередном изменении временного интерва-ла на графике должна оставаться “предистория” изменения параметра (параметров) на пер-вых 30% временной шкалы.

По оси ординат отображается величина параметра в физических единицах в случае вы-вода одного или нескольких параметров одного типа, либо в процентах с общей линейной шкалой при выводе нескольких разнотипных параметров.

Поставщик ПТК должен рассмотреть возможность реализации функции автоматиче-ского выбора масштаба отображения значений параметров по оси ординат.

Каждая кривая должна сопровождаться на фрагменте следующей информацией: ü технологический идентификатор параметра; ü сокращенное наименование параметра; ü диапазон измерения параметра (пределы шкалы); ü физическая единица измерения параметра; ü текущее значение параметра; ü числовые значения уставок сигнализации.

Графики должны строиться с привязкой к текущему времени системы. Должна быть реализована возможность изменения масштаба вывода параметров по оси

времени и по амплитуде. По оси ординат изображение координатной сетки графика должно занимать не менее



100 пиксел. Должна быть предусмотрена возможность считывания значений параметров в любой

точке графика в цифровом виде в физических единицах (с помощью “линейки”). Должна быть реализована функция свободного назначения пользователем наборов па-

раметров для вывода их на график. Выбор переменных должен производиться из предлагае-мого пользователю списка, содержащего идентификаторы и наименования всех аналоговых входных и вычисляемых (уровни, расходы, резервированные параметры) параметров. Для быстрого выбора требуемого параметра в функции выбора должен быть реализован фильтр по идентификатору параметра, работающий или динамически в процессе набора пользовате-лем требуемого идентификатора, или по маскам. В процессе выбора параметров пользователь должен иметь возможность присвоения каждому из них цвета и типа линии отображения. Каждому набору пользователем должно присваиваться уникальное имя, которое в дальней-шем будет служить для идентификации набора в перечне видеограмм этой категории.

Состав наборов и их параметры должны сохраняться на жестком диске рабочей стан-ции и восстанавливаться после ее перезагрузки.

По каждому из наборов параметров должна быть предусмотрена возможность про-смотра предыстории поведения параметра. “Глубина” предыстории должна определяться временем хранения значений параметра в локальном архиве рабочей станции.

В) видеограммы гистограмм для отображения текущих значений параметров и рас-четных величин.

Каждая гистограмма должна сопровождаться на фрагменте следующей информацией: ü технологический идентификатор параметра; ü сокращенное наименование параметра; ü диапазон измерения параметра (пределы шкалы); ü физическая единица измерения параметра; ü текущее значение параметра в цифровой форме в физических единицах.

На гистограммы должны быть нанесены метки уставок предупредительной и аварий-ной технологической сигнализации по каждому отображаемому параметру, положение кото-рых должно автоматически изменяться при изменении значений уставок.

Цвет гистограммы параметра должен изменяться на желтый (красный) на границе вы-хода значения параметра за соответствующую уставку сигнализации.

Недостоверный параметр должен отображаться на гистограмме белым цветом. Должна быть предусмотрена возможность произвольного выбора с пульта АРМ ОТ

аналоговых параметров и расчетных величин для отображения их в виде гистограмм на дис-плеях. Требования к процедуре выбора аналогичны приведенным при описании видеограмм графиков.

Г) видеограммы таблиц с отображением наименований и текущих цифровых значе-ний параметров, цветовой индикации отклонений значений параметров за заданные границы, а также индикацией недостоверности.

Каждая строка таблицы должна содержать следующую информацию: ü технологический идентификатор параметра; ü сокращенное наименование параметра; ü диапазон измерения параметра (пределы шкалы); ü физическая единица измерения параметра; ü текущее значение параметра в цифровой форме в физических единицах.

Цвет строки параметра должен изменяться на желтый (красный) при выходе значения параметра за соответствующую уставку сигнализации. Недостоверный параметр должен ото-бражаться белым цветом.

Должна быть предусмотрена возможность произвольного выбора с пульта АРМ ОТ аналоговых параметров и расчетных величин для отображения их в таблицах на дисплеях. Требования к процедуре выбора аналогичны приведенным при описании видеограмм графи-ков.

Д) видеограммы таблиц с отображением состояния ТЗ, ТБ, АСР. Каждая строка таблицы должна содержать:

ü технологический идентификатор ТБ, ТЗ, АСР;



ü наименование ТЗ, ТБ, АСР; ü признаки состояния ТЗ, ТБ, АСР “включена /выключена”; ü признаки состояния ТЗ “введена /выведена”; ü признаки состояния ТЗ, ТБ “выполняется”;

Признаки состояния ТЗ, ТБ выводятся зеленым цветом при включенном/введенном со-стоянии задачи и желтым цветом – при выключенном/выведенном состоянии.

Признаки состояния АСР выводятся зеленым цветом при выключенном состоянии за-дачи и желтым цветом – при включенном состоянии.

Аварийное отключение задачи по признаку отказа измерения должно отображаться красным мигающим цветом индикатора включенного состояния.

Е) Окна (видеограммы) справочной информации. В окнах справочной информации должна отображаться основная информация о вы-

бранном объекте: ü Идентификатор, наименование, границы шкал, уставки сигнализации, размерность, текущее

значение – для технологических параметров; ü Идентификатор, наименование, оперативное обозначение, тип схемы управления, номер листа

принципиальной электрической схемы и др. – для исполнительных устройств; ü Идентификатор, наименование, условия ввода/вывода и срабатывания, текущий статус и др. –

для задач автоматического управления. 3.2.3.2.7. Для отображения значений параметров должны использоваться следующие физические единицы:

ü количество (расход) воды и пара – т/ч ü количество (расход) воздуха, газа – м3/ч ü давление (разрежение) – кГс/см2, кГс/м2 ü уровень жидкости – мм ü температура – 0С ü положение РК – % ü электропроводность – мкс/см ü вибрация, искривление вала – мкм, мм/с ü активная мощность – МВт (кВт) ü реактивная мощность – МВАр ü ток – кА (А) ü напряжение – кВ (В) ü частота – Гц

3.2.3.2.8. Точность отображения значений технологических параметров должна соответствовать требованиям РД 34.11.321-96 (Л.25).

3.2.3.3. Требования к функции “Регистрация информации”. 3.2.3.3.1. Алгоритмическое обеспечение функции должно разрабатываться РАЗРАБОТЧИКОМ, программное

обеспечение функции должно разрабатываться ПОСТАВЩИКОМ ПТК. 3.2.3.3.2. Функция должна обеспечивать следующие виды регистрации:

ü регистрация значений всех технологических параметров, вводимых в систему; ü регистрация состояний всех источников дискретных сигналов, вводимых в систему; ü регистрация состояния исполнительных устройств (обработанные значения); ü регистрация состояния технологических защит; ü регистрация состояния технологических блокировок; ü регистрация состояния автоматических регуляторов; ü регистрация действий оператора по дистанционному управлению исполнительными устройст-

вами с пульта АРМ ОТ и с местных щитов (пультов) управления; ü регистрация действий оператора по управлению состояниями задач с пульта АРМ ОТ; ü регистрация событий функции “Предупредительная и аварийная сигнализация” (см. п. 3.2.3.1); ü регистрация времени наработки вращающихся механизмов; ü регистрация невыполнения команд управления исполнительными устройствами;



ü регистрация сообщений функции диагностики состояния ПТК и периферийных устройств. 3.2.3.3.3. Для обеспечения быстрого доступа оператора к ретроспективной информации, касающейся его непо-

средственной текущей деятельности должен быть реализован локальный архив рабочей станции АРМ ОТ. В локальном архиве регистрируются значения технологических параметров в течение не более де-сяти часов.

В локальном архиве должны регистрироваться только значения технологических пара-метров, назначенных в наборы параметров для отображения их в виде графиков или таблиц.

В локальном архиве должны сохраняться все значения упомянутых параметров с ми-нимальным интервалом 1,0 сек.

Архив должен быть организован в виде кольцевого массива, т.е. при переполнении массива следующее значение записывается на место первого значения в массиве.

Доступ к информации локального архива должен осуществляться только с АРМ ОТ пу-тем отображения сохраненной информации в виде графиков или таблиц.

3.2.3.3.4. Основной архив системы должен быть реализован на компьютере, выполняющим функции сервера ар-хива.

В основной архив должна сохраняться информация об изменениях значений парамет-ров (выход значения параметра за апертуру, величина апертуры для каждого параметра уста-навливается при конфигурации системы), состояний задач и исполнительных устройств. Пе-риодически в архив должен сохраняться “срез” (текущие значения переменных) информации по всем сохраняемым параметрам и событиям.

Основной архив должен быть организован в виде массива заданного размера. Размер массива определяет Поставщик ПТК исходя из объема сохраняемой информа-

ции. Длительность сохранения информации в одном массива должна быть не менее 10 суток. После заполнения текущего массива автоматически должен открываться новый. Запол-

ненный массив должен автоматически переписываться на магнитооптический диск, при этом подсистема регистрации должна автоматически присваивать уникальное имя файлу, форми-ровать его сигнатуру (цифровую подпись) для защиты содержимого массива от модификации и вести библиотеку томов.

Разделение информации по массивам с разными сроками хранения должно произво-диться на рабочих местах АСУП станционного уровня.

Поставщик ПТК должен обеспечить доступ посредством драйвера ODBC к данным, содержащимся в томах архива, из стандартных офисных приложений и пакетов управления базами данных на любом из компьютеров Заказчика.

3.2.3.3.5. Поставщик ПТК должен реализовать механизм защиты информации архива от несанкционированной модификации. Информация не должна теряться и/или искажаться в случаях нарушений электропита-ния. Должна обеспечиваться защита от возможных искажений при любых операциях с любого АРМ.

3.2.3.3.6. Регистрация аварийных событий (РАС) в переходных режимах работы технологического оборудования должна обеспечивать получение информации в заданный предаварийный и аварийный интервалы вре-мени по значениям технологических параметров, срабатыванию устройств технологических защит и блокировок, средств автоматического управления и регулирования, состоянию запорной, отсечной и регулирующей арматуры и механизмам собственных нужд.

3.2.3.3.7. Регистрация аварийных событий должна обеспечивать возможность последующего разбора аварий на основе накопленных, обработанных и хронологически точно зафиксированных данных о состоянии всего теплотехнического оборудования, технологического процесса, а также по наиболее важным пере-ключениям, выполняемым оперативным персоналом в предаварийном режиме и при ликвидации ава-рии.

3.2.3.3.8. Регистрация должна выполняться при всех режимах работы оборудования, начиная с первой операции по подготовке оборудования к пуску и кончая завершением операций по выводу его в резерв или ре-монт.

3.2.3.3.9. Функция РАС должна быть построена по модульному принципу, т.е. технологическая схема агрегата должна быть разделена на отдельные технологические объекты, каждый из которых имеет практиче-скую производственную автономию. Каждый объект должен иметь элементарный (частный) регистра-тор.

На уровне функции РАС, элементарные объекты должны объединяться до агрегата, ис-ходя из принципа направленного действия инициатив, характеризующих возникновение кон-кретной аварийной ситуации.

3.2.3.3.10. Алгоритм РАС в целом должен предусматривать контроль аналоговых параметров и дискретных сиг-налов по каждому участку и узлу технологического объекта.



В состав объектов контроля ТФ РАС должны быть включены: ü параметры, отражающие критерии надежности основного и вспомогательного оборудования,

нарушение которых требует останова (отключения) соответствующего оборудования; ü положение запорных, отсечных и регулирующих органов, закрытие которых может привести к

разрыву потока в основном цикле; ü уровни в промежуточных емкостях основного цикла; ü параметры, положение арматуры и выключателей МСН, отражающие причины ограничений

подвода рабочего тела от внешних источников; ü параметры среды и положение арматуры на входе и выходе из участков и узлов тепловой схе-

мы; ü срабатывание устройств защит.

3.2.3.3.11. Регистрация предаварийного режима должна осуществляться в процессе нормальной эксплуатации аг-регата.

3.2.3.3.12. Моментом перехода к регистрации аварийного режима должно быть поступление первого инициатив-ного сигнала – начала аварийной ситуации на участке, объекте (сигнал срабатывания технологической защиты), выделенном в частный регистратор.

После получения такого сигнала должно прекращаться обновление информации по всем категориям параметров, накопленные за предаварийный период данные сохраняются, а вновь поступающие данные должны накапливаться в течение времени аварийного периода.

По окончании аварийного периода сбор данных полностью прекращается. Последующее возобновление действия алгоритма регистрации может производиться в

полуавтоматическом режиме – после соответствующей команды оперативного персонала. 3.2.3.3.13. Величина предаварийного интервала времени зависит от динамических свойств агрегата и должна оп-

ределяться максимальным интервалом между появлением первопричины аварии и возникновением аварийной ситуации.

Величина аварийного периода зависит от категории первой инициативы (первого сра-батывания органа защиты).

При реализации алгоритмов РАС время предаварийного и аварийного периодов может быть принято равным 10 мин.

3.2.3.3.14. При реализации алгоритма регистрации должно быть реализовано программное изменения цикла опро-са контролируемых аналоговых параметров в предаварийный и аварийный периоды в зависимости от “удаленности” момента измерения от момента появления инициативного дискретного сигнала. Реко-мендуемая шкала циклов опроса 60-20-5-1-0,1-<срабатывание_ТЗ>-0,1-1-5-20-60 сек.

3.2.3.3.15. Выходной информацией функции РАС должны быть протоколы данных по частным регистраторам. Должна быть предусмотрена печать по каждому частному регистратору следующих

типов выходных протоколов: ü протокол последовательности изменения значений аналоговых параметров; ü протокол последовательности изменения состояний исполнительных устройств; ü протокол последовательности изменения дискретных сигналов.

3.2.3.3.16. Протокол последовательности замеренных аналоговых параметров должен содержать: ü наименование протокола; ü наименование объекта; ü номер агрегата; ü номер и наименование элементарного регистратора; ü дату фиксации аварийного события; ü точное время возникновения инициативы и ее реквизиты; ü идентификаторы и наименования аналоговых параметров, включенных в протокол; ü значения аналоговых параметров, привязанные к единой шкале времени.

3.2.3.3.17. Протокол последовательности изменения состояний исполнительных устройств должен содержать об-зор всех изменений состояний ИУ, включенных в протокол, в предаварийный и аварийный периоды с привязкой к времени.

Фактические состояния исполнительных устройств должны регистрироваться: ü в момент предаварийного периода; ü в момент аварии;



ü в момент окончания аварийного периода. 3.2.3.3.18. Вызов функции РАС на печать должен производиться с АРМ ПТК. 3.2.3.3.19. Возможно совмещение отдельных частей функций регистрации информации и РАС в случае, если это

не приведет к ухудшению характеристик функций. 3.2.3.4. Требования к функции “Автоматическое ведение документации”. 3.2.3.4.1. Алгоритмическое обеспечение функции должно разрабатываться РАЗРАБОТЧИКОМ, программное

обеспечение функции должно разрабатываться ПОСТАВЩИКОМ ПТК. 3.2.3.4.2. Функция “Автоматическое ведение документации” (АВД) предназначена для формирования оператив-

ной документации по каждой рабочей смене в течении трех предыдущих суток из массивов информа-ции сохраненных в архиве системы.

3.2.3.4.3. Функция должна формировать следующую сменную документацию: 3.2.3.4.3.1. Сменная ведомость оператора технолога:

ü Протокол значений основных технологических параметров; ü Протокол команд оператора технолога по управлению оборудованием и задачам; ü Протокол переключений (изменения состояния) технологических защит; ü Протокол переключений (изменения состояния) технологических блокировок и АВР; ü Протокол переключений (изменения состояния) автоматических регуляторов; Протоколы сообщений функции “Предупредительной и аварийной сигнализации” (ПАС): ü Протокол превышения технологическими параметрами предупредительных и аварийных уста-

вок; Протоколы, получаемые в результате формирования, служат для анализа работы экс-

плуатационного персонала и получения оценок по работе оборудования в течении смены. 3.2.3.4.3.2. Протоколы состояний на конец смены:

ü Протокол состояния технологических защит; ü Протокол состояния технологических блокировок; ü Протокол состояния автоматических регуляторов; Протоколы действующих сообщений функции ПАС: ü Протокол превышения технологических параметров предупредительных и аварийных уставок; ü Протокол отказов программно-технического комплекса (ПТК); ü Протокол отказов исполнительных устройств (невыполнение команд защит и блокировок); ü Протокол отказов аналоговых датчиков технологических параметров; ü Протокол контроля отключения программ (КОП).

Протоколы, получаемые в результате формирования, служат для анализа состояния оборудования на заданное время или текущий момент, в частности, на конец смены.

3.2.3.4.3.3. Протоколы отключенных состояний на конец смены: ü Протокол отключенных защит; ü Протокол отключенных блокировок; ü Протокол отключенных автоматических регуляторов.

Протоколы, получаемые в результате формирования, служат для быстрого анализа от-ключенных состояний оборудования на заданное время или текущий момент, в частности, на конец смены.

3.2.3.4.3.4. Сменная ведомость дежурного инженера АСУ ТП: ü Протокол команд дежурного инженера АСУ ТП по управлению задачами; Протоколы сообщений функции “Предупредительной и аварийной сигнализации” (ПАС): ü Протокол отказов исполнительных устройств (невыполнение команд защит и блокировок); ü Протокол отказов аналоговых датчиков технологических параметров; ü Протокол отказов программно-технического комплекса (ПТК); ü Протокол контроля отключения программ (КОП).

Протоколы, получаемые в результате формирования, служат для анализа работы пер-сонала, получения оценок по работе оборудования и ПТК в течении смены.

3.2.3.4.3.5. Информационные протоколы:



ü Протокол свободно формируемых технологических параметров по заданному списку; ü Протокол изменения состояний оборудования; Протоколы функции “Регистрация аварийных событий” (РАС): ü протокол последовательности срабатывания ТЗ; ü протокол последовательности изменения состояния исполнительных устройств; ü протокол последовательности замеренных аналоговых параметров.

3.2.3.4.4. Заполнение протоколов должно производиться автоматически на основе выходных данных функции регистрации.

3.2.3.4.5. Сменная документация должна выводиться на печать по окончании текущей смены с АРМ ПТК и яв-ляться обязательным документом во время передачи смены.

3.2.3.4.6. Информация в протоколах должна разделяться по технологическим узлам, агрегатам. Форма и содержание стандартных протоколов должна быть разработана

РАЗРАБОТЧИКОМ на стадии разработки алгоритмического обеспечения функции. 3.2.3.4.7. Пользователи должны иметь возможность задавать форму и содержание дополнительных протоколов

(в дополнение к стандартным формам протоколов) для получения необходимой информации. Конкретные средства (возможности), предоставляемые персоналу для формирования

нестандартных протоколов (как их формы, так и содержания) определяются ПОСТАВЩИКОМ ПТК на стадии разработки алгоритмического обеспечения функции.

3.2.3.4.8. Протоколы, сформированные в процессе работы функции автоматизированного ведения оперативной документации, должны храниться не менее 5 суток.

3.2.4. Требования к управляющим функциям АСУТП. 3.2.4.1. Требования к функции “Дистанционное управление исполнительными устройствами”. 3.2.4.1.1. Алгоритмическое обеспечение функции должно разрабатываться РАЗРАБОТЧИКОМ, программное

обеспечение функции должно разрабатываться ПОСТАВЩИКОМ ПТК. 3.2.4.1.2. Функция дистанционного управления должна воспринимать команды оператора по управления устрой-

ствами, в соответствии с заданными приоритетами формировать команды управления в схемы управ-ления исполнительными устройствами, по состоянию конечных выключателей и другой дополнитель-ной информации формировать сигналы состояния исполнительного устройства для отображения на ви-деограммах АРМ, регистрации состояния.

3.2.4.1.3. Объектами управления функции дистанционного управления являются следующие исполнительные устройства:

ü запорные органы (задвижки, вентили, соленоидные клапаны и т.п.); ü механизмы собственных нужд (насосы, эксгаустеры, вентиляторы вентиляционной системы и

т.п.); ü электронагреватели; ü электротехнические коммутационные устройства (выключатели, разъединители и пр.); ü регулирующие органы (регулирующие клапаны, шиберы, направляющие аппараты и т.п.).

3.2.4.1.4. Алгоритмы дистанционного управления исполнительными устройствами должны быть распределены по стойкам ПТК нижнего уровня управления в соответствии с требованиями к реализации логических алгоритмов второго уровня управления (защит, блокировок) и АСР.

Распределение алгоритмов ДУ по стойкам ПТК должен произвести РАЗРАБОТЧИК на стадии разработки алгоритмического обеспечения, исходя их соображений минимизации потоков информационного обмена и повышения структурной надежности реализации функ-ций управления.

3.2.4.1.5. В соответствии со структурной схемой АСУТП дистанционное управление должно осуществляться операторами-технологами с пульта оперативного контура управления – АРМ ОТ.

Дистанционное управление также может производиться с местных постов управления, разрабатываемых и поставляемых ПРОЕКТИРОВЩИКОМ.

3.2.4.1.6. Дистанционное управление исполнительными механизмами с основного и местных пультов должно осуществляться через ПТК АСУТП.

Дистанционное управление с местных контуров контроля и управления может произ-водиться обходчиком после получения разрешения на управление от оператора-технолога.

Разрешение (логический сигнал) на дистанционное управление исполнительными уст-ройствами с местных постов должно поступать с пульта АРМ ОТ, при этом дистанционное



управление с пульта должно блокироваться. Факт передачи дистанционного управления на местный пост должен сигнализироваться

на дисплее АРМ ОТ. 3.2.4.1.7. Основными средствами формирования команд ДУ на АРМ ОТдолжны быть устройства координатного

указания (“мышь”) совместно с виртуальными блоками управления; Порядок взаимодействия оператора-технолога с функцией ДУ с АРМ ОТ, АРМ ПТК

должен быть следующим: ü выбор объекта производится с помощью курсора, перемещаемого устройством координатного

указания по экрану монитора в зону объекта управления; ü после фиксации позиции объекта на дисплее в определенной зоне фрагмента технологической

схемы должен появиться виртуальный блок управления (ВБУ) с виртуальными органами кон-троля и управления;

ü управление должно производиться воздействием при помощи курсора на виртуальные “кноп-ки” дистанционного управления;

ü после окончания операций дистанционного управления виртуальный блок управления должен удаляться (“закрываться”) оператором (без выдержки времени) и автоматически (с выдержкой времени).

3.2.4.1.8. ПОСТАВЩИКОМ ПТК должны быть разработаны алгоритмы и ПО типовых виртуальных блоков управления (ВБУ) исполнительными устройствами.

Виртуальные блоки должны обеспечивать: ü возможность отображения статического и динамического состояния исполнительного устрой-

ства; ü представление информации о состоянии готовности (неготовности) к управлению исполни-

тельного устройства или задачи и причины неготовности; ü представление информации о воздействии алгоритмов управления на исполнительное устрой-

ство; ü возможность дистанционного разрешения управления с местных контуров и представление

информации о том, что исполнительное устройство управляется санкционировано с местных постов;

ü возможность управления исполнительным устройством или задачей (открыть, закрыть, оста-новить в промежуточном положении, включить, отключить).

Вызванный ВБУ должен быть привязан к управляемому объекту посредством техноло-гического кода (идентификатора) объекта.

Вывод ВБУ на экран монитора должен производиться в течении не более 0,5 сек. после поступления команды оператора-технолога.

Требования к информационному обеспечению ВБУ не должны отличаться от общих требований к системе в целом.

3.2.4.1.9. Команды дистанционного управления исполнительными устройствами должны обрабатываться с уче-том приоритетов управления.

3.2.4.1.10. Дистанционное управление задвижками должно производиться по импульсным командам1 виртуаль-ных блоков управления АРМ ОТ “открыть”, “закрыть” и “стоп”.

Запоминание команды дистанционного управления (самоподхват) должно произво-диться в алгоритме программного функционального модуля управления задвижкой.

Отмена поданной команды должна осуществляться при выходе исполнительного меха-низма на концевой выключатель или подачей импульсной команды “стоп” (с ВБУ АРМ ОТ), или команды противоположного направления (ключ МЩУ).

Поступление в систему команды от технологической защиты или блокировки во время хода задвижки в противоположном направлении должно вызывать автоматический останов задвижки и реверс электродвигателя с временем формирования приоритетной команды не менее 0,4 с.

1 Т.е. при нажатии на виртуальную кнопку ВБУ формируется импульс длительностью не более 1 секунды, который передается в функциональный блок управления исполнительным устройством.



3.2.4.1.11. Дистанционное управление регулирующими органами (клапанами, шиберами, направляющими аппара-тами) должно производиться по командам “открыть”, “закрыть” с пультов АРМ ОТ и местных конту-ров управления после переключения управления на дистанционное – “ДУ”.

Перемещение клапана должно производиться по импульсным командам виртуальных блоков управления АРМ ОТ “больше”, “меньше” и “стоп”. Запоминание команды дистанци-онного управления (самоподхват) должно производиться в алгоритме программного функ-ционального модуля управления задвижкой.

Перемещение должно прекращаться при выходе клапана на концевой выключатель или после выдачи управляющей команды “стоп”.

Для точного позиционирования регулирующего органа посредством формирования ко-манды фиксированной длительности на ВБУ должны быть предусмотрены кнопки пошагово-го управления “больше (импульс)” и “меньше (импульс)”.

3.2.4.1.12. Дистанционное управление механизмами собственных нужд (МСН) должно производиться по им-пульсным командам “включить”, “отключить” от АРМ ОТ (для отдельных МСН и с местных пультов управления).

Отмена поданной команды должна осуществляться после ее выполнения (по информа-ции от блок контактов коммутирующих аппаратов) или по истечении времени действия управляющего импульса (Tимп.=1÷2 сек.).

3.2.4.1.13. Выбор режима управления МСН “рабочий”, “резервный”, “ремонт” должен производиться по коман-дам оператора с пульта АРМ ОТ.

3.2.4.1.14. Информация от кнопок аварийного останова МСН должна поступать в ПТК для регистрации и архиви-рования.

3.2.4.1.15. Методы управления другими типами объектов, а также перечни индицируемых состояний этих объек-тов будут определены РАЗРАБОТЧИКОМ на этапе разработки алгоритмического обеспечения, исхо-дя из технических возможностей ПТК.

3.2.4.2. Требования к функции “Технологические защиты”. 3.2.4.2.1. Алгоритмическое обеспечение функции должно разрабатываться РАЗРАБОТЧИКОМ, программное

обеспечение функции должно разрабатываться ПОСТАВЩИКОМ ПТК. 3.2.4.2.2. Алгоритмы технологических защит должны выполняться в соответствии с техническими условиями на

выполнение защит и блокировок заводов-изготовителей оборудования, нормативными документами, действующими в энергетике, а также рекомендациями РАЗРАБОТЧИКА и проектной документации ПРОЕКТИРОВЩИКА.

В пределах одного агрегата по глубине воздействия технологические защиты должны разделяться по приоритетам.

3.2.4.2.3. Технологические защиты должны быть включены постоянно, отключение задачи без санкции персона-ла должно определяться как отказ соответствующей задачи АСУТП.

3.2.4.2.4. Технологические защиты должны иметь сигнализацию включения / выключения, автоматического вво-да / вывода и срабатывания на специальной видеограмме “активного” дисплея АРМ ОТ.

Все состояния технологических защит должны регистрироваться в специальном масси-ве с возможностью последующей распечатки протоколов состояния ТЗ, отключенных ТЗ.

3.2.4.2.5. В алгоритмах ТЗ должен предусматриваться автоматический ввод и вывод защит. Система автоматиче-ского ввода и вывода защит должна обеспечивать возможность нормальной эксплуатации технологиче-ского оборудования во всех эксплуатационных режимах, включая пусковые, без вмешательства персо-нала в работу защит.

Система автоматического ввода-вывода должна быть построена таким образом, чтобы в случае “перезапуска” контроллеров ПТК состояние защит соответствовало режиму техно-логического оборудования.

3.2.4.2.6. В функции ТЗ должна предусматриваться возможность санкционированного ручного включе-ния / выключения защит персоналом с пульта АРМ ПТК.

Ручное включение / выключение ТЗ (работа “на сигнал”) должно фиксироваться в мас-сиве регистрации событий и сопровождаться меткой времени.

3.2.4.2.7. Действие защит должно быть односторонним, направленным на отключение технологического обору-дования или изменения режима работы с целью предотвращения аварии. Ввод оборудования в работу после его отключения защитой должен производиться оператором после устранения причин, вызвав-ших ее срабатывание.

Команды защит должны сохраняться в течение всего времени существования причины, вызвавшей срабатывание ТЗ, или до окончания выполнения самой длительной операции, со-



вершаемой по команде этой защиты. Ручное выключение ТЗ должно блокироваться на время действия самой длительной

операции. Контроль реализации команд защит должен осуществляться функцией диагностики

команд (см. п. 3.2.2.4). 3.2.4.2.8. Опробование защит должно производиться на остановленном оборудовании с воздействием на испол-

нительные устройства. Опробование должно осуществляться с АРМ ОТ в соответствии с инструкцией по эксплуатации защит.

3.2.4.2.9. В процессе нормальной эксплуатации технологического оборудования работоспособность защит долж-на проверяться автоматически непрерывно путем диагностики работоспособности датчиков защит, контроллеров ПТК, цепей выходных команд, целостности программного обеспечения.

При необходимости любая из защит может быть выключена оператором и опробована на “сигнал” (без воздействия на исполнительные устройства) реальным отклонением пара-метров или при помощи имитаторов.

3.2.4.3. Требования к функции “Технологические блокировки”. 3.2.4.3.1. Алгоритмическое обеспечение функции должно разрабатываться РАЗРАБОТЧИКОМ, программное

обеспечение функции должно разрабатываться ПОСТАВЩИКОМ ПТК. 3.2.4.3.2. Алгоритмы технологических блокировок и АВР должны выполняться в соответствии с техническими

условиями на выполнение защит и блокировок заводов-изготовителей оборудования, действующими в энергетике, а также рекомендациями РАЗРАБОТЧИКА и проектной документации ПРОЕКТИРОВЩИКА.

3.2.4.3.3. ТБ должны быть включены постоянно, отключение задачи без санкции персонала должно определяться как отказ соответствующей задачи АСУТП.

3.2.4.3.4. В функции ТБ должна предусматриваться возможность санкционированного ручного включе-ния / выключения блокировок персоналом с пульта АРМ ПТК.

3.2.4.3.5. Для некоторых ТБ по технологическим условиям должен быть предусмотрен автоматический ввод-вывод.

Система автоматического ввода и вывода блокировок должна обеспечивать возмож-ность нормальной эксплуатации технологического оборудования во всех эксплуатационных режимах, включая пусковые, без вмешательства персонала в работу задач.

Система автоматического ввода-вывода должна быть построена таким образом, чтобы в случае “перезапуска” контроллеров ПТК состояние блокировок соответствовало режиму технологического оборудования.

Перечень ТБ, имеющих автоматический ввод, разрабатывается РАЗРАБОТЧИКОМ на стадии разработки алгоритмического обеспечения функции.

3.2.4.3.6. Все состояния технологических блокировок должны отображаться на специальной видеограмме “ак-тивного” дисплея АРМ ОТ и регистрироваться с сохранением информации в системном архиве.

3.2.4.3.7. Задачи автоматического включения резерва МСН (АВР) являются разновидностью блокировок. Оператор должен управлять включением/выключением АВР посредством назначения

режимов работы МСН “рабочий”, “резервный”, “отключен (в ремонте)”. Переключение режимов должно производиться только до включения двигателя МСН.

Управление режимами работы МСН должно производиться оператором с пульта АРМ ОТ. Резервным может быть выбран только выключенный в момент выбора МСН.

3.2.4.3.8. МСН, выбранный в ремонт, не должен иметь возможности управления с пульта АРМ ОТ и/или с МЩУ. 3.2.4.3.9. Факт выбора МСН для работы в АВР должен отображаться на соответствующей видеограмме “актив-

ного” дисплея АРМ ОТ цветовым кодированием символа АВР или дополнительным буквенным симво-лом.

3.2.4.3.10. Ввод АВР в работу (сигнал “АВР готов”) должен производиться автоматически по факту включения “рабочего” МСН и, при необходимости, по технологическим критериям, определяемым РАЗРАБОТЧИКОМ на стадии разработки алгоритмического обеспечения функции.

Состояние “АВР готов” должно отображаться на соответствующей видеограмме “ак-тивного” дисплея АРМ ОТ цветовым кодированием символа АВР или дополнительного бук-венного символа.

Состояние “АВР готов” должно регистрироваться в массиве регистрации событий и со-провождаться меткой времени.



3.2.4.3.11. АВР группы МСН должен срабатывать по факту несанкционированного отключения двигателя рабо-тающего механизма, в т.ч. электрическими защитами двигателя, аварийной кнопкой, устанавливаемой по месту, и/или по технологическим критериям, определяемым РАЗРАБОТЧИКОМ на стадии разра-ботки алгоритмического обеспечения функции.

3.2.4.3.12. Успешное или неуспешное срабатывание АВР должно отображаться на соответствующей видеограмме “активного” дисплея АРМ ОТ цветовым кодированием (миганием) символа АВР или дополнительного буквенного символа и сопровождаться сообщением в области сигнальных сообщений дисплея АРМ ОТ.

Требование на включение АВР и результат работы алгоритма должны регистрировать-ся в системном архиве и сопровождаться меткой времени.

3.2.4.3.13. Факт срабатывания АВР должен быть подтвержден (квитирован) оператором, а МСН после такого под-тверждения должен автоматически назначаться “рабочим”.

3.2.4.4. Требования к функции “Автоматическое регулирование”. 3.2.4.4.1. Алгоритмическое обеспечение функции должно разрабатываться РАЗРАБОТЧИКОМ, программное

обеспечение функции должно разрабатываться ПОСТАВЩИКОМ ПТК. 3.2.4.4.2. Автоматические регуляторы должны быть реализованы по стандартным законам (П, ПИ, ПИД) совме-

стно с исполнительным механизмом постоянной скорости и формировать импульсные управляющие команды “больше”/”меньше” на регулирующие устройства.

3.2.4.4.3. Каждый контур регулирования должен быть связан с отдельным виртуальным блоком управления, обеспечивающим следующие функции отображения состояния и управления режимами работы контура АСР:

ü индикацию текущего режима управления клапаном (автоматическое, дистанционное); ü индикацию положения регулирующего органа (по сигналу от датчика положения), для регуля-

тора верхнего уровня каскадной схемы – отображение значения аналогового выходного сигна-ла интегратора.

ü индикацию текущего значения величины разбаланса регулятора (разности между заданным и текущим значениями регулируемого параметра);

ü индикацию текущего значения заданной величины регулируемого параметра в физических ве-личинах регулируемой величины;

ü переключение режима управления регулирующего клапана “дистанционное управление (ДУ)”, “автоматическое регулирование (АР)”;

ü запрет выдачи регулятором сигналов на открытие или закрытие при определенных условиях; ü дистанционное управление регулирующим клапаном командами “больше”, “меньше”; ü ручное изменение значения заданной величины регулируемого параметра в физических едини-

цах регулируемого параметра. 3.2.4.4.4. При необходимости для некоторых АСР реализуется схема синхронизации хода исполнительных меха-

низмов. Для некоторых АСР, работающих в широком диапазоне изменения нагрузок, должны

предусматриваться системотехнические решения, позволяющие производить оперативные перестроения структуры АСР или дополнительный ввод автоподстроек.

Ввод в работу новой структуры должен производиться без изменения режима работы оборудования.

Для обеспечения требуемого качества работы АСР, динамические свойства которых за-висят от режимных факторов, должна быть предусмотрена возможность использования не-прерывной динамической автоподстройки как функции от изменения нескольких перемен-ных аналоговых параметров.

3.2.4.4.5. При переводе АСР или ее верхних контуров регулирования в автоматический режим должен быть пре-дусмотрен один из следующих видов безударного включения:

ü на заданное значение регулируемой величины (динамическая балансировка, с заранее установ-ленной скоростью изменения текущего значения регулируемой величины к заданной);

ü на текущее значение регулируемой величины (статическая балансировка). Оба вида безударного включения АСР должны предусматривать возможность как дис-

танционного, так и автоматического (логическая схема формирования условий автоматиче-ского включения) ввода регулятора в работу.



3.2.4.4.6. Изменение задания регуляторам должно осуществляться воздействием с виртуального блока управле-ния.

Шкала задатчика должна быть отградуирована в физических единицах регулируемого параметра.

Скорость изменения (чувствительность задатчика) и допустимый диапазон ручного из-менения величины задания должны настраиваться индивидуально для каждого регулятора.

3.2.4.4.7. Оптимально настроенные автоматические регуляторы должны обеспечивать ограниченную частоту включения привода регулирующих органов, которая при постоянном значении нагрузки в среднем не должна превышать 6 включений в минуту.

3.2.4.4.8. АСР должны иметь возможность автоматического ввода в работу по разрешающему признаку, форми-руемому логическими задачами.

3.2.4.4.9. Автоматическое отключение АСР с переходом на дистанционное управление регулирующим органом должно осуществляться в следующих случаях:

ü при отказе измерения регулируемого или корректирующего параметра; ü при отказе или отсутствии питания схемы управления регулирующим клапаном; ü при превышении величины разбаланса заданной величины (настраиваемый параметр); ü при неисправности ПТК АСУТП;

Если отказ влияет только на работу корректирующего контура АСР, то должен отклю-чаться только неисправный контур. При этом стабилизирующий контур должен оставаться в работе. При отказе стабилизирующего контура должен отключаться и корректирующий кон-тур.

Автоматическое отключение АСР должно сигнализироваться на видеограммах диспле-ев АРМ ОТ.

Автоматическое отключение АСР должно регистрироваться в массиве регистрации со-бытий и сопровождаться меткой времени.

Факт автоматического отключения АСР должен быть подтвержден оператором (квити-рование) на виртуальном блоке управления.

Повторное включение задачи АСР должно производиться оператором после устране-ния неисправности.

3.2.4.4.10. Ориентировочный перечень органов настройки и их диапазоны должны удовлетворять (быть не хуже) требованиям, приведенным в таблице:

Таблица.

Параметр настройки Условное обозначе-ние

Размерн. (единица измерен.)

Максимальный диапазон

Шаг Дискр.

Коэффициент пропорциональности входного сигнала (масштабирование) Кп %/% -10..0..+10 0,01

Коэффициент усиления регулятора Ку c/% 0...10 0,01 Коэффициент дифференцирования Кд 0...10 0,01 Постоянная времени демпфирования Тф c 0...10 0,1 Время интегрирования Ти c 0...999 0,1 Время дифференцирования Тд c 0...999 0,1 Время сервомотора Тм c 0...999 1,0 Длительность импульса Тим c 0,1…3,0 0,05 Верхний порог ограничения Хв % 0...99 0,02 Hижний порог ограничения Хн % -99...0 0,02 Зона возврата ∆в % 0...99 0,02 Зона нечувствительности ∆н % 0...99 0,02 Смещение канала Хсм % -99...99 0,02 Значение начальных условий Xнач % -99...99 0,02



3.3. Требования к видам обеспечения.

3.3.1. Требования к математическому обеспечению. 3.3.1.1. Математическое обеспечение ПТК АСУТП должно строиться по блочно-модульному принципу на осно-

ве применения типовых функциональных модулей. Для основных типов исполнительных устройств и характерных задач управления долж-

ны применяться типовые алгоритмические модули (функциональные блоки): ü блок управления задвижкой; ü блок управления клапаном; ü блок управления двигателем; ü блок управления соленоидным клапаном; ü блок автоматического включения резерва; ü блок автоматического регулирования; ü блок технологических защит; ü блок технологических блокировок.

Номенклатура типовых алгоритмических модулей определяется РАЗРАБОТЧИКОМ и ПОСТАВЩИК ПТК.

Задача программирования алгоритмов управления оборудованием должна выполняться с помощью конфигурирования соответствующих модулей.

3.3.1.2. Программы автоматических регуляторов должны разрабатываться с применением функциональных мо-дулей, реализующих П, ПИ, ПИД законы регулирования путем импульсного воздействия на регулирую-щие устройства постоянной скорости.

3.3.2. Требования к информационному обеспечению. 3.3.2.1. Информационное обеспечение ПТК АСУТП должно быть достаточным по объему для выполнения всех

автоматизированных функций АСУТП. Оно должно быть единым по содержанию, системе кодирования, методам адресации, формам ввода и представления информации.

3.3.2.2. В основу построения информационного обеспечения ПТК АСУТП должен быть положен принцип одно-кратного ввода и многократного использования информации внутри системы.

3.3.2.3. Структуру БД АСУТП должен определять РАЗРАБОТЧИК и согласовывать с ПРОЕКТИРОВЩИКОМ и ПОСТАВЩИКОМ ПТК. Заполнение таблиц БД АСУТП на этапе разра-ботки технического проекта производится участниками работ.

3.3.2.4. РАЗРАБОТЧИКОМ, ПРОЕКТИРОВЩИКОМ и ПОСТАВЩИКОМ ПТК должна быть обеспечена информационная совместимость компонентов ПТК АСУТП, при этом должно обеспечиваться:

ü единая система идентификации и кодирования технологической информации; ü совместимые протоколы обмена информацией.

Принятая система идентификации должна применяться во всей документации на ПТК АСУТП, включая документацию на программное обеспечение.

3.3.2.5. ПОСТАВЩИК ПТК должен предусмотреть средства контроля, хранения, обновления и восстановления данных.

3.3.2.6. Интерфейс оператора и пользователей, не являющихся специалистами по обслуживанию компонентов ПТК, т.е. сообщения, сокращения и термины на устройствах отображения и в печатных формах должны быть на русском языке и общепринятыми в энергетике.

Специальные системные сообщения, относящиеся к функционированию собственно компонентов ПТК АСУТП и предназначенные для специалистов по обслуживанию ПТК, могут выводиться на английском языке.

3.3.3. Требования к лингвистическому обеспечению. 3.3.3.1. Лингвистическое обеспечение ПТК АСУТП должно предоставлять удобные средства общения персонала

с техническим комплексом и системой автоматизации процесса проектирования. 3.3.3.2. Для описания технологических алгоритмов функций АСУТП должен использоваться специальный гра-

фический объектно-ориентированный язык описания технологических алгоритмов. Синтаксис языка должен предусматривать возможность описания функций алгоритма в аналитическом виде.

3.3.3.3. Система проектирования должна позволять специалистам-технологам, не обладающим специальными



знаниями по программированию, производить: ü изучение языков описания технологических алгоритмов, изучение работы с редакторами; ü проектирование и редактирование технологических алгоритмов с выявлением синтаксических

ошибок и отклонений от правил использования языка; ü тестирование работы задач управления путем имитации входной информации задач и контро-

лем адекватности работы систем управления; ü тестирование работы задач регулирования.

3.3.4. Требования к программному обеспечению. 3.3.4.1. Программное обеспечение (ПО) ПТК АСУТП должно состоять из базового ПО, независящего от харак-

тера технологического процесса, и прикладного ПО, решающего конкретные задачи АСУТП. 3.3.4.2. Базовое ПО должно состоять из стандартного покупного ПО и фирменного ПО, разработанного для ис-

пользуемого ПТК. 3.3.4.3. В состав стандартного ПО должны входить:

ü операционная система ЭВМ верхнего уровня; ü операционная система промышленных контроллеров; ü сетевая операционная система; ü SCADA-система технологического проектирования; ü система управления базами данных (на основе MS SQL server); ü программные пакеты для работы с языками высокого уровня.

3.3.4.4. В состав фирменного ПО должны входить: ü инструментальные пакеты, необходимые для конфигурирования ПТК и доработки видеограмм; ü библиотеки программных модулей и объектов, реализующих типовые алгоритмы управления,

регулирования, обработки и представления информации, диагностики и т.п.; ü программные модули для управления устройствами сопряжения с объектом, обменом данными

по шинам и т.п.; ü ПО диагностики ПТК; ü ПО периодической поверки ПТК; ü специализированное и сервисное ПО.

3.3.4.5. ПОСТАВЩИКОМ ПТК должна быть обеспечена защита программного обеспечения ПТК АСУТП от ошибочных действий персонала, в частности должно блокироваться внесение непредусмотренных изме-нений в процессе функционирования АСУТП.

Внесение изменений в прикладное ПО в части логических алгоритмов управления (за-грузка исполняемых модулей в систему) должно производиться только после автономной от-ладки и исключительно на остановленном оборудовании.

Изменение настроек автоматических регуляторов, изменение коэффициентов, констант и состояния программных ключей ввода-вывода защит и блокировок должно производиться в режиме “on line” на работающем оборудовании.

3.3.4.6. В каждом микропроцессорном устройстве должна быть заложена программа самодиагностики, предна-значенная для обнаружения отказов датчиков, источников питания, аналого-цифровых преобразователей, запоминающих устройств и др.

3.3.4.7. ЗАКАЗЧИКУ должны быть переданы лицензионные документы, подтверждающие права использования ПО. После сдачи ПТК АСУТП в работу ПОСТАВЩИК ПТК передает ЗАКАЗЧИКУ право пользова-ния программным обеспечением. Исходные тексты программ ЗАКАЗЧИКУ не передаются.

3.3.5. Требования к техническому обеспечению. 3.3.5.1. Техническое обеспечение ПТК АСУТП должно включать:

ü микропроцессорные контроллеры; ü технические средства оперативного управления и рабочие станции неоперативного контура

управления; ü средства электропитания ПТК АСУТП; ü внутрисистемные кабельные связи; ü регламентную аппаратура, ЗИП, инструменты, расходуемые материалы.



3.3.5.2. Подключение полевого оборудования к устройствам связи с объектом (УСО) ПТК должно производить-ся через кроссовые шкафы. Комплектную поставку кроссовых шкафов осуществляет ПОСТАВЩИК ПТК.

3.3.5.3. Требования к аналоговым датчикам и измерительным преобразователям. 3.3.5.3.1. Для измерения технологических параметров применяются следующие типы датчиков и измерительных

устройств (в процессе технорабочего проектирования типы датчиков могут быть изменены): ИЗМЕРЯЕМЫЙ ПАРАМЕТР

ТИП ДАТЧИКА

ТИП СИГНАЛА

УРОВЕНЬ СИГНАЛА ПРИМЕЧАНИЕ

ТСМ-1388;50м аналоговый 50-92,791Ом ТСМ-1193;50м ----”--- ---”--- ТСМ-9204;50м ---”--- ---”--- ТСМ-9201;50м ---”--- ---”--- ТСМ-9905;50м ---”--- ---”--- ТСП-9201;50п ---”--- 50-182,236Ом ТХА-9415 ---”--- 0-93,64мВ

Температура

ТХА-9514 ---”--- ---”--- “Сапфир”22МДА аналоговый 4-20мА “Сапфир”22МДИ ---”--- ---”--- КРТ-МР1-0,25 дискретный СК

Давление

ЭКМ-1у ---”--- ---”--- Расход “Сапфир”22МДД аналоговый 4-20мА Уровень Конструкц. ЛМЗ дискретный СК

“Энергоприбор”: ПЛП-03 аналоговый 4-20мА ПЛП-05 ---”--- ---”--- ПЛП-06 ---”--- ---”---

Мехвеличины

ПЛВС-02 ---”--- ---”--- БСПТ аналоговый 4-20мА

“Энергоприбор”: ПЛП-07 ---”--- ---”--- Положение

МП2302 дискретный СК Типы применяемых датчиков и преобразователей будут уточнены на стадии разработки

технорабочего проекта. 3.3.5.3.2. Датчики типа “Сапфир” с выходным сигналом 4—20 мА должны подключаться к УСО по двухпровод-

ной схеме, электропитание датчиков должно производиться от источников питания ПТК. 3.3.5.3.3. Для измерения токов электродвигателей механизмов собственных нужд, а также для измерения элек-

трической мощности генератора и частоты использовать преобразователи серии Е840. Установку и подключение преобразователей выполнять в соответствующих распреде-

лительных устройствах и ящиках управления. Составление заказных спецификаций и проектирование схем измерения токов электро-

двигателей, электрической мощности и частоты производит ПРОЕКТИРОВЩИК. 3.3.5.3.4. Защита последовательной токовой цепи от обрыва при отключении канала измерения УСО должна

осуществляться при помощи размножителей токового сигнала или защитных диодных устройств типа В01 (или аналогичных), при этом возникающая погрешность не должна превышать 0,5 от основной по-грешности канала измерения.

Установку защитных устройств должен осуществлять ПРОЕКТИРОВЩИК. 3.3.5.3.5. Тип измерительных преобразователей и их класс точности в соответствии с требованиями

РД 34.11.321-96 (Л.25) определяет ПРОЕКТИРОВЩИК на стадии технорабочего проектирования.



3.3.5.4. Устройства ввода аналоговой информации в ПТК АСУТП должны обеспечивать прием без промежуточ-ного преобразования следующих типов аналоговых сигналов:

Таблица 1. Технические характеристики

Наименование сигнала Сопротивление нагрузки, градуировка

Уровень сигнала (тип)

Вх.сопротивление: 0,2-2,5 кОм 0-5 мA 0,2-2,5 кОм ±5 мA

1 Унифицированные токовые

0,1-1,0 кОм 4-20 мA 2 Термоэлектрические преобразователи (термо-

пары) преобразователи термоэлектри-ческие, градуировок ХА (К) и ХК (L) класса 1

МВ

3 Термопреобразователи сопротивления Градуировка Гр23, градуировки 50П, 100П (W100=1.3910) класс допуска B, градуировки 50М, 100М (W100=1.4260)

Ом

Для ввода сигналов от термопреобразователей сопротивления в УСО ПТК должна при-меняться 3-х проводная схема подключения.

Линеаризация и компенсация температуры холодных спаев преобразователей термоэлек-трических должна производиться средствами ПОСТАВЩИКА ПТК. Для измерения темпера-тур холодных спаев ПРОЕКТИРОВЩИК должен предусмотреть установку термопреобразо-вателей сопротивления.

3.3.5.5. Требования к реализации ввода информации от дискретных датчиков. 3.3.5.5.1. Информация от ключей (кнопок), устанавливаемых в оперативном контуре управления, должна вво-

диться в УСО дискретными сигналами типа “сухой контакт”. Питание групп контактов ключей (кнопок) напряжением 24 VDC должно производить-

ся от источника питания ПОСТАВЩИКА ПТК. 3.3.5.5.2. Информация от дискретных датчиков параметров должна вводиться в УСО дискретными сигналами

типа “сухой контакт”. Питание групп контактов напряжением 24 VDC должно производиться от источника

питания ПОСТАВЩИКА ПТК. 3.3.5.5.3. Для питания концевых выключателей (КВ) запорной арматуры, контактов ключей (кнопок) управления

местных постов управления, контактов коммутационных аппаратов механизмов собственных нужд, имеющих напряжение питания 220 VAC схемы управления, следует применять напряжение 220 VAC от фазы “А” источника электропитания схемы управления исполнительным устройством.

Дискретные сигналы: ü из автономных схем, реализованных на традиционных средствах и имеющих напряжение пи-

тания 220 VDC, ü обратной связи из схем управления механизмами собственных нужд, имеющих напряжение

питания 220 VDC, от концевых выключателей регулирующих клапанов, от информационных контактов ключей аварийного пульта и кнопок аварийного останова механизмов должны вво-диться в ПТК сигналами типа “сухой контакт”. Питание групп контактов напряжением 24 VDC должно производиться от источника питания ПОСТАВЩИКА ПТК.

3.3.5.6. Требования к формированию управляющих команд. 3.3.5.6.1. Схемы управления исполнительными устройствами должны разрабатываться

ПРОЕКТИРОВЩИКОМ по рекомендациям РАЗРАБОТЧИКА. 3.3.5.6.2. Установку, при необходимости, дополнительных элементов (реле) для обеспечения требований по

формированию сигналов обратной связи должен производить ПРОЕКТИРОВЩИК. 3.3.5.6.3. Команды управления запорной арматурой должны формироваться замыканием контакта с коммути-

рующей способностью 220 VAC/2,0 A. Непосредственная подача рабочего напряжения на электродви-гатели арматуры должна осуществляться магнитными пускателями, установленными в сборках РТЗО.

3.3.5.6.4. В электрических схемах управления задвижками ПРОЕКТИРОВЩИК должен предусмотреть устрой-ства (токовые реле или моментные муфты) и схемотехнические решения, обеспечивающие плотное за-крытие арматуры.



3.3.5.6.5. Команды управления регулирующей арматурой должны формироваться: ü для арматуры с током потребления привода менее 25 А бесконтактным ключом с коммути-

рующей способностью 24 VDC/0,3 A, подача рабочего напряжения на электродвигатели долж-на осуществляться тиристорными усилителями;

ü для арматуры с током потребления привода более 25 А контактами с коммутирующей способ-ностью 220 VAC/2,0 А, подача рабочего напряжения на электродвигатели арматуры должна осуществляться магнитными пускателями.

3.3.5.6.6. Команды управления двигателями механизмов собственных нужд должны формироваться включением контакта с коммутирующей способностью 220 VAC/2,0 А или 220 VDC/1,0 А.

3.3.5.6.7. Команды управления электромагнитами должны формироваться: ü при мощности менее 200 ВА включением контакта с коммутирующей способностью

220 VAC/2,0 A или 220 VDC/1,0 А. ü при мощности электромагнита более 200 ВА – через промежуточные реле, устанавливаемые ПРОЕКТИРОВЩИКОМ в схемах управления; управление промежуточными реле должно осуществляться контактами с коммутирующей способностью 220 VAC/2,0 А, 220 VDC/1,0 А.

3.3.5.6.8. Контакты ключей, коммутирующие напряжение постоянного тока на индуктивную нагрузку, должны защищаться диодами, включенными в обратном направлении. Величина допустимого обратного на-пряжения защитных диодов должна быть не менее 1000 В.

Проектирование установки и подключения диодов к схемам управления должен произ-водить ПРОЕКТИРОВЩИК.

3.3.5.7. Схемы подключения входных и выходных сигналов должны быть предложены ПОСТАВЩИКОМ для рассмотрения РАЗРАБОТЧИКОМ и ПРОЕКТИРОВЩИКОМ.

3.3.5.8. УСО ПТК АСУТП должны обеспечивать групповое гальваническое разделение большинства входных аналоговых сигналов. Для отдельных групп сигналов, например, температурный контроль генератора, должно быть реализовано по-канальное гальваническое разделение. Дискретные сигналы могут вводить-ся как с применением группового, так и по-канального гальванического разделения.

Ориентировочное количество входных/выходных сигналов, подключаемых к входным устройствам ПТК, приведено в таблице 1 Приложения. Приведенные количественные характе-ристики не учитывают обязательного резерва по сигналам. При комплектации шкафов ПТК модулями УСО ПОСТАВЩИК должен предусмотреть 10 % резерв по всем типам вход-ных/выходных сигналов.

3.3.5.9. В ПТК должны быть предусмотрены меры, обеспечивающие взаимозаменяемость однотипных блоков. 3.3.5.10. Конструкция стоек ПТК должна предусматривать возможность обслуживания и беспрепятственный дос-

туп ко всем элементам, требующим обслуживания. 3.3.5.11. Конструктивные и схемные решения ПТК АСУТП должны позволять производить замену любого ком-

понента в стойке без отключения остальных. Восстановление должно производиться путем замены вышедшего из строя блока резерв-

ным из состава ЗИП без дополнительной настройки. Включение в работу восстановленного канала должно производиться автоматически (по

факту включения). 3.3.5.12. Должен быть обеспечен постоянный контроль функционирования ПТК АСУТП. Система диагностики

должна обеспечивать определение неисправности с точностью до одного сменного конструктива. 3.3.5.13. Результаты контроля и диагностики должны выводиться на регистрацию, отображение и сигнализацию

на дисплеях АРМ ПТК. 3.3.5.14. При потере питания по двум фидерам должна быть исключена выдача ложных команд. После восстанов-

ления питания последующее включение в работу должно производиться обслуживающим персоналом. При перерывах питания выдача ложных команд должна исключаться.

3.3.5.15. Схему размещения технических средств нижнего уровня ПТК АСУТП выполняет ПРОЕКТИРОВЩИК с учетом требований РАЗРАБОТЧИКА и ПОСТАВЩИКА ПТК.

3.3.5.16. Требования к техническим средствам оперативного и неоперативного контроля и управления. 3.3.5.16.1. Основным средством представления информации оператору-технологу должны быть дисплеи стандар-

та SVGA с размером экрана 19 дюймов, удовлетворяющие международным требованиям по электро-магнитной защищенности и обеспечивающие графический режим не хуже 1280х1024 с палитрой не менее 256 цветов при частоте вертикальной построчной развертки не менее 85 Гц.

На отдельные АРМ неоперативного контура могут устанавливаться дисплеи меньшего размера.



3.3.5.16.2. Основным средством получения твердых копий документов должны быть высокоскоростные лазерные принтеры формата А4 (например, Hewlett Packard LaserJet 2100). Принтеры поставляются ПОСТАВЩИКОМ ПТК.

3.3.5.16.3. Основным средством дистанционного управления устройствами должны быть манипуляторы типа “мышь” в промышленном исполнении.

3.3.5.16.4. Дополнительным средством управления вводом информации должны быть функциональные клавиату-ры, предназначенные для промышленного применения. Клавиатуры должны иметь расширенный набор функциональных (программируемых) клавиш.

3.3.5.16.5. Средством аварийного управления при плановых отключениях оборудования, частичных или полных отказах ПТК должен быть аварийный пульт управления. Пульт оснащается необходимым набором ключей (кнопок). Ключи (кнопки) должны иметь пояснительные надписи, специальную окраску, крышки для исключения непроизвольного включения.

Разработку идеологии и технологического наполнения пульта производит РАЗРАБОТЧИК и согласовывает с ЗАКАЗЧИКОМ.

Конструктивные и электрические характеристики коммутационной аппаратуры пульта определяет ПРОЕКТИРОВЩИК исходя из параметров нагрузки и количества формируе-мых сигналов. Он же разрабатывает эскиз размещения ключей (кнопок) и индикаторов на па-нели пульта.

Проектирование аварийного пульта управления производит ПРОЕКТИРОВЩИК. Комплектацию и поставку технических средств аварийного пульта управления произ-

водит ЗАКАЗЧИК. Монтаж и наладку аппаратуры аварийного пульта производит монтажно-наладочная

организация ЗАКАЗЧИКА. 3.3.5.17. Требования к реализации монтажа на клеммах кросс-шкафов. 3.3.5.17.1. Границей разделения зон проектирования ПРОЕКТИРОВЩИКА и ПОСТАВЩИКА ПТК установ-

лены ряды клеммных зажимов кросс-шкафов. 3.3.5.17.2. Проектирование размещения кросс-шкафов, рядов клеммных зажимов, кабельных связей и трасс от

периферийных устройств до кросс-шкафов производится ПРОЕКТИРОВЩИКОМ. 3.3.5.17.3. Проектирование кабельных связей и трасс от кросс-шкафов до УСО ПТК производится

ПОСТАВЩИКОМ ПТК. 3.3.5.17.4. Подключение входных устройств УСО ПТК для обеспечения ввода потенциальных дискретных сигна-

лов должно производиться ПОСТАВЩИКОМ ПТК двумя жилами кабеля. 3.3.5.17.5. Объединение перемычками общих клемм дискретных входных устройств УСО ПТК для обеспечения

ввода дискретных сигналов типа “сухой контакт” должно производиться на стороне ПОСТАВЩИКА ПТК.

3.3.5.17.6. Подключение нулевого провода к кросс-шкафам должно производиться от каждой сборки РТЗО. Объе-динение нулевых проводов от разных сборок РТЗО в кросс-шкафах, объединение общих клемм потен-циальных дискретных входов перемычками должно производиться на стороне ПРОЕКТИРОВЩИКА.

3.3.5.17.7. Питание выходных устройств УСО ПТК для управления регулирующими клапанами должно произво-диться от встроенных источников питания электронных усилителей, устанавливаемых ПРОЕКТИРОВЩИКОМ в схемах управления регулирующими органами.

3.3.5.18. Требования к техническим средствам передачи информации. 3.3.5.18.1. Связи ПТК с источниками сигналов, сборками РТЗО должны выполняться кабелями внешних связей.

Монтаж и поставка кабелей должны осуществляться по технической документации ПРОЕКТИРОВЩИКА, с учетом исходных данных ПОСТАВЩИКА ПТК.

Кабели должны присоединяться к аппаратуре через кросс-шкафы. Кабельные связи от клемм кросс-шкафов до соединителей ПТК, должны проектиро-

ваться и поставляться ПОСТАВЩИКОМ ПТК. 3.3.5.18.2. Кабели связей ПТК с полевым оборудованием должны быть сгруппированы в соответствии с их назна-

чением. ПРОЕКТИРОВЩИКОМ должен быть реализован следующий вариант прокладки ка-

белей с использованием блочных коробов: 1-я секция короба: ü многожильные кабели с общим экраном для связи кросс-шкафов с датчиками аналоговых сиг-

налов низкого уровня (термопары, термопреобразователи сопротивления);



ü многожильные кабели с пожильным экранированием для передачи низкоуровневых сигналов от термопреобразователей сопротивления системы температурного контроля генератора;

ü многожильные кабели с общим экраном для связи кросс-шкафов с датчиками аналоговых сиг-налов с нормированным выходом (датчики давления, перепада давлений);

ü многожильные кабели с общим экраном для передачи входных и выходных сигналов типа “су-хой контакт”, с напряжением питания 24 VDC от кросс-шкафов в электрические схемы, в эту группу кабелей допускается включение аналоговых сигналов от указателей положения регули-рующих устройств.

2-я секция короба: ü многожильные кабели с общим экраном для передачи входных и выходных дискретных сигна-

лов 220 VAC/VDC; ü кабели для передачи команд управления 380/220В от сборок РТЗО к электродвигателям запор-

ной и регулирующей арматуры, механизмам собственных нужд. Кабели связи от кросс-шкафов до входных устройств ПТК должны прокладываться с

применением аналогичных правил. 3.3.5.18.3. Кабели от ИП положения регулирующих клапанов и отсечных золотников системы регулирования тур-

бины, частоты вращения ротора, трансформаторов напряжения и тока генератора должны иметь груп-повое экранирование.

3.3.5.18.4. Короба для прокладки кабелей должны быть заземлены на общестанционный контур заземления. 3.3.5.18.5. Короба должны закрываться металлическими крышками. Участки кабелей, проходящие вне короба,

должны быть проложены в защитных стальных трубах или лотках и по полкам кабельных сооружений. 3.3.5.18.6. Кабели связи должны иметь не более двух стыков через коробку соединительную (под винт).

Не допускается стыковка двух или более отрезков кабелей посредством пайки, скрутки и др.

3.3.5.18.7. Экраны кабелей связи должны быть заземлены в одной точке на общестанционный контур заземления и изолированы по всей длине кабеля от любых металлических частей оборудования, соединяемого с общим контуром заземления. Экраны сегментов одного кабеля должны соединяться на клеммных ко-лодках при переходе с сегмента на сегмент и изолироваться от экранов других кабелей.

Проектирование экранирования кабелей осуществляет ПРОЕКТИРОВЩИК исходя из требования отсутствия замкнутых контуров, в которых могут генерироваться кольцевые токи.

3.3.5.18.8. В кабелях внешних связей ПРОЕКТИРОВЩИКОМ должно быть предусмотрено резервирование сиг-нальных жил кабеля.

3.3.5.18.9. Кабели внутрисистемных цифровых каналов ПТК должны выполняться по технической документации ПОСТАВЩИКА ПТК, им проектироваться и поставляться, трассировку кабелей производит ПРОЕКТИРОВЩИК.

3.3.5.18.10. Резервируемые линии связи ЛВС ПТК АСУТП должны прокладываться в разных коробах (трубах). 3.3.5.18.11. Линии основной ЛВС должны быть выполнены экранированной витой парой. 3.3.5.18.12. Клеммные колодки, штепсельные разъемы и ответные части кабельных связей должны быть промарки-

рованы в соответствии со схемой. 3.3.5.19. Требования к ЗИП. 3.3.5.19.1. Объем и состав ЗИП должен быть достаточным для эксплуатации ПТК в течение 2 лет и должен со-

ставлять не менее 15% по каждому типу используемых блоков. 3.3.5.20. Требования к инструменту и принадлежностям.

В комплекте ПТК АСУТП должны поставляться инструменты и принадлежности, обес-печивающие проведение монтажных, пусконаладочных и регламентных работ.

Номенклатура и количество определяются ПОСТАВЩИКОМ ПТК и согласовываются с ЗАКАЗЧИКОМ.

3.3.6. Требования к метрологическому обеспечению. 3.3.6.1. Метрологические характеристики ПТК АСУТП должны удовлетворяться при действии следующих по-

мех: ü продольной до 10 В постоянного или переменного тока частотой 50 Гц на входном сопротив-

лении 200 кОм; ü поперечной до 50 мВ переменного тока частотой 50 Гц для входов унифицированного токово-

го сигнала;



ü поперечной до 20 % диапазона измерений преобразователя для сигналов термопар. Для температурного контроля генератора должна быть обеспечена фильтрация помех:

ü поперечной – 300 мВ, ü продольной – 100 В.

3.3.6.2. Основная приведенная погрешность канала измерения от входных клемм ПТК АСУТП до получения оцифрованного сигнала без дополнительной калибровки каналов не должна превышать (в % от диапазо-на измерения):

ü 0,5 – для каналов ввода сигналов от термопреобразователей сопротивления и термоэлектриче-ских преобразователей с учетом линеаризации характеристик преобразователей и компенсации холодных спаев;

ü 0,25 – для каналов ввода нормированного токового сигнала; Вариация результатов измерения не должна превышать 0,2 от основной приведенной по-

грешности. 3.3.6.3. Дополнительная погрешность, связанная с влиянием изменения условий эксплуатации, не должна пре-

вышать 0,5 от основной погрешности, для изменения температуры – 0,5 от основной погрешности на ка-ждые 10 0С.

3.3.6.4. Предел допускаемой дополнительной погрешности канала измерения сигналов термоэлектрических пре-образователей и термопреобразователей сопротивления, вызванной влиянием поперечной помехи пере-менного тока частотой 50 Гц, равной 20% диапазона измерений, действующей между входными контак-тами последовательно с входным сигналом и имеющей любой фазовый угол, должен быть не более 0,5 предела основной допускаемой погрешности.

3.3.6.5. Предел допускаемой дополнительной погрешности канала измерения унифицированного токового сиг-нала, вызванный влиянием поперечной помехи напряжением 50 мВ переменного тока частотой 50 Гц, должен быть не более 0,5 предела основной допускаемой погрешности.

3.3.6.6. Предел допускаемой дополнительной погрешности измерительных каналов, вызванной влиянием про-дольной помехи постоянного или переменного тока частотой 50 Гц, величиной не более 10 В, действую-щей между любым входным контактом и заземленным корпусом и имеющей любой фазовый угол, дол-жен быть не более 0,5 предела основной допускаемой погрешности.

3.3.6.7. Пределы допускаемых дополнительных погрешностей каналов температурного контроля генератора, вызванных влиянием поперечной помехи переменного тока частотой 50 Гц, величиной до 300 мВ и про-дольной помехи постоянного или переменного тока величиной до 100 В, должны быть определены и со-гласованы дополнительно в процессе технорабочего проектирования.

3.3.6.8. Поставляемый ПТК должен соответствовать сертификату Госстандарта России об утверждении типа средств измерений.

3.3.6.9. Проектная документация на ПТК должна содержать раздел “Метрологическое обеспечение”, разрабаты-ваемый ПОСТАВЩИКОМ ПТК, в состав которого должны входить следующие документы:

ü перечень измерительных каналов; ü перечень каналов индикаторов; ü расчет обобщенных метрологических характеристик измерительных каналов по метрологиче-

ским характеристикам, указанным в паспортах или другой нормативно-технической докумен-тации на агрегатные средства измерений, входящих в измерительный канал;

ü методика поверки измерительных каналов ПТК АСУТП. 3.3.6.10. Приемка из наладки и передача ИК АСУТП в промышленную эксплуатацию должна быть проведена

РАЗРАБОТЧИКОМ и ПОСТАВЩИКОМ ПТК на основании (Л.26). 3.3.6.11. В течение эксплуатации должна проводиться периодическая поверка измерительных каналов ПТК.

ПОСТАВЩИК ПТК должен представить перечень образцовых приборов и сервисной аппаратуры, необходимых для проведения периодических поверок.

Комплектацию поверочной аппаратурой производит ЗАКАЗЧИК. 3.3.6.12. Временные характеристики ПТК приводятся в настоящих “Технических требованиях…” в качестве ори-

ентировочных параметров и не подлежат метрологическому контролю. Достаточность этих параметров подтверждается испытаниями в процессе опытной эксплуатации.



IV. СОСТАВ РАБОТ ПО СОЗДАНИЮ АСУТП. Работы по разработке и внедрению АСУТП выполняются в объеме и в сроки, установленные договорами

участников работ с ЗАКАЗЧИКОМ и утвержденным и согласованным с участниками работ координационным пла-ном.

4.1. ЗАКАЗЧИК должен обеспечить: ü организацию выполнения работ по поставке и внедрению ПТК АСУТП; ü обеспечение участников работы необходимой технической документацией для проведения проектных работ; ü согласование и утверждение проектной документации на ПТК АСУТП; ü согласование и утверждение эксплуатационной документации на ПТК АСУТП; ü утверждение программ и методик проведения испытаний ПТК и ТФ АСУТП; ü участие в испытаниях ПТК и ТФ АСУТП на стенде ПОСТАВЩИКА ПТК; ü комплектование и профессиональную подготовку оперативного технологического персонала и обслужи-

вающего персонала ПТК АСУТП; ü комплектацию технических средств АСУТП, за исключением поставляемых ПОСТАВЩИКОМ ПТК со-

гласно контракта; ü монтаж и наладку датчиковой аппаратуры и исполнительных органов, наладку внешних связей и датчиковой

аппаратуры, резервных систем контроля и управления силами привлеченных монтажно-наладочных органи-заций;

ü технологическое обеспечение при проведении наладки ТФ АСУТП; ü технологическое обеспечение, организацию и участие в проведении всех видов испытаний ПТК АСУТП; ü эксплуатацию ПТК АСУТП в период пуско-наладочных работ и испытаний.

4.2. ПОСТАВЩИК ПТК обеспечивает: ü формулирование заданий на разработку строительного, электротехнического и других разделов проекта

ПТК АСУТП; ü разработку прикладного программного обеспечения ТФ АСУТП; ü разработку программы и методики проведения испытаний ПТК АСУТП; ü разработку эксплуатационной документации ПТК АСУТП; ü монтаж и наладку ПТК АСУТП для проведения стендовых испытаний на площадке ПОСТАВЩИКА ПТК; ü наладку прикладного программного обеспечения на стенде; ü проведение стендовых испытаний ПТК АСУТП; ü обучение персонала Заказчика правилам эксплуатации и ремонта ПТК; ü поставку комплекта технических и программных средств ПТК АСУТП ЗАКАЗЧИКУ; ü шеф-монтаж и наладку ПТК АСУТП; ü участие в приемке из наладки и передаче ИК АСУТП в промышленную эксплуатацию; ü участие в проведении всех видов испытаний ТФ АСУТП на объекте; ü корректировку документации по результатам испытаний.

4.3. РАЗРАБОТЧИК обеспечивает: ü техническую координацию работ при разработке проекта и внедрении ПТК АСУТП; ü разработку Технического задания на ПТК АСУТП; ü разработку постановок задач и алгоритмов технологических функций АСУТП; ü участие в разработке прикладного программного обеспечения ПТК АСУТП; ü проведение наладки прикладного программного обеспечения ПТК АСУТП на стенде ПОСТАВЩИКА ПТК;

ü участие в разработке программы и методики проведения испытаний ПТК АСУТП на стенде ПОСТАВЩИКА ПТК;

ü разработку рабочих программ и методик проведения всех видов испытаний ТФ АСУТП на объекте; ü разработку эксплуатационной документации по ТФ АСУТП; ü комплексную наладку технологических функций АСУТП на объекте;



ü приемку из наладки и передачу ИК АСУТП в промышленную эксплуатацию; ü участие в обучении персонала ЗАКАЗЧИКА методам работы с ТФ АСУТП; ü техническое руководство при проведении всех видов испытаний ТФ АСУТП; ü участие в проведении всех видов испытаний ПТК АСУТП. ü корректировку разработанной им документации по результатам испытаний.

4.3.1. ПРОЕКТИРОВЩИК обеспечивает:

ü Разработку и согласование с АООТ “ЛМЗ” “Условий автоматических защит”; ü Разработку и согласование с АООТ “ЛМЗ” “Условий управления турбины”; ü проектирование размещения технических средств нижнего уровня управления; ü проектирование размещения АРМ оперативного и неоперативного контуров управления; ü проектирование размещения местных постов управления технологических установок; ü разработку заказных спецификаций на технические средства, не поставляемые ПОСТАВЩИКОМ ПТК; ü проектирование электрических кабельных связей и электрических соединений технических средств, схем

электропитания и заземления; ü проектирование схем трубных и кабельных соединений датчиков КИП; ü разработку журналов контрольных кабелей; ü разработку электрических схем управления запорно-регулирующей арматурой и механизмами собственных

нужд; ü участие в проведении испытаний АСУТП; ü корректировку проектной документации по результатам испытаний.



V. ПОРЯДОК КОНТРОЛЯ И ПРИЕМКИ. 5.1. Приемке подлежат технические средства ПТК и прикладное программное обеспечение АСУТП, разработан-

ное и отлаженное ПОСТАВЩИКОМ при участии РАЗРАБОТЧИКА, по согласованной программе и мето-дике испытаний на соответствие требованиям контракта и настоящего “Технического задания…”

5.2. Все виды испытаний в соответствии с (Л.28) проводятся приемочной комиссией. Приемочная комиссия орга-низуется и утверждается ЗАКАЗЧИКОМ. В состав комиссии должны быть включены полномочные предста-вители ЗАКАЗЧИКА, РАЗРАБОТЧИКА, ПОСТАВЩИКА, ПРОЕКТИРОВЩИКА.

5.3. Техническое и технологическое обеспечение испытаний АСУТП на объекте осуществляет ЗАКАЗЧИК. 5.4. Техническое руководство испытаниями АСУТП на объекте осуществляет РАЗРАБОТЧИК. 5.5. ПТК АСУТП подвергается приемочным испытаниям первого этапа (стендовые испытания).

По результатам стендовых испытаний составляется отчет (протокол) и акт приемки ПТК АСУТП для поставки на Самарскую ТЭЦ.

5.6. Промышленный образец АСУТП подвергается следующим видам испытаний на объекте: ü предварительные испытания (автономные и комплексные); ü опытная эксплуатация; ü приемо-сдаточные испытания.

5.7. Предварительные автономные испытания ПТК должны проводиться ПОСТАВЩИКОМ по согласованной программе с применением тестового ПО ПОСТАВЩИКА и должны быть завершены до проведения наладки прикладного ПО ТФ АСУТП.

5.8. Окончательные испытания ПТК проводятся одновременно с испытаниями ТФ АСУТП. 5.9. Предварительные автономные испытания отдельных функций и подсистем АСУТП должны проводиться на

объекте совместно ПОСТАВЩИКОМ, РАЗРАБОТЧИКОМ и наладочными организациями ЗАКАЗЧИКА. 5.10. Предварительные автономные испытания отдельных функций должны проводиться по согласованным про-

граммам при опробовании технологических узлов. 5.11. Результаты предварительных автономных испытаний отдельных функций и подсистем должны оформляться в

виде актов и/или протоколов испытаний. 5.12. К комплексным испытаниям должна быть представлена АСУТП, содержащая:

ü техническое задание на ПТК; ü технические средства, включая ПТК, установленные и соединенные в соответствии с рабочей проектной до-

кументацией; ü базовое и прикладное программное обеспечение; ü эксплуатационная техническая документация на ПТК, содержащая все сведения, необходимые для его ус-

пешной эксплуатации; ü ЗИП; ü формуляр на АСУТП в целом и формуляры на программные изделия; ü акты (протоколы) автономных испытаний ПТК и ТФ АСУТП; ü акты приемки из наладки датчиков ü акты приемки из наладки запорной арматуры ü акты приемки из наладки регулирующей арматуры ü акты приемки из наладки механизмов собственных нужд; ü проект акта о приемке АСУТП в опытную эксплуатацию; ü профессионально подготовленный оперативный и обслуживающий персонал.

5.13. Комплексные испытания системы должны проводиться путем выполнения комплексных тестов. 5.14. По результатам комплексных испытаний составляются акты о соответствии отдельных подсистем, функций и

АСУТП в целом настоящему техническому заданию, проектной документации и их готовности к передаче в опытную эксплуатацию.

5.15. Приемо-сдаточным испытаниям АСУТП в целом должна предшествовать опытная эксплуатация на объекте в течение не менее трех месяцев (количество пусков и остановов не менее пяти).

Начало опытной эксплуатации устанавливается после 72 часов непрерывной работы АСУТП в составе работающего оборудования.

5.16. Опытная эксплуатация должна завершаться составлением акта о допуске системы к приемо-сдаточным испы-таниям.

5.17. К приемке в промышленную эксплуатацию должна быть представлена АСУТП, содержащая:



ü техническое задание; ü технические средства, включая ПТК, установленные и соединенные в соответствии с рабочей проектной до-

кументацией; ü базовое и прикладное программное обеспечение; ü эксплуатационная техническая документация на ПТК, содержащая все сведения, необходимые для его ус-

пешной эксплуатации; ü ЗИП; ü формуляр на АСУТП в целом и формуляры на программные изделия; ü протокол о результатах опытной эксплуатации; ü проект акта о приемке АСУТП в промышленную эксплуатацию; ü рабочую программу проведения испытаний; ü профессионально подготовленный оперативный и обслуживающий персонал.

5.18. По результатам приемо-сдаточных испытаний АСУТП составляется акт, содержащий заключение о степени ее соответствия требованиям настоящего технического задания и проектной документации и решение о ее приемке в промышленную эксплуатацию.



VI. ТРЕБОВАНИЯ К ДОКУМЕНТИРОВАНИЮ. В соответствии с ГОСТ 34.201-89 (Л.29) ПОСТАВЩИК ПТК участники разработки АСУТП должны вы-

пустить и передать ЗАКАЗЧИКУ следующие документы (в графе “исполнители” приняты следующие обозначения: 1- Разработчик, 2-Генпроектировщик, 3-Поставщик; ответственные исполнители указаны через запятую, в скобках указаны соисполнители, предоставляющие части документа ответственным исполнителям):

№ Документ ГОСТ 34.201-89 Исполнитель

Технорабочий проект 1 Ведомость технорабочего проекта ПТК. ТП 3 2 Ведомость технорабочего проекта АСУТП. ТП 2 3 Ведомость покупных изделий ПТК. ВП 3 4 Ведомость покупных изделий АСУТП. ВП 2 5 Локальная смета Б3 2, (3) 6 Пояснительная записка к технорабочему проекту П2 2, (1, 3)2 7 Описание комплекса ПТК: 3 - описание КТС; П9 - схема структурная ПТК; С1 - схема функциональной структуры ПТК; С2 - план расположения ПТК. С8 (2)

8 Описание информационного обеспечения ПТК: П5 3 - описание системы идентификации и кодирования информации в

ПТК; П7 (1), (2)

- описание организации БД; П6 - описание массива информации ПТК; П8 - перечень входных сигналов; В1 (1) - перечень исполнительных устройств; (1) - перечень выходных сигналов; В2 (1) - перечень видеофрагментов; - перечень протоколов, документов.

9 Описание программного обеспечения. ПА 3 10 Постановка задачи и описание алгоритма (по функциям). П4 + ПБ 1, (2)3

Эксплуатационная документация 11 Ведомость эксплуатационных документов. ЭД 1, 3 12 Спецификация оборудования. В4 2, 3 13 Информационное обеспечение: 3

- инструкция по формированию и ведению БД ПТК; И4 - массив входных данных [М]4; В6 - массив выходных сообщений [М]; В8

14 Чертежи видеограмм. С9 3 15 Таблица соединений и подключений внешних проводок. С6 2, 3 16 Чертеж установки КТС. СА+С7 2, (3) 17 Ведомость машинных носителей информации. ВМ 3 18 Инструкция по эксплуатации КТС. ИЭ 3 19 Технологическая инструкция (по каждой ТФ АСУТП). 1 20 Руководство пользователя АРМ. ИЗ 3 21 Руководство по автоматизированному проектированию. И1 3 22 Ведомость ЗИП 3 23 Ведомость ПО 3 24 Формуляр на ПТК. ФО 3 25 Паспорт на ПТК. ПС 3 27 Свидетельство о метрологической аттестации средств измерений. 3

6.1. Документация на покупные технические средства и программное обеспечение должна поставляться в объеме поставки ПОСТАВЩИКА ПТК и предприятий-изготовителей.

2 Участники работ передают ПРОЕКТИРОВЩИКУ свои разделы части документа, ПРОЕКТИРОВЩИК выпус-кает документ. 3 Проектировщик участвует в разработке в технологической части. 4 Данные поставляются на магнитном носителе.



6.2. Состав документации на ПТК АСУТП может уточняться при рабочем проектировании. 6.3. Документация должна быть выпущена на русском языке.



VII. ГАРАНТИЙНЫЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА. 7.1. ПОСТАВЩИК гарантирует соответствие ПТК всем требованиям “Технического задания…” за время срока

службы при соблюдении ЗАКАЗЧИКОМ условий эксплуатации, транспортирования и хранения. 7.2. Расчетный срок службы ПТК не менее 10 лет. 7.3. Гарантийный срок эксплуатации устанавливается 24 месяца со дня сдачи объекта Заказчику. 7.4. В течение гарантийного срока ПОСТАВЩИК безвозмездно своими силами и средствами в кратчайший тех-

нически возможный срок устраняет отказы и неисправности, возникшие в системе, или производит замену ее составных частей, если не были нарушены условия эксплуатации, транспортирования или хранения.

7.5. Время, в течение которого система не могла быть использована в связи с выходом из строя из-за наличия де-фектов, в гарантийный срок не засчитывается.

7.6. В течение гарантийного срока ПОСТАВЩИК безвозмездно восстанавливает ЗИП, расходуемый на устране-ние отказов и неисправностей.

7.7. В течение всего времени службы АСУ ПОСТАВЩИК осуществляет фирменное обслуживание оборудова-ния (по отдельному договору).



VIII. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ. 1. ГОСТ 34.602-89. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Техниче-

ское задание на создание автоматизированной системы. 2. Общеотраслевые руководящие методические материалы по созданию и применению АСУТП в отраслях про-

мышленности (ОРММ-3, АСУТП). Москва. ГКНТ. 1986 г. 3. РД34.35.127-93. Общие технические требования к программно-техническим комплексам для АСУТП тепловых

электростанций. 4. ГОСТ 12.1.004-91. ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования. 5. ГОСТ 12.2.003-91. ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности. 6. ГОСТ 12.2.007.0-75. ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности. 7. ГОСТ 12.1.010-76. ССБТ. Взрывобезопасность. Общие требования. 8. Правила устройства электроустановок. Москва. Минэнерго СССР. 1986г. 9. ГОСТ 12.1.030-81. ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление.

10. ГОСТ 12.1.006-84. ССБТ. Электромагнитные поля радиочастот. Допустимые уровни на рабочих местах и требо-вания к проведению контроля.

11. ГОСТ12.1.002-84.ССБТ. Электрические поля промышленной частоты. Допустимые уровни напряженности и тре-бования к проведению контроля на рабочих местах.

12. ГОСТ12.1.045-84.ССБТ. Электростатические поля. Допустимые уровни на рабочих местах и требования к прове-дению контроля.

13. ГОСТ12.1.003-83. ССБТ. Шум. Общие требования безопасности. 14. ГОСТ 12.1.012-90. ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования. 15. РД 34.20.501-95. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. 16. ГОСТ 12.1.044-89. ССБТ. Пожаpовзpывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы

их определения. 17. ГОСТ 12.2.049-80.ССБТ. Оборудование производственное. Общие эргономические требования. 18. ГОСТ 22269-76. Система “человек-машина”. Рабочее место оператора. Взаимное расположение элементов рабо-

чего места. Общие эргономические требования. 19. ГОСТ 20.39.108-85. КСОТТ. Требования к эргономике, обитаемости и технической эстетике. Номенклатура и

порядок выбора. 20. ГОСТ 24.104-85. ЕССАСУ. Автоматизированные системы управления. Общие требования. 21. ГОСТ 15150-69. Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических

районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды.

22. ГОСТ 12997-84. Изделия ГСП. Общие технические условия. 23. ГОСТ Р50342-92. Термопреобразователи термоэлектрические. Общие технические условия. 24. ГОСТ Р50353-92. Термопреобразователи сопротивления. Общие технические условия. 25. РД 34.11.321-96. Нормы точности измерения технологических параметров тепловых электростанций и подстан-

ций. 26. РД 153-34.0-11.204-97. Методика приемки из наладки в эксплуатацию ИК информационно-измерительных сис-

тем. 27. РД 34.11.202-95. ИК информационно-измерительных систем. Организация и порядок проведения метрологиче-

ской аттестации” в период опытной эксплуатации 28. ГОСТ 34.603-92. Информационная технология. Виды испытаний автоматизированных систем. 29. ГОСТ 34.201-89. Информационная технология. комплекс стандартов на автоматизированные системы. Виды,

комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем. 30. РД 34.35.101-88. Методические указания по объему технологических измерений, сигнализации и автоматическо-

го регулирования на ТЭС. 31. ГОСТ 24.701-86. Единая система стандартов автоматизированных систем управления. Надежность автоматизи-

рованных систем управления. Основные положения. 32. ГОСТ 12997-84. Изделия ГСП. Общие технические условия. 33. ГОСТ 6.10.4-84.УСД. Придание юридической силы документам на машинном носителе и машинограмме, созда-

ваемым средствами вычислительной техники. Основные положения. 34. ГОСТ 14691-69. Устройства исполнительные для систем автоматического регулирования.



35. ГОСТ 7192-89. Механизмы исполнительные электрические постоянной скорости ГСП. 36. ГОСТ 12997-84. Изделия ГСП. Общие технические условия. 37. ГОСТ Р50356-92. Преобразователи измерительные для термоэлектрических преобразователей и термопреобразо-

вателей сопротивления. Общие технические требования и методы испытаний. 38. МИ 1669-87.ГСИ. Единая система стандартов автоматизированных систем управления. Метрологическое обеспе-

чение АСУ. Основные положения. 39. РД 34.11.103-90. Метрологическое обеспечение. Правила перевода средств измерений в разряд индикаторов. 40. РД 34.11.201. Методика определения обобщенных метрологических характеристик измерительных каналов ИИС

и АСУТП по метрологическим характеристикам агрегатных средств измерений (МТ 34-70-038-87). 41. ГОСТ 8.009-84.ГСИ. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений. 42. МИ 222-80. Методика расчета метрологических характеристик измерительных каналов информационно-

измерительных систем по метрологическим характеристикам компонентов. 43. ГОСТ 8.513-84. ГСИ. Поверка средств измерений. Организация и порядок проведения. 44. ГОСТ 14254-96. Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (код IP). 45. ГОСТ 17516.1-90. Изделия электротехнические. Общие требования в части стойкости к механическим воздейст-

вующим факторам. 46. ГОСТ 12.2.020-76. Система стандартов безопасности труда. Энергооборудование взрывозащищенное. Термины и

определения. Маркировка. 47. МИ 1925-88. ГСИ. Измерительные каналы информационно-измерительных систем и другие средства измерений с

цифровым выходом. Общие требования к порядку проведения автоматизированной поверки. 48. МИ 2002-89. ГСИ. Системы информационно-измерительные. Организация и порядок проведения метрологиче-

ской аттестации. 49. ГОСТ 8.326-89. Метрологическая аттестация средств измерений. 50. РД 34.11.202-87. Метрологическая аттестация измерительных систем. Организация и порядок проведения. 51. РД 34.49.101-87. Инструкция по проектированию противопожарной защиты энергетических предприятий. 52. РД 34.35.310-97. Общие технические требования к микропроцессорным устройствам защиты и автоматики энер-

госистем. 53. ГОСТ 6616-94. Термопреобразователи термоэлектрические. Общие технические условия. 54. ГОСТ 6651-94. Термометры сопротивления. Общие технические условия.



IX. ПРИЛОЖЕНИЕ.

SD

Pro fessi ona l Wor kstati on 6000

PRO

S D

Pro fessi ona l Wor kstati on 60 00

PRO

S D

Pr ofessi ona l Wo rkstati on 6000

PRO

S D

Pr ofe ssion al Wo rkstat ion 60 00

PRO

Контроллер

Кросс-шкаф

Основное и вспомогательное оборудование турбины Р-50-130-1

ГрЩУ-2 ГрЩУ-3

АРМ ОТ

Ситемный архив

АРМ ПТК

В ЛВСстанции

Рис.1 Структурная схема АСУТП турбины Р-50-130-1.

Дублированная системная шина

Аварийныйпульт

управления


1

9.1. Таблица 1. Перечень аналоговых входных сигналов. Таблица №1.

Диапазон изм. № Идентифи-катор Код Наименование Мин Макс Ед. изм. Тип

сигнала 1. 5HY01T001 Т воздуха в кросс-шкафу 0 100 0C ТСП100 2. 5RA11F001 М-46а Q острого пара на турбину (PD) 0 630 кПа 4-20mA 3. 5RA11P001 М-70а Р острого пара до ГПЗ, нитка 1 0 25 МПа 4-20mA 4. 5RA11T011 М-3х Тм трубопровода до ГПЗ, нитка 1 0 600 0C ТХА 5. 5RA11T051 М-68а Т острого пара до ГПЗ, нитка 1 0 600 0C ТХА 6. 5RA12P001 М-71а Р острого пара до ГПЗ, нитка 2 0 25 МПа 4-20mA 7. 5RA12T011 М-3ф Тм трубопровода до ГПЗ, нитка 2 0 600 0C ТХА 8. 5RA12T051 М-69а Т острого пара до ГПЗ, нитка 2 0 600 0C ТХА 9. 5RA13H001 Т-1-04 УП РК на байпасе ГПЗ 0 100 % 4-20mA 10. 5RD50P001 М-66 Р пара в производственном отборе и к ПВД-5 0 2,5 МПа 4-20mA 11. 5RD50P071 Р пара к ПВД-5 0 2,5 МПа 4-20mA 12. 5RD50T001 Т пара в ПВД-5 0 400 0C ТСП50 13. 5RD51F001 Q пара на производство (PD) 0 63 кПа 4-20mA 14. 5RD51P001 Р пара на производство 0 2,5 МПа 4-20mA 15. 5RD51T001 Т пара на производство 0 400 0C ТСП50 16. 5RD60P001 Р пара в ПВД-6 0 4 МПа 4-20mA 17. 5RD60P002 Р пара к ПВД-6 0 4 МПа 4-20mA 18. 5RD60T001 Т пара в отборе ПВД-6 0 400 0C ТСП50 19. 5RD70P001 Р пара в ПВД-7 0 6 МПа 4-20mA 20. 5RD70P002 Р пара к ПВД-7 0 6 МПа 4-20mA 21. 5RD70T001 Т пара в отборе ПВД-7 0 600 0C ТСП50 22. 5RL10F001 М-50а F питательной воды за ПВД (PD) 0 100 кПа 4-20mA 23. 5RL10P001 Р питательной воды до ПВД 0 40 МПа 4-20mA 24. 5RL10P002 Р питательной воды за ПВД 0 40 МПа 4-20mA 25. 5RL10T001 Т питательной воды на входе в ПВД 0 300 0C ТСП50 26. 5RL10T002 М-1а Т питательной воды за группой ПВД 0 300 0C ТСП50 27. 5RL10T003 Т питательной воды на выходе из ПВД-5 0 300 0C ТСП50 28. 5RL10T004 Т питательной воды на выходе из ПВД-6 0 300 0C ТСП50 29. 5RL10T005 Т питательной воды на выходе из ПВД-7 0 300 0C ТСП50 30. 5RN50H001 Т-5-03 УП РК на конденсате из ПВД-5 в деаэратор 0 100 % 4-20mA 31. 5RN50L071 М-61 H конденсата в ПВД-5, к.1 10 0 кПа 4-20mA 32. 5RN50L072 H конденсата в ПВД-5, к.2 10 0 кПа 4-20mA 33. 5RN50L073 6МА-1 H конденсата в ПВД-5, к.3 10 0 кПа 4-20mA 34. 5RN50T001 Т конденсата на сливе из ПВД-5 в деаэратор 0 300 0C ТСП50 35. 5RN60H001 Т-5-02 УП РК на конденсате из ПВД-6 в ПВД-5 0 100 % 4-20mA 36. 5RN60L071 М-62 H конденсата в ПВД-6, к.1 10 0 кПа 4-20mA 37. 5RN60L072 H конденсата в ПВД-6, к.2 10 0 кПа 4-20mA 38. 5RN60L073 6МА-2 H конденсата в ПВД-6, к.3 10 0 кПа 4-20mA 39. 5RN60T001 Т конденсата на сливе из ПВД-6 в ПВД-5 0 300 0C ТСП50 40. 5RN70H001 Т-5-01 УП РК на конденсате из ПВД-7 в ПВД-6 0 100 % 4-20mA 41. 5RN70L071 М-63 H конденсата в ПВД-7, к.1 10 0 кПа 4-20mA 42. 5RN70L072 H конденсата в ПВД-7, к.2 10 0 кПа 4-20mA 43. 5RN70L073 6МА-3 H конденсата в ПВД-7, к.3 10 0 кПа 4-20mA 44. 5RN70T001 Т конденсата на сливе из ПВД-7 в ПВД-6 0 300 0C ТСП50 45. 5SA00M011 Искривление вала ротора турбины 0 0,5 мм 4-20mA 46. 5SA00M051 Осевой сдвиг ротора, к.1 -2,5 2,5 мм 4-20mA 47. 5SA00M052 М-11а Осевой сдвиг ротора, к.2 -2,5 2,5 мм 4-20mA 48. 5SA00Y071 Скорость вращения ротора турбины 0 4000 об/мин 4-20mA 49. 5SA01M017 Положение сервомотора РК турбины 0 250 мм 4-20mA 50. 5SA01P001 М-9а Р острого пара до СК, нитка 1 0 25 МПа 4-20mA 51. 5SA01P002 М-10а Р острого пара в СК за сеткой 0 25 МПа 4-20mA 52. 5SA01T011 М-3н Тм СК, поверхностная 0 600 0C ТХА 53. 5SA01T012 Тм СК, глубинная 0 600 0C ТХА 54. 5SA01T051 М-2а Т пара в СК 0 600 0C 4-20mA 55. 5SA10M011 Относительное расширение ротора и ЦВД -5 5 мм 4-20mA 56. 5SA10M012 М-52 Тепловое расширение турбины 0 50 мм 4-20mA 57. 5SA10M013 Перемещение лап ЦВД, левая передняя -5 5 мм 4-20mA 58. 5SA10M014 Перемещение лап ЦВД, левая задняя -5 5 мм 4-20mA 59. 5SA10M015 Перемещение лап ЦВД, правая передняя -5 5 мм 4-20mA 60. 5SA10M016 Перемещение лап ЦВД, правая задняя -5 5 мм 4-20mA 61. 5SA10P001 М-11а Р пара в регулирующей ступени ЦВД 0 16 МПа 4-20mA 62. 5SA10P002 Р пара в камере перепускного клапана 0 25 МПа 4-20mA 63. 5SA10P051 М-15 PD пара на последней ступени турбины, к.1 0 0,63 МПа 4-20mA 64. 5SA10P052 PD пара на последней ступени турбины, к.2 0 0,63 МПа 4-20mA 65. 5SA10P053 PD пара на последней ступени турбины, к.3 0 0,63 МПа 4-20mA 66. 5SA10P071 М-12 Р пара на выхлопе турбины 0 2,5 МПа 4-20mA 67. 5SA10T001 М-7а Т пара в регулирующей ступени ЦВД 0 600 0C ТХА 68. 5SA10T003 М-7б Т пара на выхлопе ЦВД, слева 0 600 0C ТХА 69. 5SA10T004 Т пара на выхлопе ЦВД, справа 0 600 0C ТХА


2


сигнала 70. 5SA10T011 М-3в Тм ЦВД, верх, поверхностная, сечение паровпуска 0 600 0C ТХА 71. 5SA10T012 М-3д Тм ЦВД, низ, поверхностная, т.1, сечение паровпуска 0 600 0C ТХА 72. 5SA10T013 Тм ЦВД, низ, поверхностная, т.2, сечение паровпуска 0 600 0C ТХА 73. 5SA10T016 Тм ЦВД, низ, на глубине, в зоне паровпуска 0 600 0C ТХА 74. 5SA10T017 М-3и Тм ЦВД, верхний фланец, слева, поверхностная 0 600 0C ТХА 75. 5SA10T018 М-3к Тм ЦВД, верхний фланец, справа, поверхностная 0 600 0C ТХА 76. 5SA10T019 М-3л Тм ЦВД, нижний фланец, слева, поверхностная 0 600 0C ТХА 77. 5SA10T020 М-3м Тм ЦВД, нижний фланец, справа, поверхностная 0 600 0C ТХА 78. 5SA10T021 Тм ЦВД, верхний фланец, слева, на глубине шпильки 0 600 0C ТХА 79. 5SA10T022 Тм ЦВД, верхний фланец, справа, на глубине шпильки 0 600 0C ТХА 80. 5SA10T023 Тм ЦВД, верхний фланец, слева, внутренняя поверхность 0 600 0C ТХА 81. 5SA10T024 Тм ЦВД, верхний фланец, справа, внутренняя поверхность 0 600 0C ТХА 82. 5SA10T025 М-3ж Тм ЦВД, шпилька в сечении паровпуска, слева 0 600 0C ТХА 83. 5SA10T026 М-3з Тм ЦВД, шпилька в сечении паровпуска, справа 0 600 0C ТХА 84. 5SA10T027 М-3б Тм на выхлопе ЦВД, слева 0 600 0C ТХА 85. 5SA10T028 М-3б Тм на выхлопе ЦВД, справа 0 600 0C ТХА 86. 5SA11T011 Тм перепускной трубы ЦВД №1 0 600 0C ТХА 87. 5SA12T011 Тм перепускной трубы ЦВД №2 0 600 0C ТХА 88. 5SA13T011 Тм перепускной трубы ЦВД №3 0 600 0C ТХА 89. 5SA14T011 Тм перепускной трубы ЦВД №4 0 600 0C ТХА 90. 5SB13T011 Т баббита передн. подш. турбины 0 100 0C ТСМ50 91. 5SB13T021 Т баббита колодок нерабочей стороны уп. подш., верх, т.1 0 100 0C ТСМ50 92. 5SB13T022 Т баббита колодок нерабочей стороны уп. подш., верх, т.2 0 100 0C ТСМ50 93. 5SB13T023 Т баббита колодок нерабочей стороны уп. подш., низ, т.3 0 100 0C ТСМ50 94. 5SB13T024 Т баббита колодок нерабочей стороны уп. подш., низ, т.4 0 100 0C ТСМ50 95. 5SB13T031 Т баббита колодок рабочей стороны уп. подш., т.1 0 100 0C ТСМ50 96. 5SB13T032 Т баббита колодок рабочей стороны уп. подш., т.2 0 100 0C ТСМ50 97. 5SB13T033 Т баббита колодок рабочей стороны уп. подш., т.3 0 100 0C ТСМ50 98. 5SB13T034 Т баббита колодок рабочей стороны уп. подш., т.4 0 100 0C ТСМ50 99. 5SB13T035 Т баббита колодок рабочей стороны уп. подш., т.5 0 100 0C ТСМ50 100. 5SB13T036 Т баббита колодок рабочей стороны уп. подш., т.6 0 100 0C ТСМ50 101. 5SB13T037 Т баббита колодок рабочей стороны уп. подш., т.7 0 100 0C ТСМ50 102. 5SB13T038 Т баббита колодок рабочей стороны уп. подш., т.8 0 100 0C ТСМ50 103. 5SB13T039 Т баббита колодок рабочей стороны уп. подш., т.9 0 100 0C ТСМ50 104. 5SB13T040 Т баббита колодок рабочей стороны уп. подш., т.10 0 100 0C ТСМ50 105. 5SB13V001 Отн. вибрация ротора, горизонт. (передний подш. турбины) 5 1000 мкм 4-20mA 106. 5SB13V002 Отн. вибрация ротора, вертик. (передний подш. турбины) 5 1000 мкм 4-20mA 107. 5SB13V051 Виброскорость передн. подш. турбины (горизонтальная) 0 15 мм/с 4-20mA 108. 5SB13V052 Виброскорость передн. подш. турбины (вертикальная) 0 15 мм/с 4-20mA 109. 5SB13V053 Виброскорость передн. подш. турбины (осевая) 0 15 мм/с 4-20mA 110. 5SB14T011 Т баббита задн. подш. турбины 0 100 0C ТСМ50 111. 5SB14V001 Отн. вибрация ротора, горизонт. (задний подш. турбины) 5 1000 мкм 4-20mA 112. 5SB14V002 Отн. вибрация ротора, вертик. (задний подш. турбины) 5 1000 мкм 4-20mA 113. 5SB14V051 Виброскорость задн. подш. турбины (горизонтальная) 0 15 мм/с 4-20mA 114. 5SB14V052 Виброскорость задн. подш. турбины (вертикальная) 0 15 мм/с 4-20mA 115. 5SB14V053 Виброскорость задн. подш. турбины (осевая) 0 15 мм/с 4-20mA 116. 5SB50E101 Ток Эд ВПУ 0 А 0-5mA 117. 5SC01P001 М-45 Р масла главного маслонасоса 0 4 МПа 4-20mA 118. 5SC10L002 LD масла на сетке маслобака 0 6,3 кПа 4-20mA 119. 5SC11E101 Ток Эд пускового маслонасоса 0 А 0-5mA 120. 5SC12E101 Ток Эд резервного МН турбины 0 А 0-5mA 121. 5SC13E101 Ток Эд аварийного МН турбины 0 А 0-5mA 122. 5SC20T001 Т масла перед маслоохладителями 0 100 0C ТСМ50 123. 5SC21T001 Т масла после маслоохладителя №1 0 100 0C ТСМ50 124. 5SC22T001 М-4л Т масла после маслоохладителя №2 0 100 0C ТСМ50 125. 5SC30P051 Р масла на смазку подшипников турбины, к.1 0 0,16 МПа 4-20mA 126. 5SC30P052 Р масла на смазку подшипников турбины, к.2 0 0,16 МПа 4-20mA 127. 5SC30P053 Р масла на смазку подшипников турбины, к.3 0 0,16 МПа 4-20mA 128. 5SC30T071 Т масла на смазку подшипников 0 100 0C ТСМ50 129. 5SC31P001 Р масла гидропривода ВПУ 0 0,16 МПа 4-20mA 130. 5SC91T001 М-4в Т масла на сливе из передн. подш. турбины 0 100 0C ТСМ50 131. 5SC92T001 Т масла на сливе нерабочей стороны уп. подш. 0 100 0C ТСМ50 132. 5SC92T002 Т масла на сливе рабочей стороны уп. подш. 0 100 0C ТСМ50 133. 5SC93T001 М-4г Т масла на сливе из задн. подш. турбины 0 100 0C ТСМ50 134. 5SC94T001 М-4е Т масла на сливе из передн. подш. генератора 0 100 0C ТСМ50 135. 5SC95T001 М-4и Т масла на сливе из задн. подш. генератора 0 100 0C ТСМ50 136. 5SC96T001 М-4к Т масла на сливе из передн. подш. возбудителя 0 100 0C ТСМ50 137. 5SC97T001 Т масла на сливе из задн. подш. возбудителя 0 100 0C ТСМ50 138. 5SE10P071 Р масла в маслопроводе на регулирование 0 4 МПа 4-20mA 139. 5SE10T001 Т масла в маслопроводе на регулирование 0 100 0C ТСМ50 140. 5SE11P071 Р масла под золотником сервомотора СК 0 4 МПа 4-20mA 141. 5SE12P071 Р масла в линии взвода бойков 0 4 МПа 4-20mA 142. 5SE13P071 Р масла под золотником сервомотора РК 0 4 МПа 4-20mA


3


сигнала 143. 5SG10P001 Р пара в трубопроводе в переднюю камеру уплотнений 0 160 кПа abs 4-20mA 144. 5SG10T001 М-3ч Т пара в трубопроводе в переднюю камеру уплотнений 0 600 0C ТХА 145. 5SG20H001 Т-3-07 УП РК на отсосе пара из уплотнений в ПСВ-200 0 100 % 4-20mA 146. 5SG20P071 Р пара в трубопроводе отсоса из уплотнений 0 160 кПа abs 4-20mA 147. 5SG20T001 Т пара в трубопроводе отсоса из уплотнений 0 200 0C ТСП50 148. 5SG30L001 L конденсата в ОПУ ПС-50-1 10 0 кПа 4-20mA 149. 5SG40L001 L конденсата в ОПУ ПСВ-200 10 0 кПа 4-20mA 150. 5SM10H001 Т-3-02 УП РК на подводе пара на ОФиШ 0 100 % 4-20mA 151. 5SM20P001 Р пара на ОФиШ и низ ЦВД 0 1 МПа 4-20mA 152. 5SM20T001 Т пара на обогрев фланцев 0 600 0C ТХА 153. 5SM21P001 М-13 Р пара на обогрев фланцев 0 1 МПа 4-20mA 154. 5SM22P001 М-14 Р пара на обогрев шпилек 0 1 МПа 4-20mA 155. 5SM30P001 Р пара в коллекторе к нижней половине ЦВД 0 1 МПа 4-20mA 156. 5SP00A001 Н2 в токопроводах и картерах подш. генератора 0 3 % 4-20mA 157. 5SP10E101 Ток статора генератора 0-5mA 158. 5SP10E102 Ток ротора генератора 0-5mA 159. 5SP10E201 Активная мощность генератора МВт 0-5mA 160. 5SP10E202 Реактивная мощность генератора МВАР 0-5mA 161. 5SP10E301 Напряжение статора генератора 0-5mA 162. 5SP10E302 Напряжение ротора генератора 0-5mA 163. 5SP10E401 Частота напряжения генератора Гц 0-5mA 164. 5SP10T001 М-6 б1 Т меди статора генератора, точка 1 0 150 0C ТСМ23 165. 5SP10T002 М-6 б2 Т меди статора генератора, точка 2 0 150 0C ТСМ23 166. 5SP10T003 М-6 б3 Т меди статора генератора, точка 3 0 150 0C ТСМ23 167. 5SP10T004 М-6 б4 Т меди статора генератора, точка 4 0 150 0C ТСМ23 168. 5SP10T005 М-6 б5 Т меди статора генератора, точка 5 0 150 0C ТСМ23 169. 5SP10T006 М-6 б6 Т меди статора генератора, точка 6 0 150 0C ТСМ23 170. 5SP10T011 М-6 б7 Т железа статора генератора, точка 1 0 150 0C ТСМ23 171. 5SP10T012 М-6 б8 Т железа статора генератора, точка 2 0 150 0C ТСМ23 172. 5SP10T013 М-6 б9 Т железа статора генератора, точка 3 0 150 0C ТСМ23 173. 5SP10T014 М-6 б10 Т железа статора генератора, точка 4 0 150 0C ТСМ23 174. 5SP10T015 М-6 б11 Т железа статора генератора, точка 5 0 150 0C ТСМ23 175. 5SP10T016 М-6 б12 Т железа статора генератора, точка 6 0 150 0C ТСМ23 176. 5SQ11T011 Т баббита передн. подш. генератора 0 100 0C ТСМ50 177. 5SQ11V051 Виброскорость передн. подш. генератора (горизонтальная) 0 15 мм/с 4-20mA 178. 5SQ11V052 Виброскорость передн. подш. генератора (вертикальная) 0 15 мм/с 4-20mA 179. 5SQ11V053 Виброскорость передн. подш. генератора (осевая) 0 15 мм/с 4-20mA 180. 5SQ12T011 Т баббита задн. подш. генератора 0 100 0C ТСМ50 181. 5SQ12V051 Виброскорость задн. подш. генератора (горизонтальная) 0 15 мм/с 4-20mA 182. 5SQ12V052 Виброскорость задн. подш. генератора (вертикальная) 0 15 мм/с 4-20mA 183. 5SQ12V053 Виброскорость задн. подш. генератора (осевая) 0 15 мм/с 4-20mA 184. 5SQ13T011 М-4и Т баббита передн. подш. возбудителя 0 100 0C ТСМ50 185. 5SQ13V051 Виброскорость переднего подш. возбудителя (горизонтальная) 0 15 мм/с 4-20mA 186. 5SQ13V052 Виброскорость переднего подш. возбудителя (вертикальная) 0 15 мм/с 4-20mA 187. 5SQ13V053 Виброскорость переднего подш. возбудителя (осевая) 0 15 мм/с 4-20mA 188. 5SQ14T011 М-4к Т баббита задн. подш. возбудителя 0 100 0C ТСМ50 189. 5SQ14V051 Виброскорость задн. подш. возбудителя (горизонтальная) 0 15 мм/с 4-20mA 190. 5SQ14V052 Виброскорость задн. подш. возбудителя (вертикальная) 0 15 мм/с 4-20mA 191. 5SQ14V053 Виброскорость задн. подш. возбудителя (осевая) 0 15 мм/с 4-20mA 192. 5ST10A001 Содержание водорода в генераторе 80 100 % 4-20mA 193. 5ST10P001 Р водорода в корпусе генератора 0 0,6 МПа 4-20mA 194. 5ST10T001 М-8а1 Т газа в камере холодного газа 0 100 0C ТСМ50 195. 5ST10T002 М-8а2 Т газа в камере горячего газа 0 100 0C ТСМ50 196. 5ST10T003 М-8а3 Т воздуха в камере холодного воздуха 0 100 0C ТСМ50 197. 5ST10T004 М-8а4 Т воздуха в камере горячего воздуха 0 100 0C ТСМ50 198. 5SU10P001 PD масло-водород 0 0,16 МПа 4-20mA 199. 5SU10T001 Т масла за МО на уплотнения вала генератора 0 100 0C ТСМ50 200. 5UE10H001 УП РК на подводе ХОВ к ПС-50-1 0 100 % 4-20mA 201. 5UE10P001 Р ХОВ из вакуумного деаэратора в ОПУ 0 2,5 МПа 4-20mA 202. 5UV10P001 Барометрическое давление 0 100 кПа abs 4-20mA 203. 5VC10H001 Т-7-06 УП РК на подводе охлаждающей воды к МО турбины 0 100 % 4-20mA 204. 5VC10P001 Р охлаждающей воды к МО турбины 0 1 МПа 4-20mA 205. 5VC10T001 Т охлаждающей воды к МО турбины 0 100 0C ТСМ50 206. 5VC11T001 Т охлаждающей воды после МО №1 0 100 0C ТСМ50 207. 5VC12T001 Т охлаждающей воды после МО №2 0 100 0C ТСМ50 208. 5VC20F051 F охлаждающей воды на ГО генератора, к.1 (PD) 0 16 кПа 4-20mA 209. 5VC20F052 F охлаждающей воды на ГО генератора, к.2 (PD) 0 16 кПа 4-20mA 210. 5VC20F053 F охлаждающей воды на ГО генератора, к.3 (PD) 0 16 кПа 4-20mA 211. 5VC20P001 Р охлаждающей воды до ГО генератора 0 1 МПа 4-20mA 212. 5VC20T001 Т охлаждающей воды до ГО генератора 0 100 0C ТСМ50 213. 5VC21T001 Т охлаждающей воды за ГО №1 генератора 0 100 0C ТСМ50 214. 5VC22T001 Т охлаждающей воды за ГО №2 генератора 0 100 0C ТСМ50 215. 5VC23T001 Т охлаждающей воды за ГО №3 генератора 0 100 0C ТСМ50


4


сигнала 216. 5VC24T001 Т охлаждающей воды за ГО №4 генератора 0 100 0C ТСМ50 217. 5VC25T001 Т охлаждающей воды за ГО №1 возбудителя генератора 0 100 0C ТСМ50 218. 5VC26T001 Т охлаждающей воды за ГО №2 возбудителя генератора 0 100 0C ТСМ50


5

9.2. Таблица 2. Запорная и регулирующая арматура, управляемая ПТК.

Таблица №2. № Идентифика-

тор Код Оперативный индекс Наименование Схема

1. 5RA11S101 Т-1-01 5П-4 ГПЗ №1 (левая) A01 2. 5RA12S101 Т-1-02 5П-5 ГПЗ №2 (правая) A01 3. 5RA13S001 Т-1-04 5ПБ-6 РК на байпасе ГПЗ (б/р) C01 4. 5RA13S101 Т-1-03 5ПБ-5 ЗО на байпасе ГПЗ A01 5. 5RA21S101 Т-4-10 5ОШ-3 ЗО прогрева ППТ A01 6. 5RD50S101 Т-2-05 5ПО-5 ЗО на подводе пара к ПВД-5 A01 7. 5RD51S101 Т-2-06 5ППО-3А ЗО №1 (левая) на линии пара на производство A01 8. 5RD52S101 Т-2-07 5ППО-3Б ЗО №2 (правая) на линии пара на производство A01 9. 5RD60S101 Т-2-04 5ПО-6 ЗО на подводе пара к ПВД-6 A01 10. 5RD60S401 Т-2-03 КОС 5ПВД-6 ОК на отборе к ПВД-6 11. 5RD70S101 Т-2-02 5ПО-7 ЗО на подводе пара к ПВД-7 A01 12. 5RD70S401 Т-2-01 КОС 5ПВД-7 ОК на отборе к ПВД-7 13. 5RL10S101 Т-6-01 5ВП-4 ЗО на входе п.в. в ПВД A01 14. 5RL10S102 Т-6-02 5ВП-5 ЗО на выходе п.в. из ПВД A01 15. 5RM10S201 Т-7-03 5ВК КОС-1 Э/м. ЗО №1 на конденсате к КОС’ам B02B 16. 5RM10S202 Т-7-04 5ВК КОС-2 Э/м. ЗО №2 на конденсате к КОС’ам B02B 17. 5RM20S101 Т-7-08 5Сол ПВД-1 ЗО №1 на конденсате к БЗК ПВД A01 18. 5RM20S102 Т-7-09 5Сол ПВД-2 ЗО №2 на конденсате к БЗК ПВД A01 19. 5RN50S001 Т-5-03 РУ 5ПВД-5 РК на конденсате из ПВД-5 в деаэратор C02 20. 5RN60S001 Т-5-02 РУ 5ПВД-6 РК на конденсате из ПВД-6 в ПВД-5 C02 21. 5RN70S001 Т-5-01 РУ 5ПВД-7 РК на конденсате из ПВД-7 в ПВД-6 C02 22. 5RQ10S101 Т-3-08 5ПЭ-4 ЗО на подводе пара к эжектору ПС-50-1 A01 23. 5SA01S301 - СК ТГ-5 Стопорный клапан (СК) турбины 24. 5SA01S302 - СМ ТГ-5 Сервомотор регулирующих клапанов турбины 25. 5SB50S201 - Сол ВПУ-5 Соленоид ВПУ 26. 5SC11S101 Т-8-01 5М-2 ЗО на напоре пускового МНС A01 27. 5SE00S201 - Останов ТГ-5 Электромагнитный выключатель турбины (ЭМВ) B01B 28. 5SG20S001 Т-3-07 РД сальник подогрев РК на отсосе пара из уплотнений в ПСВ-200 C02 29. 5SG21S101 Т-3-09 5П-16 ЗО на перемычке отсоса в ПСВ-200 и сброса из ПС-50-1 в

атм. A01

30. 5SH10S101 Т-4-09 5Т-1 ЗО на коллекторе дренажей ППТ A01 31. 5SH30S101 Т-4-11 5ПД-3 ЗО на коллекторе дренажей паропроводов на производство A01 32. 5SH60S101 Т-4-20 5ДрЦВД ЗО на коллекторе дренажей ЦВД A01 33. 5SH71S101 Т-4-01 5ПД-6 ЗО дренажей отборов ПВД после КОС A01 34. 5SH71S102 Т-4-02 5ПД-8 ЗО дренажей отборов ПВД до КОС A01 35. 5SM10S001 Т-3-02 5РКШ-1 РК на подводе пара на ОФиШ и ЦВД C02 36. 5SM10S101 Т-3-01 5П-15 ЗО на подводе пара на ОФиШ и ЦВД A01 37. 5UE10S001 5РД-ХОВ РК на подводе ХОВ к ПС-50-1 C02 38. 5VC10S001 Т-7-06 5Ц-44 РК МО турбины C02


6

9.3. Таблица 3. Механизмы собственных нужд и электродвигатели, поставляемые комплектно с турбиной, управляемые ПТК.

Таблица №3. № Идентифи-катор Код Наименование Схема

Примечание

1 5SB50D001 ТМ-7 Валоповоротное устройство (ВПУ) D02 2 5SC11D001 ТМ-1 Пусковой маслонасос D01 3 5SC12D001 ТМ-3 Резервный МН турбины D02 4 5SC13D001 ТМ-2 Аварийный МН турбины D01 5 5SE10D001 ТМ-5 Механизм управления турбиной (МУТ) (б/р) С03 6 5SE10D002 ТМ-6 Механизм управления регулятором противодавления (б/р) С03 7 5SP10X101 - Выключатель генератора, АГП B03B 8 5SU11D001 ТМ-12 МНУ переменного тока D04 9 5SU12D001 ТМ-14 МНУ аварийный D03

В ПТК поступают сигналы только по состоянию МСН


7

9.4. Таблица 4.1. Перечень дискретных входных сигналов, поступающих из исполнительных устройств в соответствии с каталогом схем управления.

Таблица №4.1.

№ Идентификатор Наименование Тип сигнала 1. 5RA11S101-B10 ГПЗ №1 (левая), вып./ком. 220VAC 2. 5RA11S101-B51 ГПЗ №1 (левая), н/отк 220VAC 3. 5RA11S101-B52 ГПЗ №1 (левая), н/зкр 220VAC 4. 5RA12S101-B10 ГПЗ №2 (правая), вып./ком. 220VAC 5. 5RA12S101-B51 ГПЗ №2 (правая), н/отк 220VAC 6. 5RA12S101-B52 ГПЗ №2 (правая), н/зкр 220VAC 7. 5RA13S001-B51 РК на байпасе ГПЗ (б/р), н/отк 220VAC 8. 5RA13S001-B52 РК на байпасе ГПЗ (б/р), н/зкр 220VAC 9. 5RA13S001-N41 РК на байпасе ГПЗ (б/р), открыть 220VAC 10. 5RA13S001-N42 РК на байпасе ГПЗ (б/р), закрыть 220VAC 11. 5RA13S101-B10 ЗО на байпасе ГПЗ, вып./ком. 220VAC 12. 5RA13S101-B51 ЗО на байпасе ГПЗ, н/отк 220VAC 13. 5RA13S101-B52 ЗО на байпасе ГПЗ, н/зкр 220VAC 14. 5RA21S101-B10 ЗО прогрева ППТ, вып./ком. 220VAC 15. 5RA21S101-B51 ЗО прогрева ППТ, н/отк 220VAC 16. 5RA21S101-B52 ЗО прогрева ППТ, н/зкр 220VAC 17. 5RD50S101-B10 ЗО на подводе пара к ПВД-5, вып./ком. 220VAC 18. 5RD50S101-B51 ЗО на подводе пара к ПВД-5, н/отк 220VAC 19. 5RD50S101-B52 ЗО на подводе пара к ПВД-5, н/зкр 220VAC 20. 5RD51S101-B10 ЗО №1 (левая) на линии пара на производство, вып./ком. 220VAC 21. 5RD51S101-B51 ЗО №1 (левая) на линии пара на производство, н/отк 220VAC 22. 5RD51S101-B52 ЗО №1 (левая) на линии пара на производство, н/зкр 220VAC 23. 5RD52S101-B10 ЗО №2 (правая) на линии пара на производство, вып./ком. 220VAC 24. 5RD52S101-B51 ЗО №2 (правая) на линии пара на производство, н/отк 220VAC 25. 5RD52S101-B52 ЗО №2 (правая) на линии пара на производство, н/зкр 220VAC 26. 5RD60S101-B10 ЗО на подводе пара к ПВД-6, вып./ком. 220VAC 27. 5RD60S101-B51 ЗО на подводе пара к ПВД-6, н/отк 220VAC 28. 5RD60S101-B52 ЗО на подводе пара к ПВД-6, н/зкр 220VAC 29. 5RD70S101-B10 ЗО на подводе пара к ПВД-7, вып./ком. 220VAC 30. 5RD70S101-B51 ЗО на подводе пара к ПВД-7, н/отк 220VAC 31. 5RD70S101-B52 ЗО на подводе пара к ПВД-7, н/зкр 220VAC 32. 5RL10S101-B10 ЗО на входе п.в. в ПВД, вып./ком. 220VAC 33. 5RL10S101-B51 ЗО на входе п.в. в ПВД, н/отк 220VAC 34. 5RL10S101-B52 ЗО на входе п.в. в ПВД, н/зкр 220VAC 35. 5RL10S102-B10 ЗО на выходе п.в. из ПВД, вып./ком. 220VAC 36. 5RL10S102-B51 ЗО на выходе п.в. из ПВД, н/отк 220VAC 37. 5RL10S102-B52 ЗО на выходе п.в. из ПВД, н/зкр 220VAC 38. 5RM10S201-B50 Э/м. ЗО №1,2 на конденсате к КОС’ам, нал./пит. 220VDC 39. 5RM20S101-B10 ЗО №1 на конденсате к БЗК ПВД, вып./ком. 220VAC 40. 5RM20S101-B51 ЗО №1 на конденсате к БЗК ПВД, н/отк 220VAC 41. 5RM20S101-B52 ЗО №1 на конденсате к БЗК ПВД, н/зкр 220VAC 42. 5RM20S102-B10 ЗО №2 на конденсате к БЗК ПВД, вып./ком. 220VAC 43. 5RM20S102-B51 ЗО №2 на конденсате к БЗК ПВД, н/отк 220VAC 44. 5RM20S102-B52 ЗО №2 на конденсате к БЗК ПВД, н/зкр 220VAC 45. 5RN50S001-B01 РК на конденсате из ПВД-5 в деаэратор, открыт 24CK 46. 5RN50S001-B02 РК на конденсате из ПВД-5 в деаэратор, закрыт 24CK 47. 5RN60S001-B01 РК на конденсате из ПВД-6 в ПВД-5, открыт 24CK 48. 5RN60S001-B02 РК на конденсате из ПВД-6 в ПВД-5, закрыт 24CK 49. 5RN70S001-B01 РК на конденсате из ПВД-7 в ПВД-6, открыт 24CK 50. 5RN70S001-B02 РК на конденсате из ПВД-7 в ПВД-6, закрыт 24CK 51. 5RQ10S101-B10 ЗО на подводе пара к эжектору ПС-50-1, вып./ком. 220VAC


8

№ Идентификатор Наименование Тип сигнала 52. 5RQ10S101-B51 ЗО на подводе пара к эжектору ПС-50-1, н/отк 220VAC 53. 5RQ10S101-B52 ЗО на подводе пара к эжектору ПС-50-1, н/зкр 220VAC 54. 5SB50D001-B01 Валоповоротное устройство (ВПУ), включен 220VAC 55. 5SB50D001-B02 Валоповоротное устройство (ВПУ), отключен 220VAC 56. 5SB50D001-B50 Валоповоротное устройство (ВПУ), нал./пит. 220VAC 57. 5SB50D001-B91 Валоповоротное устройство (ВПУ), эл./защиты сраб 220VAC 58. 5SB50D001-K52 Валоповоротное устройство (ВПУ), ав./кнопка 220VAC 59. 5SC11D001-B01 Пусковой маслонасос, включен 220VDC 60. 5SC11D001-B02 Пусковой маслонасос, отключен 220VDC 61. 5SC11D001-B50 Пусковой маслонасос, нал./пит. 220VDC 62. 5SC11D001-B91 Пусковой маслонасос, эл./защиты сраб 220VDC 63. 5SC11D001-K52 Пусковой маслонасос, ав./кнопка 220VDC 64. 5SC11S101-B10 ЗО на напоре пускового МНС, вып./ком. 220VAC 65. 5SC11S101-B51 ЗО на напоре пускового МНС, н/отк 220VAC 66. 5SC11S101-B52 ЗО на напоре пускового МНС, н/зкр 220VAC 67. 5SC12D001-B01 Резервный МН турбины, включен 220VAC 68. 5SC12D001-B02 Резервный МН турбины, отключен 220VAC 69. 5SC12D001-B50 Резервный МН турбины, нал./пит. 220VAC 70. 5SC12D001-B91 Резервный МН турбины, эл./защиты сраб 220VAC 71. 5SC12D001-K52 Резервный МН турбины, ав./кнопка 220VAC 72. 5SC13D001-B01 Аварийный МН турбины, включен 220VDC 73. 5SC13D001-B02 Аварийный МН турбины, отключен 220VDC 74. 5SC13D001-B50 Аварийный МН турбины, нал./пит. 220VDC 75. 5SC13D001-B91 Аварийный МН турбины, эл./защиты сраб 220VDC 76. 5SC13D001-K52 Аварийный МН турбины, ав./кнопка 220VDC 77. 5SE00S201-B01 Электромагнитный выключатель турбины (ЭМВ), сработал 220VDC 78. 5SE00S201-B50 Электромагнитный выключатель турбины (ЭМВ), нал./пит. 220VDC 79. 5SE00S201-B53 Электромагнитный выключатель турбины (ЭМВ), неиспр цепи 220VDC 80. 5SG20S001-B01 РК на отсосе пара из уплотнений в ПСВ-200, открыт 24CK 81. 5SG20S001-B02 РК на отсосе пара из уплотнений в ПСВ-200, закрыт 24CK 82. 5SG21S101-B10 ЗО на перемычке отсоса в ПСВ-200 и сброса из ПС-50-1 в атм., вып./ком. 220VAC 83. 5SG21S101-B51 ЗО на перемычке отсоса в ПСВ-200 и сброса из ПС-50-1 в атм., н/отк 220VAC 84. 5SG21S101-B52 ЗО на перемычке отсоса в ПСВ-200 и сброса из ПС-50-1 в атм., н/зкр 220VAC 85. 5SH10S101-B10 ЗО на коллекторе дренажей ППТ, вып./ком. 220VAC 86. 5SH10S101-B51 ЗО на коллекторе дренажей ППТ, н/отк 220VAC 87. 5SH10S101-B52 ЗО на коллекторе дренажей ППТ, н/зкр 220VAC 88. 5SH30S101-B10 ЗО на коллекторе дренажей паропроводов на производство, вып./ком. 220VAC 89. 5SH30S101-B51 ЗО на коллекторе дренажей паропроводов на производство, н/отк 220VAC 90. 5SH30S101-B52 ЗО на коллекторе дренажей паропроводов на производство, н/зкр 220VAC 91. 5SH60S101-B10 ЗО на коллекторе дренажей ЦВД, вып./ком. 220VAC 92. 5SH60S101-B51 ЗО на коллекторе дренажей ЦВД, н/отк 220VAC 93. 5SH60S101-B52 ЗО на коллекторе дренажей ЦВД, н/зкр 220VAC 94. 5SH71S101-B10 ЗО дренажей отборов ПВД после КОС, вып./ком. 220VAC 95. 5SH71S101-B51 ЗО дренажей отборов ПВД после КОС, н/отк 220VAC 96. 5SH71S101-B52 ЗО дренажей отборов ПВД после КОС, н/зкр 220VAC 97. 5SH71S102-B10 ЗО дренажей отборов ПВД до КОС, вып./ком. 220VAC 98. 5SH71S102-B51 ЗО дренажей отборов ПВД до КОС, н/отк 220VAC 99. 5SH71S102-B52 ЗО дренажей отборов ПВД до КОС, н/зкр 220VAC 100. 5SM10S001-B01 РК на подводе пара на ОФиШ и ЦВД, открыт 24CK 101. 5SM10S001-B02 РК на подводе пара на ОФиШ и ЦВД, закрыт 24CK 102. 5SM10S101-B10 ЗО на подводе пара на ОФиШ и ЦВД, вып./ком. 220VAC 103. 5SM10S101-B51 ЗО на подводе пара на ОФиШ и ЦВД, н/отк 220VAC 104. 5SM10S101-B52 ЗО на подводе пара на ОФиШ и ЦВД, н/зкр 220VAC 105. 5SU11D001-B01 МНУ переменного тока, включен 220VAC 106. 5SU11D001-B02 МНУ переменного тока, отключен 220VAC 107. 5SU12D001-B01 МНУ аварийный, включен 220VDC


9

№ Идентификатор Наименование Тип сигнала 108. 5SU12D001-B02 МНУ аварийный, отключен 220VDC 109. 5UE10S001-B01 РК на подводе ХОВ к ПС-50-1, открыт 24CK 110. 5UE10S001-B02 РК на подводе ХОВ к ПС-50-1, закрыт 24CK 111. 5VC10S001-B01 РК МО турбины, открыт 24CK 112. 5VC10S001-B02 РК МО турбины, закрыт 24CK


10

9.5. Таблица 4.2. Перечень дискретных входных сигналов (кроме поступающих из ИУ в соответствии с каталогом схем управления).


№ Идентификатор Наименование Тип сигнала

1. 5HP01X001-B51 Вызов на МЩ водородного охл. генератора 24CK 2. 5HQ01X001-B50 Наличие питания апп. “Каскад” (“ВиКонт”) 24CK 3. 5HU01X001-B51 Нет ввода 220 VDC 24CK 4. 5HU01X002-B51 Нет питания 220 VDC панели аварийного контроля 24CK 5. 5HU10X001-B51 Вызов к сборке здв. №1 24CK 6. 5HU10X002-B51 Вызов к сборке здв. №2 24CK 7. 5HU10X003-B51 Вызов к сборке здв. №3 24CK 8. 5HU10X004-B51 Вызов к сборке здв. №4 24CK 9. 5RD51S101-N21 Ключ закрытия ЗО №1,2 на производство, “не закрывать” 24CK 10. 5RD51S101-N22 Ключ закрытия ЗО №1,2 на производство, “закрыть” 24CK 11. 5RD53S201-B01 Команда "откр." импульсных кл.№№1-3 220VDC 12. 5RD53S201-B50 Импульсные клапаны №№1-3, нал./пит. 220VDC 13. 5RD53S201-N21 Ключ ИК предохранит. клапанов, “открыть” 24CK 14. 5RD53S201-N22 Ключ ИК предохранит. клапанов, “закрыть” 24CK 15. 5RD53S201-N25 Ключ ИК предохранит. клапанов, “автомат” 24CK 16. 5RD60S401-B02 ОК на отборе к ПВД-6 закрыт 24CK 17. 5RD70S401-B02 ОК на отборе к ПВД-7 закрыт 24CK 18. 5RM10S201-N21 Ключ открытия КИС (закр. ОК турб.), “вправо” 24CK 19. 5RM10S202-N21 Ключ открытия КИС (закр. ОК турб.), “влево” 24CK 20. 5RN00Z900-N21 Ключ отключения ПВД, “не отключать” 24CK 21. 5RN00Z900-N22 Ключ отключения ПВД, “отключить” 24CK 22. 5SA00M051-B01 Осевой сдвиг в сторону генератора > 1,2 мм 24CK 23. 5SA00M051-B02 Осевой сдвиг в сторону передн. подш. > 1,7 мм 24CK 24. 5SA00Y071-B02 Нулевые обороты (истинный останов) ТГ 24CK 25. 5SA01S301AB02 СК закрыт, к.1 220VDC 26. 5SA01S301AB52 СК не закрыт, к.1 220VDC 27. 5SA01S301BB02 СК закрыт, к.2 220VDC 28. 5SA01S301BB52 СК не закрыт, к.2 220VDC 29. 5SA01S302-B01 Сервомотор ЦВД, верхний упор 24CK 30. 5SA01S302-B02 Сервомотор ЦВД, нижний упор 24CK 31. 5SB50D001-N31 ВПУ, включить с "МУ" 220VAC 32. 5SB50D001-N32 ВПУ, выключить с "МУ" 220VAC 33. 5SB50D001-N37 Переключатель ВПУ, “МУ” 220VAC 34. 5SB50D001-N38 Переключатель ВПУ, “ПТК” 220VAC 35. 5SB50S201-B01 Шестерня ВПУ в зацеплении 220VAC 36. 5SB50S201-B02 Шестерня ВПУ расцеплена 220VAC 37. 5SC10L001-B21 Уровень в маслобаке, “высок” 24CK 38. 5SC10L001-B22 Уровень в маслобаке, “низок” 24CK 39. 5SC11D001-N21 Ключ пускового МН турбины, “включить” 24CK 40. 5SC11D001-N22 Ключ пускового МН турбины, “отключить” 24CK 41. 5SC12D001-N21 Ключ резервного МН турбины, “включить” 24CK 42. 5SC12D001-N22 Ключ резервного МН турбины, “отключить” 24CK 43. 5SC13D001-N21 Ключ аварийного МН турбины, “включить” 24CK 44. 5SC13D001-N22 Ключ аварийного МН турбины, “отключить” 24CK 45. 5SE10D001-N21 Ключ МУТ, “прибавить” 220VDC 46. 5SE10D001-N22 Ключ МУТ, “убавить” 220VDC 47. 5SE10D001-N27 Переключатель управления МУТ, “ГрЩУ-2” 220VDC 48. 5SE10D001-N29 Переключатель управления МУТ, “ЦЩУ” 220VDC 49. 5SE10D002-N21 Ключ РД на выхлопе, “прибавить” 220VDC 50. 5SE10D002-N22 Ключ РД на выхлопе, “убавить” 220VDC 51. 5SE10D002-N27 Переключатель управления РД, "АПУ" 220VDC 52. 5SE10D002-N28 Переключатель управления РД, "ПТК" 220VDC 53. 5SE10D003-B01 Контакт ОМ турбины замкнут 220VDC 54. 5SP10X001AB01 Внутр. повреждения блока Г-Тр, есть, к.1 220VDC 55. 5SP10X001AB51 Внутр. повреждения блока Г-Тр, нет, к.1 220VDC 56. 5SP10X001BB01 Внутр. повреждения блока Г-Тр, есть, к.2 220VDC 57. 5SP10X001BB51 Внутр. повреждения блока Г-Тр, нет, к.2 220VDC 58. 5SP10X002AB02 Генератор отключен от сети (внешние повр.), к.1 220VDC 59. 5SP10X002AB52 Генератор не отключен от сети (внешние повр.), к.1 220VDC 60. 5SP10X002BB02 Генератор отключен от сети (внешние повр.), к.2 220VDC 61. 5SP10X002BB52 Генератор не отключен от сети (внешние повр.), к.2 220VDC 62. 5SP10X003-B01 Генератор включен в сеть (МВ-110 включен) 220VDC 63. 5SP10X003-B51 Генератор не включен в сеть (МВ-110 отключен) 220VDC 64. 5SP10X004-B02 АГП отключен 220VDC 65. 5SP10X004-B52 АГП не отключен 220VDC 66. 5ST10X001-B53 Неиспр. системы водородн. охл. генератора 24CK


11

№ Идентификатор Наименование Тип сигнала

67. 5SU50L051AB02 H масла в демпферном баке ав. низок, к.1 24CK 68. 5SU50L051AB52 H масла в демпферном баке выше ав. низкого, к.1 24CK 69. 5SU50L051BB02 H масла в демпферном баке ав. низок, к.2 24CK 70. 5SU50L051BB52 H масла в демпферном баке выше ав. низкого, к.2 24CK 71. 5SU50L052AB22 H масла в демпферном баке низок, к.1 24CK 72. 5SU50L052AB72 H масла в демпферном баке выше низкого, к.1 24CK 73. 5SU50L052BB22 H масла в демпферном баке низок, к.2 24CK 74. 5SU50L052BB72 H масла в демпферном баке выше низкого, к.2 24CK 75. 5SZ00Z001-N21 Ключ “Пожар”, “Пожар” 24CK 76. 5SZ00Z001-N22 Ключ “Пожар”, “Отключен” 24CK 77. 5SZ00Z100-N21 Ключ авар. останова турбины, “не отключено” 24CK 78. 5SZ00Z100-N22 Ключ авар. останова турбины, “отключено” 24CK


12

9.6. Таблица 5.1. Перечень дискретных выходных сигналов (команд), поступающих на исполнительные устройства в соответствии с каталогом схем управления.

Таблица №5.1. № Идентификатор Наименование Тип сигнала

1. 5RA11S101-Y01 ГПЗ №1 (левая), открыть 220VAC/2.0 2. 5RA11S101-Y02 ГПЗ №1 (левая), закрыть 220VAC/2.0 3. 5RA12S101-Y01 ГПЗ №2 (правая), открыть 220VAC/2.0 4. 5RA12S101-Y02 ГПЗ №2 (правая), закрыть 220VAC/2.0 5. 5RA13S001-Y01 РК на байпасе ГПЗ (б/р), открыть 220VAC/2.0 6. 5RA13S001-Y02 РК на байпасе ГПЗ (б/р), закрыть 220VAC/2.0 7. 5RA13S101-Y01 ЗО на байпасе ГПЗ, открыть 220VAC/2.0 8. 5RA13S101-Y02 ЗО на байпасе ГПЗ, закрыть 220VAC/2.0 9. 5RA21S101-Y01 ЗО прогрева ППТ, открыть 220VAC/2.0 10. 5RA21S101-Y02 ЗО прогрева ППТ, закрыть 220VAC/2.0 11. 5RD50S101-Y01 ЗО на подводе пара к ПВД-5, открыть 220VAC/2.0 12. 5RD50S101-Y02 ЗО на подводе пара к ПВД-5, закрыть 220VAC/2.0 13. 5RD51S101-Y01 ЗО №1 (левая) на линии пара на производство, открыть 220VAC/2.0 14. 5RD51S101-Y02 ЗО №1 (левая) на линии пара на производство, закрыть 220VAC/2.0 15. 5RD52S101-Y01 ЗО №2 (правая) на линии пара на производство, открыть 220VAC/2.0 16. 5RD52S101-Y02 ЗО №2 (правая) на линии пара на производство, закрыть 220VAC/2.0 17. 5RD60S101-Y01 ЗО на подводе пара к ПВД-6, открыть 220VAC/2.0 18. 5RD60S101-Y02 ЗО на подводе пара к ПВД-6, закрыть 220VAC/2.0 19. 5RD70S101-Y01 ЗО на подводе пара к ПВД-7, открыть 220VAC/2.0 20. 5RD70S101-Y02 ЗО на подводе пара к ПВД-7, закрыть 220VAC/2.0 21. 5RL10S101-Y01 ЗО на входе п.в. в ПВД, открыть 220VAC/2.0 22. 5RL10S101-Y02 ЗО на входе п.в. в ПВД, закрыть 220VAC/2.0 23. 5RL10S102-Y01 ЗО на выходе п.в. из ПВД, открыть 220VAC/2.0 24. 5RL10S102-Y02 ЗО на выходе п.в. из ПВД, закрыть 220VAC/2.0 25. 5RM10S201AY01 Э/м. ЗО №1,2 на конденсате к КОС’ам, открыть 220VDC/1.0L 26. 5RM10S201BY01 Э/м. ЗО №1,2 на конденсате к КОС’ам, открыть 220VDC/1.0L 27. 5RM20S101-Y01 ЗО №1 на конденсате к БЗК ПВД, открыть 220VAC/2.0 28. 5RM20S101-Y02 ЗО №1 на конденсате к БЗК ПВД, закрыть 220VAC/2.0 29. 5RM20S102-Y01 ЗО №2 на конденсате к БЗК ПВД, открыть 220VAC/2.0 30. 5RM20S102-Y02 ЗО №2 на конденсате к БЗК ПВД, закрыть 220VAC/2.0 31. 5RN50S001-Y01 РК на конденсате из ПВД-5 в деаэратор, открыть 24VDC/0.2 32. 5RN50S001-Y02 РК на конденсате из ПВД-5 в деаэратор, закрыть 24VDC/0.2 33. 5RN60S001-Y01 РК на конденсате из ПВД-6 в ПВД-5, открыть 24VDC/0.2 34. 5RN60S001-Y02 РК на конденсате из ПВД-6 в ПВД-5, закрыть 24VDC/0.2 35. 5RN70S001-Y01 РК на конденсате из ПВД-7 в ПВД-6, открыть 24VDC/0.2 36. 5RN70S001-Y02 РК на конденсате из ПВД-7 в ПВД-6, закрыть 24VDC/0.2 37. 5RQ10S101-Y01 ЗО на подводе пара к эжектору ПС-50-1, открыть 220VAC/2.0 38. 5RQ10S101-Y02 ЗО на подводе пара к эжектору ПС-50-1, закрыть 220VAC/2.0 39. 5SB50D001-Y01 Валоповоротное устройство (ВПУ), включить 220VAC/2.0 40. 5SB50D001-Y02 Валоповоротное устройство (ВПУ), отключить 220VAC/2.0 41. 5SC11D001-Y01 Пусковой маслонасос, включить 220VDC/1.0L 42. 5SC11D001-Y02 Пусковой маслонасос, отключить 220VDC/1.0L 43. 5SC11S101-Y01 ЗО на напоре пускового МНС, открыть 220VAC/2.0 44. 5SC11S101-Y02 ЗО на напоре пускового МНС, закрыть 220VAC/2.0 45. 5SC12D001-Y01 Резервный МН турбины, включить 220VAC/2.0 46. 5SC12D001-Y02 Резервный МН турбины, отключить 220VAC/2.0 47. 5SC13D001-Y01 Аварийный МН турбины, включить 220VDC/1.0L 48. 5SC13D001-Y02 Аварийный МН турбины, отключить 220VDC/1.0L 49. 5SE00S201AY01 Электромагнитный выключатель турбины (ЭМВ), включить 220VDC/1.0L 50. 5SE00S201BY01 Электромагнитный выключатель турбины (ЭМВ), включить 220VDC/1.0L


13

№ Идентификатор Наименование Тип сигнала 51. 5SE10D001-Y01 Механизм управления турбиной (МУТ) (б/р), открыть 220VDC/1.0L 52. 5SE10D001-Y02 Механизм управления турбиной (МУТ) (б/р), закрыть 220VDC/1.0L 53. 5SE10D002-Y01 Механизм управления регулятором противодавления (б/р), открыть 220VDC/1.0L 54. 5SE10D002-Y02 Механизм управления регулятором противодавления (б/р), закрыть 220VDC/1.0L 55. 5SG20S001-Y01 РК на отсосе пара из уплотнений в ПСВ-200, открыть 24VDC/0.2 56. 5SG20S001-Y02 РК на отсосе пара из уплотнений в ПСВ-200, закрыть 24VDC/0.2 57. 5SG21S101-Y01 ЗО на перемычке отсоса в ПСВ-200 и сброса из ПС-50-1 в атм., открыть 220VAC/2.0 58. 5SG21S101-Y02 ЗО на перемычке отсоса в ПСВ-200 и сброса из ПС-50-1 в атм., закрыть 220VAC/2.0 59. 5SH10S101-Y01 ЗО на коллекторе дренажей ППТ, открыть 220VAC/2.0 60. 5SH10S101-Y02 ЗО на коллекторе дренажей ППТ, закрыть 220VAC/2.0 61. 5SH30S101-Y01 ЗО на коллекторе дренажей паропроводов на производство, открыть 220VAC/2.0 62. 5SH30S101-Y02 ЗО на коллекторе дренажей паропроводов на производство, закрыть 220VAC/2.0 63. 5SH60S101-Y01 ЗО на коллекторе дренажей ЦВД, открыть 220VAC/2.0 64. 5SH60S101-Y02 ЗО на коллекторе дренажей ЦВД, закрыть 220VAC/2.0 65. 5SH71S101-Y01 ЗО дренажей отборов ПВД после КОС, открыть 220VAC/2.0 66. 5SH71S101-Y02 ЗО дренажей отборов ПВД после КОС, закрыть 220VAC/2.0 67. 5SH71S102-Y01 ЗО дренажей отборов ПВД до КОС, открыть 220VAC/2.0 68. 5SH71S102-Y02 ЗО дренажей отборов ПВД до КОС, закрыть 220VAC/2.0 69. 5SM10S001-Y01 РК на подводе пара на ОФиШ и ЦВД, открыть 24VDC/0.2 70. 5SM10S001-Y02 РК на подводе пара на ОФиШ и ЦВД, закрыть 24VDC/0.2 71. 5SM10S101-Y01 ЗО на подводе пара на ОФиШ и ЦВД, открыть 220VAC/2.0 72. 5SM10S101-Y02 ЗО на подводе пара на ОФиШ и ЦВД, закрыть 220VAC/2.0 73. 5SP10X101AY02 Выключатель генератора, АГП, отключить 220VDC/1.0L 74. 5SP10X101BY02 Выключатель генератора, АГП, отключить 220VDC/1.0L 75. 5UE10S001-Y01 РК на подводе ХОВ к ПС-50-1, открыть 24VDC/0.2 76. 5UE10S001-Y02 РК на подводе ХОВ к ПС-50-1, закрыть 24VDC/0.2 77. 5VC10S001-Y01 РК МО турбины, открыть 24VDC/0.2 78. 5VC10S001-Y02 РК МО турбины, закрыть 24VDC/0.2

9.7. Таблица 5.2. Перечень дискретных выходных сигналов (команд) (кроме поступающих на ИУ в соответствии с каталогом схем управления).


№ Идентификатор Наименование Тип сигнала 1. 5HH02X001-Y01 Табло “Сигнализация сработала” 220VDC/1.0L 2. 5HH02X002-Y01 Табло “ТЗ сработала” 220VDC/1.0L


14

9.8. Таблица 6. Количество исполнительных устройств и входных/выходных сигналов ПТК ТГ-5 Самарской ТЭЦ.

Таблица №6.

Количество исполнительных устройств

№ Наименование устройства Питание схемы управления

Количество

1 Запорный орган (задвижка, вентиль) 220VAC 22 2 Регулирующий клапан 220VAC 8 3 Соленоидный клапан, электромагнит 220VDC 3 4 Электродвигатели, поставляемые комплектно с турбиной 220VDC 2 5 Механизм собственных нужд 220VAC/220VDC 8

Итого 43

Количество входных/выходных сигналов

№ Категория сигнала Тип сигнала Количество Аналоговые входные сигналы

1.1 Унифицированный токовый (в т.ч. УП) 4-20 мА 102 1.2 Унифицированный токовый 0-5 мА 11 1.3 От термопар мВ 31 1.4 От термосопротивлений Ом 74

Итого 218

Дискретные входные сигналы 2.1 Потенциальный (в т.ч. от КВ) 220VAC 88 2.2 Потенциальный (в т.ч. от КВ) 220VDC 43 2.3 Сухой контакт (в т.ч. от ключей АПУ) 24СК 59

Итого 190

Дискретные выходные сигналы 3.1 Команда управления 220VAC/2,0 50 3.2 Команда управления (шунтирующие диоды) 220VDC/1,0L 16 3.3 Команда управления на усилители РК 24VDC/0,2 14

Итого 80

Всего сигналов 488


15

9.9. Таблица 7.1. Перечень органов управления аварийного пульта ТЩУ.

Таблица №7.1. ПТК АСУ ТП №

п/п Наименование ключа Тип ключа Действие Тип и наименование сигнала

Схемы управления, действие

1. Ключ аварийного останова турбины

Фиксированный 90 - 0

В алгоритм ТЗ ос-танова турбины, информация

СК – “отключено” СК – “не отключено”

1. Закрытие СК и РК турбины (импульсная команда на ЭМВ турбины). 2. Закрытие и блокирование команды ПТК “открыть”:

• ГПЗ – 5RA11S101, 5RA12S101; • байпаса ГПЗ – 5RA13S101.

2. Ключ “Пожар” Фиксированный 90 - 0

В алгоритм ТЗ “Пожар”, инфор-мация

СК – “Пожар” СК – “Отключен”

Запрет включения маслонасосов турбины (см п.п. 6, 7, 8)

3. Ключ открытия КИС (за-крытия ОК турбины)

Возвратный 45 → 0 ← 45

Информация СК – “вправо” СК – “влево”

Открытие э/м ЗО №1,2 на конденсате к КОС’ам (5RM10S201, 5RM10S202).

4. Ключ отключения ПВД Фиксированный 90 - 0

В алгоритм ТЗ от-ключения ПВД, информация

СК – “отключить” СК – “не отключать”

1. Открытие (импульсная команда): • ЗО №1,2 на конденсате к БЗК ПВД (5RM20S101, 5RM20S102).

2. Закрытие и блокирование команды ПТК “открыть”: • ЗО на входе пит. воды в ПВД (5RL10S101); • ЗО на выходе пит. воды из ПВД (5RL10S102); • ЗО на подводе пара к ПВД-5, ПВД-6 и ПВД-7 (5RD50S101,

5RD60S101, 5RD70S101). 5. Ключ управления предо-

хранительными клапанами Проектный, воз-

вратный 45 → 0 ← 45

Информация СК – “открыть” СК – “закрыть” СК – “автомат”

Проектная схема без управления от ПТК.

6. Ключ закрытия ЗО №1,2 на линии пара на производст-во

Фиксированный 90 - 0

Информация СК – “закрыть” СК – “не закрывать”

Закрытие и блокирование команды ПТК “открыть” ЗО №1,2 на линии пара на производство (5RD51S101 и 5RD52S101).

7. Ключ управления пуско-вым маслонасосом турби-ны


Информация СК – “включить” СК – “отключить”

Включение и отключение МНС. При установке ключа в положение “По-жар” после закрытия СК турбины и отключения генератора от сети через 60 с запрещается включение МНС.

8. Ключ управления резерв-ным маслонасосом турби-ны




9. Ключ управления аварий-ным маслонасосом турби-ны




10. Ключ МУТ Возвратный 45 → 0 ← 45

Информация 220DC – “прибавить” 220DC – “убавить”

Открытие и закрытие РК турбины. В нейтральном положении ключа – управление от ПТК.


16

ПТК АСУ ТП № п/п Наименование ключа Тип ключа Действие Тип и наименование

сигнала Схемы управления, действие

11. Переключатель управления МУТ

Фиксированный 45 - 0 - 45

Информация 220DC – “ГрЩУ-2” 220DC – “ЦЩУ”

1. В положении “ГрЩУ-2” - управление МУТ с пульта ГрЩУ и от ПТК. 2. В положении “ЦЩУ” - управление МУТ с пульта ЦЩУ.

12. Ключ РД на выхлопе Возвратный 45 → 0 ← 45

Информация 220DC – “прибавить” 220DC – “убавить”

Открытие и закрытие диафрагмы на выхлопе турбины. В нейтральном по-ложении ключа – управление от ПТК.

9.10. Таблица 7.2. Перечень основных приборов, устанавливаемых на панели аварийного контроля.

Таблица №7.2. № Наименование параметра Идентификатор

1. Давление масла на смазку подшипников турбины 5SC30P701 2. Перепад давлений на последней ступени турбины 5SA10P701 3. Давление пара на выхлопе турбины 5SA10P701 4. Расход охлаждающей воды на газоохладители генератора 5VC20F701 5. Температура пара в стопорном клапане 5SA01T701 6. PD масло-водород 5SU10P701

УТВЕРЖДАЮ Директор Самарской ТЭЦ “ ” 2002 гНачальник...

Documents

Transcript of УТВЕРЖДАЮ Директор Самарской ТЭЦ “ ” 2002 гНачальник...