Чем заменить контакторы сименс

Сообщение egorus » 23 янв 2017, 16:53

1. Допустим, нужно поменять контактор Siemens 3TB41.
Похоже, что это устаревшая модель, и сейчас ее уже продают только китайцы, почему-то.
2. Если нет наклейки сбоку (оторвалась, например) с полным названием (например, Siemens 3TB41-22OX), то как понять, что же там стоит? То есть, что означают знаки после дефиса?
3. Стоят в шкафу рядом 3RT1025, 1024, 1026. Вроде дальше буквы 1В (дальше непонятно). Вообще, можно ли поставить все 1026 (как самые мощные)?

Так как контакторы старые, ". Производитель просит уточнить напряжение катушки и ее ток — переменный или постоянный. "
Это как правильно делается?
Мультиметр есть и две руки.

Нужен совет по контакторам Siemens

Сообщение Константин » 23 янв 2017, 17:34

Нужен совет по контакторам Siemens

Сообщение egorus » 24 янв 2017, 10:20

1. Я писал — допустим, наклейки нет.

2.А ответ я привел типа от самих Сименс.
Я им (вернее, поставщику из России) написал — 3TB41 22-OX (2NO+2NC).
Они ответили то, что я Вам и озвучил.

3. Я не электрик. Мне нужен запас контакторов для оборудования, на случай поломки.
Хотя бы какую-то часть (с возможностью подмены похожих).
4. Если напряжение катушек бывает и aс, и dc, то что на тестере выставлять?
Если неправильно переключу (постоянное или переменное) — ничего нигде не сгорит?
(Видел у электрика одного самодельный пробник, типа ручки. Показывает всё, что можно: фазы, ±, слабый или сильный ток, ac или dc и т.п., около 10 значений у него на табло может загораться.

5. Где контакты катушки — попробую посмотреть в интернете.

PS. Посмотрел — где-то отдельно (снизу или сверху) два контакта.
В общем, включаем контактор и что ставим на мультиметре?

Нужен совет по контакторам Siemens

Сообщение ПАВ » 24 янв 2017, 10:32

Нужен совет по контакторам Siemens

Сообщение egorus » 24 янв 2017, 10:41

Определяет (по-моему, конечно).
Тот электрик очень крутой. Много чего изобрел.

Ну так что делать?
Как понять, переменный или постоянный?

И почему Сименс не может опознать свой (хоть и старый) контактор?
Разве недостаточно того номера, что я написал?
Вот ссылка. Какое там напряжение катушки?
http://www.ebay.com/itm/SIEMENS-CONTACT . fresh=true

Или название может полностью совпадать, а катушки разные?

Нужен совет по контакторам Siemens

Сообщение ПАВ » 24 янв 2017, 10:52

Нужен совет по контакторам Siemens

Сообщение Восток » 24 янв 2017, 10:52

Вам производитель верно задал вопрос. Т.Е на какое напряжение у вас цепи управление.
1. Если у вас на один зажим катушки поступает фаза L, а на второй зажим катушки поступает ноль N, то катушка 220
2. Если у вас на один зажим катушки поступает фаза L 1, а на второй зажим катушки поступает фаза L 2 то катушка 380
3. Если цепь управления запитана через трансфррматор то катушка бутет зависить от номинала трансформатора
4. Если после трансформатора стоит выпрямитель то катушка на постоянный ток.

Это все практически можно увидеть визуально ( а вернее нужно знать свои схемы).

Нужен совет по контакторам Siemens

Сообщение Восток » 24 янв 2017, 10:57

Нет не достаточно то что вы написали . На этих контакторах можно поставить катушку как 380 , так и 220 и так же 110.
Еще раз повторюсь грамотный электрик без приборов посмотрев монтаж может сразу сказать на сколько катушка.

Нужен совет по контакторам Siemens

Сообщение egorus » 24 янв 2017, 11:04

Нужен совет по контакторам Siemens

Сообщение ПАВ » 24 янв 2017, 11:08

Нужен совет по контакторам Siemens

Сообщение Восток » 24 янв 2017, 11:09

Нужен совет по контакторам Siemens

Сообщение TOPMO3 » 24 янв 2017, 11:09

egorus писал(а): Источник цитаты 1. Допустим, нужно поменять контактор Siemens 3TB41.
Похоже, что это устаревшая модель, и сейчас ее уже продают только китайцы, почему-то.
2. Если нет наклейки сбоку (оторвалась, например) с полным названием (например, Siemens 3TB41-22OX), то как понять, что же там стоит? То есть, что означают знаки после дефиса?
3. Стоят в шкафу рядом 3RT1025, 1024, 1026. Вроде дальше буквы 1В (дальше непонятно). Вообще, можно ли поставить все 1026 (как самые мощные)?

Нужен совет по контакторам Siemens

Сообщение egorus » 24 янв 2017, 11:17

Вы же сказали, что от измерений ничего не сгорит.

Да, любопытный, но бестолковый, иначе бы уже научился, глядя на других.
У меня задача — обучение и, желательно, бесперебойная работа нашего оборудования.
На электрику вызываем "крутого".
За деньги, конечно, хорошие.

1. Если здесь оказалась задача непосильная (по вашему) для чайника — хорошо, буду звать.
Суть в том, что вызов — дело, требующее согласования времени спеца и нашего производства.
Здесь может быть сложнее, чем мне объяснить.

2. Сфоткать тоже могу.
Могу пройтись от контактов катушки дальше, посмотреть, что там подключено.
Только непонятно — если для вас это напряг — зачем мне напрашиваться?
Вы же хоть и пошутили про деньги, но в каждой шутке.

Я и пытаюсь вам сказать — я не специалист, я не знаю, трудно это для вас, или нет.
Если плевое дело — я скину и фотки, и померяю, где надо (если скажете, как правильно).
Только если у вас есть желание помогать дальше.
Всё равно это только на выходных (когда станки будут свободны)

Форум АСУТП

limbura здесь недавно
Сообщения: 6 Зарегистрирован: 29 янв 2020, 13:11 Имя: Дмитрий Страна: Россия город/регион: Санкт-Петербург Благодарил (а): 2 раза

Аналоги Siemens S1200-S1500

Сообщение limbura » 01 мар 2022, 11:54

Подскажите, какими ПЛК других производителей можно заменить Siemens S1500 или S1200?

Важно:
— Поддержка ST (или аналогичный язык)
— Передача данных в сетях на основе Ethernet
— Возможность написать программный блок (класс) и создавать в программе множество экземпляров блока класса. Например написать код для некого конвейера и создать в программе множество таких конвейеров, каждый одинаковый.

Даже если вы знаете аналог, который удовлетворяет не всем трех описанным выше требованиям, все равно пишите!

megavolt86 эксперт
Сообщения: 1148 Зарегистрирован: 14 ноя 2013, 20:35 Имя: Анатолий Сергеевич Страна: Россия город/регион: Башкортостан Благодарил (а): 13 раз Поблагодарили: 60 раз

Аналоги Siemens S1200-S1500

Сообщение megavolt86 » 01 мар 2022, 12:31

увы, но так может только продукция фирмы сименс(((

Отправлено спустя 2 минуты 27 секунд:
Конкретнее вопрос ставьте!
Цены, назначение, страна прлизводитель, наличие одобрений и др. разрешительные документы и т.д. что именно интересно?

Valerich шаман
Сообщения: 946 Зарегистрирован: 27 июн 2013, 12:20 Имя: Валерич Страна: СССР Благодарил (а): 32 раза Поблагодарили: 67 раз

Аналоги Siemens S1200-S1500

Сообщение Valerich » 01 мар 2022, 13:25

Sokolov_Dmitry освоился
Сообщения: 293 Зарегистрирован: 31 окт 2017, 16:45 Имя: Дмитрий Страна: Россия город/регион: Калининград Благодарил (а): 9 раз Поблагодарили: 72 раза

Аналоги Siemens S1200-S1500

Сообщение limbura » 01 мар 2022, 14:35

pike завсегдатай
Сообщения: 535 Зарегистрирован: 08 авг 2008, 10:43 Имя: Щукин Андрей Александрович Страна: Россия город/регион: Москва Благодарил (а): 1 раз Поблагодарили: 40 раз

Аналоги Siemens S1200-S1500

Сообщение pike » 01 мар 2022, 16:48

Аналоги Siemens S1200-S1500

Сообщение megavolt86 » 01 мар 2022, 17:13

Аналоги Siemens S1200-S1500

Сообщение limbura » 01 мар 2022, 17:25

stesl авторитет
Сообщения: 877 Зарегистрирован: 31 мар 2018, 12:05 Имя: Вячеслав Благодарил (а): 79 раз Поблагодарили: 101 раз

Аналоги Siemens S1200-S1500

Сообщение stesl » 02 мар 2022, 04:18

По такому запросу, ответ — любой.
— ST язык входящий в МЭК (не буду выпендриваться с номером, для топикстартера — есть стандарт, обязывающий производителей ПЛК ко многому, в частности наличию списка языков для программирования, в который входит и ST)
— у любого производителя найдется хотя бы один экземпляр в линейках, с Ethernet на борту
— копипаст в помощь.

Для себя — не вижу замены Сименсу. Ну такой вот я упертый адепт )) Дискуссии на тему — куда ты теперь денессья прошу не начинать 😉

Импортозамещение, автоматика, SIEMENS, WAGO, ABB ⁠ ⁠

Работаю ведущим инженером в компании по обслуживанию бетонных заводов Элкон, в основном чиню заводы по удаленке, программирую контроллеры, ищу неисправности в прошивке и т.п.. И вот. после начала всем известных событий поперли санкции. На сегодняшний день многие производители контроллеров ушли, поставки прекратились, сименс, абб, ваго, и тому подобные. Подняли вопрос об импортозамещении, начали искать альтернативу у российского производителя иии не нашли. Там где написано, что российский контроллер бла бла, в итоге выясняется что российская только сборка, комплектующие все из за бугра, облом. Причем сменить контроллер с сименса не так то и быстро и легко. Сименс работает через тиа портал и прошивка написана на LAD, если переезжать например на ваго, то это уже CODESYS, это переписывать всю прошивку на другом языке в другой программе. А алгоритм работы БСУ не такой простой, куча ньюансов. Сам завод работает на сименсе, соответственно я тиа портал знаю хорошо, а вот с кодесисом есть некоротые сложности в освоении, вроде бы похоже, а с другой стороны все по другому. Думаю это касается не только бетонных заводов, многие производства страдают из за нехватки контроллеров, цены и сроки поставки конские, а надо прям щас, потому что все производство встало, а сименс ты сможешь заменить только на сименс. Отдел запчастей прощелкал и в запасе контроллеров нет. Нашли канал поставки из китая, вроде как должны скоро придти, посмотрим, насколько хорош китайский сименс. Кто как решает данную проблему, господа киповцы? Интрига нарастет, заменить нечем. Есть конечно ОВЕН, но по надежности с тем же сименсом и рядом не стояло. Может есть у кого какие идеи?

Импортозамещение, автоматика, SIEMENS, WAGO, ABB Siemens, Wago, Plc, Импортозамещение, Cogesys, Tia-portal

Иллюстрация к комментарию

А откуда такое отношение к ОВЕНам? Был печальный опыт?

В Сколково, ёпт, обратитесь. ))))

Газотурбинный кризис. Часть 2: СП с Siemens и крымский скандал⁠ ⁠

Зависимость России от импорта газовых турбин и комплектующих — более 90%, в стране нет собственного производства турбин большой мощности, которые необходимы для работы современных ТЭЦ, газовых электростанций и газовых трубопроводов. Наложенные санкции перекрыли доступ к основным поставщикам газотурбинного оборудования. Как Россия попала в газотурбинную ловушку и как будет из нее выбираться? Разбираемся вместе.

Газотурбинный кризис. Часть 2: СП с Siemens и крымский скандал Политика, Импортозамещение, Российское производство, Производство, Энергетика, Завод, Турбина, Санкции, Санкт-Петербург, Промышленность, Siemens, Sdelanounas ru, Газ, Кризис, Видео, YouTube, Длиннопост

ГТУ Siemens SGT5-2000E

«Интертурбо»

С развалом СССР в Санкт-Петербурге году создается совместное предприятие по сборке из готовых компонентов энергетических газотурбинных установок Siemens V94.2 (новое название SGT5-2000E) — «Интертурбо», где 55% принадлежало Ленинградскому Металлическому заводу и 45% – компании Siemens. Производственные помещения предприятия расположились в цехах «Турбоатомгаза» в Новом Девяткино. Был заключен договор о трансфере технологий на тогда еще Ленинградский Металлический завод, который теперь входит в состав ОАО Силовые машины. С этого момента ЛМЗ перестал производить собственные газовые турбины.

ЛМЗ давно планировал организовать производство современных газовых турбин большой мощности (150 МВт). Однако образец, изготовленный своими силами, требовал длительной доработки (см. Последние советские газовые турбины большой мощности). Последовали переговоры об организации совместного производства с корпорацией General Electric (США) и немецким концерном Siemens. Сравнив предложенные инофирмами проекты, ЛМЗ отдал предпочтение Siemens.

Генеральный директор «Интертурбо» Валерий Кондратьев

Первые три турбины были собраны целиком из комплектующих Siemens с берлинского завода. Интересно, что в российской прессе (Коммерсантъ) 1994 года, указано, что «к 1995 году все компоненты турбин будут выпускаться на ЛМЗ». В 1996 году: «в договорах на поставку оговорено, что доля комплектующих от ЛМЗ вырастает до 50-60% до 1998 года, а от Siemens KWU уменьшится до 20-25%». Но к 2011 году локализовано около 60% и к моменту ухода Siemens из России в 2022 эта цифра не изменилась.

В 2000 г. был образован концерн «Силовые машины», объединивший крупнейших российских производителей энергооборудования: ЛМЗ, завод «Электросила» (Санкт-Петербург), «Калужский турбинный завод», «Завод турбинных лопаток» (Санкт-Петербург), а также компании «Энергомашэкспорт» и НПО по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И. И. Ползунова (НПО ЦКТИ, Санкт-Петербург). 25% и 1 акцию получила Siemens, что означает, что Siemens может заблокировать любое принципиальное решение Силовых машин.

ГТЭ-160

С 1996 по 2001 год, ЛМЗ работал над проектной документацией для собственной трубины ГТЭ-180. Но с 2001 года ОАО «Силовые машины» заключает с Siemens лицензионный договор на производство, продажу и послепродажное сервисное обслуживание Siemens V94.2 под собственной маркой ГТЭ-160 мощностью 157 МВт. В парогазовых установках ПГУ (сочетание газовой и паровой турбины) мощность составляла 450 МВт. “Русификация” турбины Y94.2 сводилась к адаптации оригинальной технической документации к технологическим возможностям АО ЛМЗ, а также смежников (АО ЗТЛ и др.) и поставщиков заготовок и комплектующих.

Первые две ГТЭ-160 были изготовлены и поставлены на Калининградскую ТЭЦ-2 в 2004 г. Пилотный блок ПГУ-450 на базе отечественного оборудования был успешно сдан в эксплуатацию в 2005 г. с подтверждением всех гарантийных показателей газотурбинных установок. Энергоблок ПГУ-450 состоит из двух газовых турбин ГТЭ-160 производства СП «Интертурбо» (АО «ЛМЗ»– фирма «Siemens»); одной паровой турбины Т-1507,7 производства «ЛМЗ»; двух котловутилизаторов П-96 производства АО «Подольский машиностроительный завод»; двух турбогенераторов ТЗФГ-1602УЗ производства АО «Электросила»; трех трансформаторов ТДЦ-200000/110У1 и трех ТДЦ-250000/330У1 производства АО «Запорожтрансформатор» (Украина).

Турбин ГТЭ-160 по лицензии Siemens было изготовлено и продано 35, из них 31 для российского рынка. Они широко используются в Петербурге, в Калининграде, в Южной Сибири, в Москве 6 таких турбин работают в парогазовых блоках. Можно сказать, что это самая распространенная газовая турбина в Российской Федерации на сегодняшний день.

За этот период была проделана большая работа по переработке конструкторской и технологической документации, подбору и согласованию с Siemens применения российских материалов-аналогов, позволившая выполнять закупку поковок, отливок, проката на российском рынке. К середине 2011 г. предприятие освоило изготовление 60 % деталей и узлов турбоустановки ГТЭ-160, включая полный цикл производства компрессора, основных корпусных и роторных деталей. По другим данным, подавляющее большинство заготовок роторных деталей, а также стальных и чугунных отливок приобреталось за рубежом. Специалисты филиала «ЛМЗ» приняли участие в разработке электронной системы регулирования и создании алгоритмов управления ГТУ совместно с Siemens.

На вопрос «Почему не локализована полностью?» короткий ответ — не было таких требований до 2018— 2019 гг. Поясню. Локализация — это освоение нового производства отечественными предприятиями, которое сопровождается неизбежными затратами.
На примере одного из компонентов горячего тракта, турбинных лопаток: предприятиям ОДК или заводам в периметре «ГЭХ-Индустриальные активы» потребуется реконструировать литейное оборудование (печи), отрабатывать производство литейных и стержневых моделей, добиваться нужного качества отливок, повышая т. н. «выход годного». Кроме этого, надо будет освоить технологию производства наружных и внутренних покрытий, прожига отверстий на профиле лопатки. Это потребует инвестиций и времени, которые могут быть либо покрыты государственными субсидиями, либо достаточным количеством заказов, которые обеспечат окупаемость инвестиций. Другого пути я не вижу.

д. т. н., технический директор компании «Сименс Технологии Газовых Турбин» Александр Лебедев

В 2008 году Siemens и ОАО «Силовые машины» подписали лицензионный договор, согласно которому немецкий концерн передает российской компании технологию и право на производство, продажу и сервисное обслуживание самых востребованных турбин в российской электроэнергетике — газотурбинных установок SGT5-4000F мощностью 285 МВт. Siemens два года не отдавал ее России, причиной пересмотра решения, скорее всего, стали успехи Силовых машин в проектировании и создании образцов турбин собственного производства.

В настоящее время турбины большой мощности SGT5-4000F (329 МВт) в РФ эксплуатируются на Яйвинской, Невинномысской, Киришской ГРЭС, Южноуральской ГРЭС-2 (блок 1), Няганьской ГРЭС (блоки 1 и 2). В 2014 г. еще 9 установок находились в стадии монтажа и наладки.

Собственные разработки Силовых Машин

Производство надежной, но не самой современной установки V94.2, созданной в 80-х годах, закрывало на тот момент имеющийся российский спрос на ГТУ подобной мощности, но желание получить полностью отечественную турбину и уйти от импортозависимости диктовало необходимость создания собственной современной установки. С 2010 г. вплоть до осени 2011 г. специальное конструкторское бюро газовых турбин Ленинградского Металлического завода вело разработку инновационного проекта «Разработка газотурбинной установки ГТЭ-170». В период с 1996 г. по конец 2011 г. была разработана конструкторская документация на турбину ГТЭ-180, сконструирован и изготовлен современный образец ГТУ F-класса ГТЭ-65, сделан проект ГТУ мощностью 300 МВт. Эти проекты служат серьезным заделом для разработки современных собственных турбин.

В 2008–2012 годах «Силовые машины» (СКБ ГТ ЛМЗ) спроектировали и изготовили современный образец ГТУ F-класса мощностью 65 МВ — ГТЭ-65 — на основе модельного компрессора ЦИАМ ЦКТИ и доработанного в начале 2000-х в СНТК имени Кузнецова. Турбина обладает широкими возможностями применения при техническом перевооружении действующих электростанций и новом строительстве, способна обеспечивать теплофикационные нужды и работать как в парогазовых блоках, так и автономно.

ТЭЦ-9 «Мосэнерго» была идеальным вариантом как станция с поперечными связями, где паровые турбины работают на центральный коллектор. Установка ГТЭ-65 с котлом-утилизатором была бы дополнением, которое никак не влияло на исходную работоспособность станции. К сожалению, мы потеряли почти 2 года из-за неготовности сначала котла-утилизатора, а затем дожимной компрессорной станции. На горячие испытания ГТЭ-65 получилось выделить только один месяц (июль 2012 года), что совершенно недостаточно для новой установки, хотя за этот месяц удалось вывести ГТУ на холостой ход. «Трагедия» ГТЭ-65 заключается в том, что она оказалась никому не нужна. «Силовые машины» уже прекратили работы по газовым турбинам с созданием СТГТ, а «Сименс» тоже не захотел заниматься внедрением чужой для него турбины. Нельзя сказать, что ГТЭ-65 вытеснили с рынка, потому что ГТЭ-65 еще не была коммерческим продуктом. Но мы, заказывая у института Теплоэлектропроект отчеты о применении ГТЭ-65 в РФ, «подсветили» путь конкурентам и разбудили рынок. Менее чем за 10 лет было продано 15 турбин «Ансальдо» V64.3A и 28 турбин GE 6FA (аналогичной ГТЭ-65 мощности).

д. т. н., технический директор компании «Сименс Технологии Газовых Турбин» Александр Лебедев

С ней были проблемы, но не столько технического плана, сколько организационного. Она попала в «Мосэнерго» на ТЭЦ-9. И тут случился кризис. В результате два года были потеряны, и вместо того, чтобы ее осваивать, доводить, заниматься, разбирать, доделывать, потому что в головном образце всегда есть «детские болезни», она просто простаивала. Потом настало время штрафов по договорам предоставления мощности (когда государство давало деньги, а энергопредприятия обязаны были ввести в такой-то срок такие-то мощности). Выяснилось, что после двухгодичного простоя в срок буквально в течение восьми-девяти месяцев машина должна быть переведена в горячий режим. Ею стали усиленно заниматься. Для головной машины, для первого образца она показала выдающиеся достижения, потому что за три-четыре месяца прошла фактически полный цикл холодных испытаний. И даже была проведена подготовка к холостым пускам. Вообще, для головного образца это рекордный срок. И в это время руководство энергетической компании решило, что, раз все равно в сроки не уложиться и будут штрафные санкции, стоит заменить ее на серийную машину итальянской компании Ansaldo Energia. В итоге российскую машину отправили назад — на завод-производитель.

научный руководитель ВТИ Гурген Ольховский

На работы по освоению ГТЭ-65 и локализации ГТЭ-160 были выделены значительные ресурсы предприятия, но мировой рынок диктовал новые условия, требовавшие появления сверхмощных ГТУ единичной мощностью 400–500 МВт. В 2010 г. «Силовые машины» начали разработку эскизного проекта ГТЭ-300 по созданию высокотемпературной ГТУ простого цикла F/H-класса.
В основу решений по горячему тракту закладывались опыт по ГТЭ-180, ГТЭ-65, а также конструктивные принципы мировых лидеров газотурбостроения: трубчато-кольцевые камеры сгорания, конвективно-пленочное охлаждение лопаток турбины и т.д. Эскизный проект в 2011 г. получил положительные экспертные отзывы ведущих научных организаций страны: ЦИАМ, ВТИ, ЦКТИ и МЭИ.

Данный проект или его модификация могут быть реализованы в рамках дальнейшего развития мощностного ряда российских газовых турбин.

Сименс технологии газовых турбин

В декабре 2011 г. «Силовые машины» и Siemens создали на базе компании «Интертурбо» совместное предприятие ООО «Сименс технологии газовых турбин» (СТГТ). Siemens получила 65% акций новой компании, «Силовые машины» — 35%. Основные направления деятельности СТГТ – проектирование газовых турбин, локализация их производства в России, сборка, продажи, управление проектами и техническое обслуживание газовых турбин для РФ и стран СНГ.

По условиям контракта Силовые машины перестают заниматься собственными разработками.Специальное конструкторское бюро газовых турбин Ленинградского Металлического завода, занимавшееся разработкой собственных турбин входит в состав СТГТ. Подписано соглашение, что «Силовые машины» не могут разрабатывать новые технологии и продавать продукцию в РФ вне СТГТ.

Первым опытом локализации для СТГТ стал контракт 2012 г. (выполнен в 2013 г.) на поставку силовой установки с газовой турбиной SGT5-4000F для второго блока Южноуральской ГРЭС-2.

18 июня 2015 года на южной границе Санкт-Петербурга, на территории производственной зоны Горелово, отрывается отдельный производственный комплекс газотурбинных установок ООО «Сименс Технологии Газовых Турбин», инвестиции составили €275 млн. Основное направление деятельности – производство лицензионных ГТУ мощностью 172 и 307 МВт (SGT5-2000E, SGT5-4000F). Кроме того, площадка используется для сборки турбин малой и средней мощности, таких, как SGT-800 мощностью 53 МВт, и центробежных компрессоров мощностью от 6 до 32 МВт, производство которых было перенесено из Перми в СанктПетербург из-за конфликтной ситуации с новым заводом «Рустурбомаш».

Санкции, разрыв сотрудничества с Siemens

После присоединения Крыма в 2014 г. полуостров, обеспечивал себя электроэнергией только на 30%, около 70% — импорт с Украины. В 2014 году в рамках ФЦП «Социально-экономическое развитие Крыма» власти решили:

организовать энергомост «Крым — Кубань», который поставлял бы электроэнергию с Ростовской АЭС;

построить две газотурбинные ТЭС — одной под Симферополем и одной под Севастополем — мощностью по 470 МВт каждая с газотурбинными установками большой мощности ГТЭ-160/SGT5-2000E производства совместного предприятия ООО «Сименс технологии газовых турбин» (СТГТ, Санкт-Петербург).

Евросоюз вводит санкции в отношении экспорта технологий и оборудования для крымской энергетики, поставка турбин ГТЭ-160 может обернуться для немецкого концерна проблемами.

На время строительства энергией Крым должна была обеспечивать Украина — с ней подписали соответствующий договор. Но в октябре 2015 года неизвестные подорвали одну из опор линий электропередачи в Херсонской области, по которым электроэнергия поступала в Крым. Еще через месяц были взорваны остальные опоры ЛЭП. И Крым перестал получать электроэнергию извне.

К тому моменту регион обеспечивал себя электроэнергией всего на 35%. Из-за чего начались веерные отключения электричества. МЧС предоставило генераторы для бесперебойной подачи энергии в больницы. Тем не менее без последствий не обошлось. Не работали детские сады, остановились троллейбусы, свет в жилые дома давали на 4–8 часов в день.

В ноябре 2016 г. совместное предприятие СТГТ отгрузило ГТЭ-160 без необходимого дополнительного оборудования. Вероятной причиной таких действий участники рынка в интервью СМИ называли опасение Siemens, что турбины будут использованы на строящихся электростанциях в Крыму.

В феврале 2017 года Ростех попытался договориться о поставке турбин того же класса из Ирана, но сделка сорвалась.

10 июля 2017 г. пресс-служба Siemens сообщила, что как минимум две из четырех турбин, поставленных для проекта в Тамани, могли быть перемещены в Крым «вопреки воле» производителя и в нарушение контрактов. Подрядчик строительства ТЭС заявил, что турбины купили на вторичном рынке и модернизировали силами российских заводов и инжиниринговых компаний. Концерн Siemens потребовал вернуть перенаправленные на полуостров турбины в пункт первоначальной поставки в Краснодарском крае.

Турбины, попавшие в Крым, оказались произведены на заводе СТГТ в Горелово для станций в Тамани и были первым заказом для завода.

Министр промышленности и торговли РФ Денис Мантуров сообщил журналистам, что российская сторона обеспечила максимальную юридическую корректность при использовании технологий Siemens в производстве турбин для ТЭС в Крыму. По его словам, у турбин есть «российский сертификат».

21 июля в Siemens объявили о приостановке поставок энергетического оборудования в Россию по контрактам с государственными фирмами и прекращении участия в российской компании ЗАО «Интеравтоматика», которое называют одним из подрядчиков строительства теплоэлектростанций (ТЭС). В распространенном корпорацией сообщении утверждалось, что российская сторона поставила турбины в Крым вопреки договоренностям.

24 июля стало известно, что Германия планирует расширить санкции против России в связи со скандалом. 26 июля новые ограничительные меры согласовали послы ЕС.

Развал партнерства Силовых машин с Siemens

В январе 2018 управление по контролю над иностранными активами (OFAC) Минфина США включило «Силовые машины« в санкционный список. В то же время «Силовые машины» Алексея Мордашова получили правительственные гарантии на субсидию 3 млрд рублей для разработки высокомощной российской турбины от 65 до 180 МВт. Опытные образцы собирались тестировать в рамках федеральной программы обновления генерирующих мощностей ТЭС до 2030 года.

Специальный инвестиционный контракт (СПИК) — это инструмент промышленной политики, направленный на стимулирование инвестиций в промышленное производство в России. Инвестор заключает соглашение с государством, в котором фиксируются обязательства инвестора реализовать инвестиционный проект, а также обязательства государства обеспечить стабильность условий ведения бизнеса и предоставить меры господдержки.

В июле заявку на заключение СПИК 2.0 на локализацию газовой турбины большой мощности подавала «Сименс технологии газовых турбин». Он должен был позволить газовым турбинам СТГТ получить статус «сделано в России», а предприятию – статус российского производителя. За это компания обязуется к середине 2023 г. довести локализацию турбины SGT5-2000E до 90%, включая компоненты «горячего тракта» (лопатки, газораспределитель и камеры сгорания). Требования по локализации предъявляются к оборудованию, применяемому по программе модернизации ТЭС, принятой в 2019 году.

«Силовые машины» выступили против заключения специального контракта с СТГТ, где они владеют 35%, и попросили Минпромторг не одобрять заявку. Алексей Мордашов в письме объяснял, что заключение этого контракта с зарубежными компаниями сведет к нулю все усилия «Силовых машин» по созданию в России отечественной технологии производства газовой турбины большой мощности, а так же что Siemens по политическим мотивам не передаст контроль над технологиями. В частности, «Силовые машины» рассчитывают создать первую российскую газовую турбину на 170 МВт до конца 2023 г. Для этого она подала заявку в Минпромторг на получение субсидии до 7 млрд руб. на НИОКР (заявка одобрена).

Не секрет, что «Силовые машины» достаточно активно лоббируют заградительные барьеры против иностранных производителей, например, призывают не заключать СПИК на локализацию газовой турбины. Это наносит урон развитию энергетического машиностроения и в целом ухудшает инвестиционный климат для иностранных инвесторов.

Глава Siemens в России Александр Либеров

Кроме того, по требованию правительства турбины, созданные в компании с преимущественной долей иностранного акционера, не могут претендовать на ключевой рынок — программу модернизации старых ТЭС (в СТГТ 65% принадлежит Siemens).

«Силовые машины» заяляют о полном выходе из СП с Siemens. Причина сделки в том, что из-за акционерного соглашения «Силовые машины» не могут разрабатывать новые технологии и продавать продукцию в РФ вне СТГТ. «Силовые машины» воспользовались опционом по продаже своих 35% в российском СП с Siemens — «Сименс технологии газовых турбин» (СТГТ). После завершения сделки компании станут прямыми конкурентами в поставке газовых турбин средней и большой мощности в диапазоне 65–170 МВт (этой технологии в РФ пока нет) в рамках программы модернизации ТЭС.

Выход «Силовых машин» из СП с Siemens затянулся. В августе Siemens объявлеят о реструктуризации своего бизнеса в связи с СВО на Украине и в октябре становится известно, что 65% долю СТГТ приобретает «Интер РАО». СТГТ меняет название на «Современные технологии газовых турбин» (вместо «Сименс технологии газовых турбин»).

Для «Силовых машин» это будет даже плюсом, потому что все рабочие и инженеры постепенно перейдут к нам. В СТГТ – хорошее конструкторское бюро (около 90 специалистов), которое в свое время почти полным составом перешло туда из «Силовых машин», а также сервисный отдел и рабочие. За последние два года уже около 20 человек вернулось обратно к нам

источник в Силовых Машинах

У «Интер РАО» с 2011 г. есть собственная площадка по сборке газовых турбин 6FA (около 80 МВт) по технологии General Electric — Русские газовые турбины, где компании принадлежит 50,99%. Уровень локализации не позволяет «Интер РАО» производить турбины самостоятельно, на площадке идет лишь сборка.

По словам нового генерального директора А. Лебедева, на ближайшие 2 года предприятие называет доминирующей для себя деятельностью сервис. В этом году таких контрактов больше 20, они долгосрочные.

Таким образом КБ, которое занималось разработкой ГТЭ-65, ГТЭ-170, ГТЭ-180 до 2011 года, возвращается в «Силовые машины».

Продолжение следует.

В следующей части рассмотрим текущее положение дел

Список литературы:

Газотурбинный кризис. Часть 1: Введение и советский период⁠ ⁠

Газотурбинный кризис. Часть 1: Введение и советский период Политика, Российское производство, Производство, Импортозамещение, Турбина, Санкции, Санкт-Петербург, Промышленность, Siemens, Sdelanounas ru, Энергетика, Завод, Видео, Длиннопост, Гифка

Почему так важны газовые турбины?

Энергетические турбины — паровые и газовые — используются в качестве приводов электрогенераторов. Турбины представляют собой валы с одним или несколькими дисками с лопатками, пар или газ при своём стремительном движении в турбине обтекает эти лопатки и вращает диски, посаженные на вал двигателя (электрогенератора). В паровой турбине действует пар высокого давления, поступающий из парового котла. Газовая турбина работает за счёт струи раскалённых газов, получаемых от сжигания горючего в камере сгорания самой турбины.

Так без поступательного движения поршней, преобразуемого коленчатым валом и маховиком во вращение вала мотора, мы сразу получаем круговое вращение вала турбины.

Различного типа газовые турбины используются в электростанциях для обеспечения населения светом и теплом, в транспорте, кораблестроении, авиации, насосных станциях для перекачки углеводородов в трубопроводах и других отраслях промышленности.

Изначально газовые турбины существенно уступали паровым, но со временем КПД и мощность газовых турбин увеличивалась и к 80-м годам они начали серьезно конкурировать с энергетическими установками, использующими пар. Комбинирование паровой и газовой турбины, где высоко температурные выхлопные газы газовых турбин направляются в специальный котел-утилизатор, производящий пар, который направляется на паровую турбину, привело к появлению высокоэффективных комбинированных парогазовых установок (ПГУ). КПД таких установок существенно превышал КПД существовавших в то время тепловых и атомных станций.

Сегодня в России работают около 250 импортных газовых турбин — это, по данным Минэнерго, 63% от общего количества. В основном это изделия производства компаний Siemens, General Electric, Alstom, Mitsubishi. В нашей стране доля газовой энергетики равна 60% (по миру в среднем — около 25%), а КПД лучших газовых ТЭС не выше 35%, а у средних и того меньше. У ПГУ же этот показатель превышает 50%. Так что внедрение ПГУ — один из немногих путей технологического перевооружения российской энергетики.

Но основная проблема заключается в том, что Россия серьезно отстала в создании энергетических газовых турбин большой мощности — ключевого элемента ПГУ.

Производство газовых турбин в СССР

В начале 1950-х годов быстрое расширение сырьевой базы для добычи природного газа и большой экономический эффект, полученный от его применения, со всей очевидностью выявили экономическую необходимость создания новой отрасли народного хозяйства – газовой промышленности.

В СССР разработка стационарных газовых турбин проходила по двум основным направлениям, в качестве:

приводов для компрессорных станций на газопроводах (Невский завод им. Ленина НЗЛ, Уральский турбомоторный завод)

энергетических установок для несения пиковых и полупиковых нагрузок (Ленинградский Металлический завод)

В СССР первые отечественные промышленные энергетические газотурбинные установки были выпущены в 1950-х. Эти установки ГТ-600-1,5; ГТ-700-4 мощностью 4 МВт (НЗЛ) и ГТ-12-3 мощностью 12 МВт с КПД 27% (ЛМЗ) были спроектрированы на умеренные начальные температуры газов (600–700°С). КПД первых установок были, как правило, ниже проектных из-за низких КПД компрессоров и турбин, повышенных утечек воздуха из трактов высокого давления, недостаточной эффективности регенерации.

Газоперекачивающие агрегаты (ГПА)

Наиболее оптимальным оборудованием для компрессорных станций (КС) магистральных газопроводов стали газоперекачивающие агрегаты (ГПА), состоящие из центробежных высокооборотных нагнетателей с газотурбинным приводом.

При строительстве газопровода Саратов – Москва использовались ГПА иностранного производства. Но уже совсем скоро стало ясно, что страна остро нуждается в отечественной газоперекачивающей технике.

Бригадир Буц К. К. и гл. инженер монтажного участка Никаноров А. А. за проверкой монтажа генераторов. Газопровод Саратов-Москва. 1946 г.

В 1945 г. конструкторы Невского машиностроительного завода им. В.И. Ленина начали разработку первой газотурбинной установки, которая была изготовлена к 1947 г. В 1952 г. создается первая отечественная стационарная газовая турбина ГТ-600 мощностью 1,5 МВт, а в 1956 г. было построено уже шесть промышленных газотурбинных установок.

Осмотр первой газотурбинной установки, спроектированной главным конструктором С.М. Жербиным 1947 г.

В 1958 г. было начато производство газовых турбин и стационарных газотурбинных установок (ГТУ) ГТ-700-4 для магистральных газопроводов, что и определило основной профиль деятельности завода в последующие годы. В 1959 году ГТ-700-4 впервые начали эксплуатироваться в первых газоперекачивающих агрегатах (ГПА). К 1965 году установленно 62 таких ГТУ суммарной мощностью 248 000 кВт.

Опыт эксплуатации ГПА данного типа на компрессорных станциях газопровода Саратов — Москва выявил их крупные недостатки (спроектированная одновальная энергетическая газовая турбина не была приспособленна к переменным режимам работы нагнетателя на магистральном газопроводе), но подтвердил перспективность применения газотурбинного привода нагнетателей природного газа. Это способствовало созданию новых типов размеров приводных ГТУ и их массовому производству, что обеспечило возможность сооружения первых магистральных газопроводов большой протяженности.

Стремясь устранить выявленные недостатки, на Ленинградском металлическом заводе разрабатывался газоперекачивающий агрегат ГТН-9-750, в 2,5 раза превосходивший по производительности нагнетания и мощности установку ГТ-700-4. С 1960-х впервые примененная в ГТН-9-750 схема с разрезным валом была принята как оптимальная во всех последующих газоперекачивающих агрегатах производства Невского машиностроительного завода.

Уральский турбомоторный завод им. К.Е. Ворошилова

В 1959 г. на вновь организованном после войны Уральском турбомоторном заводе им. К.Е. Ворошилова конструкторский коллектив приступил к проектированию газоперекачивающего агрегата (ГПА) мощностью 6 тыс. кВт собственной конструкции. К концу 1962 г. образец этого агрегата (ГТ-6-750) был изготовлен, а с 1965 г. было развёрнуто его серийное производство на Невском машиностроительном заводе и Свердловском турбомоторном заводе.

Несмотря на более низкий КПД, агрегаты, имели существенные компоновочные преимущества, которые снижали капитальные и трудовые затраты при сооружении компрессорных станций с данными газоперекачивающими агрегатами. Создание новой производственно-технической базы конструирования и изготовления газотурбинных ГПА стационарного типа обеспечило эффективную конкуренцию и ликвидировало опасную с точки зрения технического прогресса монополию Невского завода.

В 1968 году – на НЗЛ начат серийный выпуск самых массовых в СССР газоперекачивающих агрегатов мощностью 10МВт – ГТК 10.

ГТК 10 производства Невского завода им. Ленина

В 1974 году на НЗЛ создается Научно-исследовательский конструкторско-технологический институт турбокомпрессоростроения. Создается целая серия новых машин — разработан и изготовлен (взамен импортируемого) самый мощный в СССР газоперекачивающий агрегат нового поколения ГТН-25 мощностью 27,5 МВт, повышается мощность ГТК-10.

Однако выявленные в эксплуатации конструктивные недостатки агрегата ГТН-25, а главное технические сложности ремонта в условиях КС магистральных газопроводов, расположенных в труднодоступных районах Севера, не позволили перейти на крупносерийное производство ГПА нового поколения. Несмотря на это, применение данных газоперекачивающих агрегатов позволяло поддерживать экономику СССР путем их установки на экспортные газопроводы для транспорта газа, предназначенного европейским потребителям.

Монтаж газоперекачивающего агрегата ГТН-25. Компрессорная станция экспортного трубопровода Уренгой-Помары- Ужгород. Город Шемордан, Татарская АССР, РСФСР

В свою очередь, в 1983 году на Уральском турбомоторном заводе начато изготовление газоперекачивающих агрегатов ГТН-25-1. Несмотря на меньшее количество выпущенных агрегатов, их преимуществом являлся больший КПД по сравнению с ГПА аналогичной мощности производства Невского завода (31% против 25%). Впоследствии завод переквалифицировался на производство паровых турбин для парогазовых энергоблоков, конденсационных и теплофикационных турбин для паросиловых установок, судовых турбин для кораблей с атомной энергоустановкой.

Энергетические газотурбинные установки (ГТУ)

История проектирования и производства ГТУ на Ленинградском Металлическом заводе (ЛМЗ) началась с 1957 г., когда была создана первая ГТ-12-3 мощностью 12 МВт с КПД 27%.

Результатом накопленного опыта при создании первой турбины явилось создание в 1959 г. новой серии ГТУ типа ГТ-25-700 мощностью 25 МВт с КПД 28%. Прогрессивные решения конструкторского бюро были внедрены в 1962 году в серии из 10 агрегатов ГТН-9-750. В 1967 году для Краснодарской ТЭЦ была изготовлена самая крупная в мире газотурбинная установка ГТ-100-750 мощностью 105 МВт с КПД 28%.

Конструкторы — создатели первых газовых турбин. Ленинградский Металлический завод. 1970 год

11 ноября 1973 г. вышло распоряжение Совета Министров СССР о строительстве филиала ЛМЗ. Предусматривалось создание корпуса газовых турбин с испытательным стендом и блока заготовительных цехов.

В 1979 году принят в эксплуатацию 1-й пусковой комплекс газовых турбин, который получил название завод «Турбоатомгаз». В этом названии отражена основная задача предприятия – выпуск газовых и паровых турбин, агрегатов для АЭС.

Завод Турбоатомгаз в 2000-х, ЛО, Новое Девяткино

Парогазовые установки ПГУ

В России исследования комбинированных термодинамических циклов выполнены в ЦКТИ 1934 — 1940 гг. и продолжены в послевоенные годы. В 1944—1945 гг. в ЦКТИ А. Н. Ложкин разработал схему парогазовой установки со сгоранием топлива при постоянном давлении. Теоретические основы комбинированного парогазового цикла с высоконапорным парогенератором (ПГУ с ВПГ) были рассмотрены в работах ЦКТИ (А.Н. Ложкин, М. И. Корнеев, А.Э. Гельтман), что позволило повысить эффективность установки.

Первые в СССР эксперементальные парогазовые установки с высоконапорными парогенераторами производительностью 120 и 50 тонн/час (1 т/ч = 0,627 МВт) были введены в опытно-промышленную эксплуатацию в конце 1963 г. В течение 1964—1965 гг. оборудование ПГУ на 1-й Ленинградской Государственной Электрической Станции проработало около 4500 ч. За это время выработано более 100 млн. квт-ч электроэнергии при работе на газообразном и жидком топливах.

В 1964 г. были введены в работу две установки с высоконапорным парогенератором (ВПГ): на Надворнянской ТЭЦ и на Ленинградской ТЭЦ № 2. Первая из этих установок смонтирована на ТЭЦ Надворнянского нефтеперерабатывающего завода и вырабатывает не только электроэнергию, но и технологический пар давлением 0,4 МПа. Газовым контуром этой установки является ГТ-15 Ленинградского государственного машиностроительного завода «Экономайзер», который в основном занимался корабельными газотурбинными энергетическими установками. ГТУ выполнена по схеме со свободной силовой турбиной и при начальной температуре газа 973 К имеет мощность около 1500 кВт.

Экспериментальные ПГУ показали надежную работу установки во всем диапазоне нагрузок. Были продемонстрированы хорошие динамические качества ПГУ с ВПГ. Так, процесс запуска установки из холодного состояния до выхода на номинальную мощность составлял всего 40—45 мин.

На базе разработанных ЦКТИ схем и основного нестандартного оборудования парогазовых установок в Советском союзе были построены и введены в эксплуатацию парогазовые установки:

1963 г., Ленинград, 1-ая ЛенГЭС, ПГУ с высоконапорным парогенератором (ВПГ) — 6,5 мощностью 6,5 МВт (ηпгу =29,1%) на базе ГТУ-1,5 НЗЛ с начальной температурой газов 720°C;

1966-1970 гг., Ленинград, Блок-ТЭЦ №6, 3 блока ПГУ с ВПГ мощностью 16,5МВт, (η = 35,5%) на базе ГТ-700-4-1М НЗЛ с начальной температурой газов 700°C;

1972г , Невинномысск, Невинномысская ГРЭС, ПГУ с ВПГ мощностью 200МВт, (η = 43%) на базе ГТ-35 с мощностью 35 МВт с начальной температурой газов 770°C производства Харьковского турбогенераторный завода (ХТГЗ);

1982г, Молдавская ГРЭС, ПГУ с НПГ мощностью 250МВт, (ηпгу =42%) на базе ГТ-35 с начальной температурой газов 770°C. Годовая наработка блоков составляет 7460 часов. Блоки работают в переменной части графика электрических нагрузок с остановом газотурбинных агрегатов ГТ-35-770 ХТГЗ и разгрузкой паровых турбин К-210-130 до 40% от полной мощности на ночь. Отработаны режимы автоматического пуска ГТА и их подключения к действующим паровым котлам после ночного останова. Среднеэксплуатационное снижение удельного расхода топлива по сравнению с паросиловой установкой составляет 3-5%;

1990 г., на ГРЭС-3 заработала первая в России газотурбинная энергетическая установка парогазового цикла производства ЛМЗ — ГТЭ-150 мощностью 148 МВт с КПД 31%, после модернизации две ГТЭ-150 работают до сих пор.

1996г., ОПКС «Грязовец», ПГУ с КУ мощностью 35 МВт, (η =37,4%), на базе ГТН-25 НЗЛ с начальной температурой газов 770°C;

В 1957 году в основанном советским академиком С. А. Христиановичем новом Институте теоретической и прикладной механики СО АН СССР в Новосибирске по его же руководством ведется создание мощной энергетической экологически чистой парогазовой установки (ПГУ), которая могла стать основой экологически безопасных тепловых электростанций. Установка, разработанная под руководством С.А. Христиановича, при меньшем КПД позволяла существенно снизить расчетные затраты на производство электроэнергии на станции мощностью 1200 МВт. В 1965 году в институте завершалось сооружение уникального стенда ПГУ, представлявшего собой сложный дорогостоящий комплекс.

Сергей Алексеевич Христианович (в центре) с коллегами на стенде ПГУ

В институте за короткое время были подготовлены исходные данные для создания проектных заданий на ПГУ-200-750/70 для Айри-Байрамлинской ГРЭС и разработан совместно с рядом других организаций эскизный проект ПГУ-200-750/30 с парогазовыми турбинами на природном газе.

Однако, не дождавшись ввода в эксплуатацию экспериментального стенда ПГУ, в 1965 году из-за нарастающих личных противоречий в отношениях с академиком М.А. Лаврентьевым, по настоянию которого он был отстранен от обязанностей заместителя председателя СО АН и выведен из Президиума СО АН, Христианович возвращается в Москву.

С приходом в августе 1966 г. в ИТПМ СО АН СССР нового руководителя ⎯ академика В.В. Струминского тематика работ института резко повернула в сторону расширения аэрогазодинамических исследований и создания перспективной аэродинамической базы. Вскоре все оборудование ПГУ было демонтировано. Часть ведущих сотрудников, тесно связанных с тематикой ПГУ, ушла из института, а остальные переключились на новые исследования, связанные с решением проблем создания сверхзвуковых и гиперзвуковых летательных аппаратов.

Работы, выполненные коллективом ученых под руководством Христиановича в области экологически чистой энергетики, послужили толчком к активизации работ в этом направлении во всем мире и ПГУ получили распространение в странах Западной Европы и США.

Объем выпуска газовых турбин был небольшим, потому что основной акцент делался на серийное производство машин для паротурбинных энергоблоков. Это требовалось, чтобы обеспечить рекордные темпы ввода электрической и тепловой мощности, необходимой для развивающейся экономики страны.

Совместное предприятие ЛМЗ и Siemens

С развалом СССР в Санкт-Петербурге в 1991 году создается совместное предприятие по сборке из готовых компонентов энергетических газотурбинных установок Siemens V94.2. С этого момента ЛМЗ перестал производить собственные газовые турбины.

Продолжение следует.

Во второй части: СП ЛМЗ с Siemens, Крымский скандал, Санкции

Список литературы:

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ГАЗОТУРБИННЫХ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВТекст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование» Хасанов Ильнур Ильдарович, Шакиров Руслан Азатович, Жильцова Анастасия Юрьевна, Каширина Дарья Алексндровна

Исторические аспекты производства газоперекачивающего оборудования и обеспечение энергетической безопасностиТекст научной статьи по специальности «История и археология» Грибов Роман Викторович

Известный ученый-механик ХХ века

Мой путь в пром. автоматизацию. Инженер-программист АСУТП⁠ ⁠

Итак, не так давно был пост Замкнутый круг — Siemens вокруг! не думал, что оставленный мною комментарий приведет к появлению у меня подписчиков и интересу к вопросу как стать программистом АСУТП.

Опишу вкратце саму специальность, обязанности и как я к этому пришел. Будет много текста.

Что делает любой программист? Правильно — программирует. И на этом можно было бы окончить описание, но не все так просто. Начнем.

АСУТП — автоматизированные системы управления технологическим процессом. Из расшифровки аббревиатуры уже можно понять, что задача инженера по автоматизации — создание программного продукта, который упрощает жизнь в первую очередь оператору механизма, который нужно автоматизировать (чаще происходит наоборот, так как не все хотят учить новое и упираются нововведениям всеми силами).

Обязанности могут быть самые разнообразные. В небольших компаниях инженер-программист может проектировать электрические схемы для автоматизируемого устройства, а затем и писать программу. В более крупных компания только программирование. Работал в компании где было 10 человек, не считая монтажников и в компании, где было свыше 200 сотрудников. Всегда будут командировки — вы будете участвовать в пуско-наладочных работах. Это если из основного. Не удивляйтесь и ситуации когда программист будет с отверткой что-то ковырять в щите управления чем-либо, отсюда следует, что вы обязаны уметь читать и при необходимости изменять электрические схемы, знать технику безопасности и ПУЭ ваша настольная книга. Иногда меня хотели заставить что-то изменить в силовой части подключения, но я этого не делал как бы косо на меня не смотрели электрики/монтажники. А вот объясню почему, на всех фирмах, где я работал у меня не было допуска по электробезопасности, а отсюда следует, что я вообще не должен лезть туда, где есть напряжение. Так что нет допуска — нет и каких-либо изменений схемах шкафа управления.

Часто бывает, что изначальная схема и то, что собрано по факту на объекте отличается. Причины могут быть разные — экономия (купили дешевле оборудование, решили поставить, что на складе нашлось, кто-то откат получил и т.д.). Задача программиста, который приехал на пуско-наладку подружить это все и заставить работать. Иногда это бывает очень непросто. Но про это будет позже, сначала необходима программа, а потом уже запуск объекта.

В общем выполнение работ по автоматизации проходит следующие стадии (упрощенно, на самом деле все немного сложнее):

1. Если участвуют несколько отделов в реализации проекта, то, когда приходит запрос из отдела продаж, каждый отдел предоставляет часы, которые потратит специалист на реализацию своей части. Далее это все суммируется и возвращается в отдел продаж. Они офигевают и ообычно на этом этапе уменьшаются часы, заложенные различными заинтересованными отделами, ибо дорого, и нужно продать. Ненавижу за это «продажников», хотя и понимаю, что это бизнес. Чтобы было понятно, в компании, где было больше 200 сотрудников были: департамент проектирования, департамент разработки ПО, департамент пуско-наладочных работ. И каждое подразделения выдавало кол-во часов на этот проект, необходимое для выполнения их части работ. И как итог выиграли тендер (если повезло, не будем говорить про остальные схемы).

2. На этом этапе обычно пишется ТЗ (технологическое задание) программистом на автоматизацию, хотя должно быть наоборот, заказчик должен предоставить описание того, что он хочет получить. Но у меня было так, как описываю. Дальше это ТЗ долго и нудно согласовывается с заказчиком, вносятся правки, ставятся подписи. Хотя это совсем не гарантия того, что ТЗ останется неизменным. Правки могут прийти, когда до начала пуско-наладочных осталось совсем немного времени, но почти всегда фирма-исполнитель прогибается под заказчика и программист потом в панике вносит изменения, что приводит к тому, что ПО будет не протестировано до конца, что приводит к задержкам при вводе в эксплуатацию и т.д. Но никого это обычно не волнует, хоть спи на объекте, но оно должно работать.

3. Когда есть ТЗ начинается, собственно, и реализация/придумывание того, как же оно все должно работать. Помимо программы для контроллера (ПЛК — программируемый логический контроллер) иногда нужно сделать и визуализацию. Для визуализации, в зависимости от поставленных целей применяется SCADA или HMI. В чем отличия отлично гуглится (статья и так уже огромная, сам не ожидал).

4. Тестирование программы на стенде или в симуляторах. Отлично работающая программа в симуляторе не равно иногда даже работающей на «живом объекте».

5. И самый интересный момент — это пуско-наладка (ПН). Об этом напишу подробнее.

Итак, что должен делать инженер во время ПН. Для удобства разделю на этапы.

1. I/O check проверка правильности подключения всех входов/выходов ПЛК (программируемый логический контроллер). И если что-то неправильно – то исправление. На данном этапе никакого ручного управления, не говоря уже про автоматизацию нет. Просто в контроллере можно жестко активировать выход и посмотреть, тот ли механизм включился. С входами проще, бегаешь вокруг механизма и тыкаешь кнопки, замыкаешь вручную концевые выключатели и смотришь, соответствует ли это тому, что ты заложил в программу. Для тех, кто не в теме, каждый контроллер имеет входа и выхода. Входа используются для сбора данных с механизма (всякого рода датчики, кнопки и т.д.). Выхода же нужны для управления устройством, например включить двигатель, закрыть задвижку и т.д. Это если очень упрощенно и не вдаваясь в подробности.

2. Если предыдущий этап закончился успешно и все собрано правильно (на более-менее больших объектах с первого раза никогда все правильно собрано не будет) – то приступаем к проверке в ручном режиме. Для этого либо со SCADA либо HMI включаем/выключаем узел агрегата и смотрим все ли правильно работает и все ли правильно отображается. Часто бывают ошибки (если используется визуализация) в привязках переменных к объекту на визуализации. Например, запустили один механизм, а на панели/скаде отображается, что включился другой, хотя работает правильный ну и т.д. Эти ошибки сразу же исправляются и процесс проверки продолжается.

3. Когда закончили ручное тестирование – переходим к самому сложному и интересному (вот тут симулятор, если тестировалась программа на нем, и дает прикурить иногда). Автоматический режим. Ну с ним все ясно, перевели все механизмы в автомат и запустили объект.

С этим режимом всегда могут быть проблемы. И когда вы пишете программу нужно учитывать максимально возможные варианты. Например, на двигателе перестал работать датчик температуры и из-за этого запускать этот узел в автоматическом режиме нельзя (ведь датчик не просто так там установлен), но если этот узел нельзя запустить в автомате, то и остальные по идее тоже нельзя, так как в автоматическом режиме реализовываются блокировки, которые отключат механизм при неисправности. Неисправность одного узла не дает запустить другой от него зависящий ну и т.д. И теперь нужно ждать пока починят неисправность, а производство в это время стоит. И владелец кричит какие в обще все, хм, хорошие люди. Но обычно так не делается. Почти всегда есть возможность запустить все в автомате, даже если какой-то из узлов агрегата не может работать в автомате. Часто дается возможность отключить контроль какого-то сигнала, например, тот же датчик. Активируем эту функцию и все у нас работает в автомате, так как сигнал от датчика не учитывается и в дальнейшем это может привести к проблемам, но это уже ответственность заказчика. Все эти режимы описываются в инструкции и с большими предупреждающими знаками. При использовании систем визуализации часто делают так называемый лог событий сюда входят аварии (это всегда делается) и действия оператора (имя оператора, что нажал, какой режим выбрал, что изменил и т.д.). И если возникает поломка механизма по вине заказчика, так как отключили какой-то элемент контроля – то это уже не гарантийный случай и фирма, что делала автоматизацию не попала на деньги. Так как любой гарантийный ремонт делается за счет изготовителя, а в этом случае они сами виноваты.

На этом пока хочу закончить. И так уже вышел далеко за рамки того объема, который хотел написать. Возможно получилось как-то не слишком структурировано, но я старался))) Будет кому-то интересно возможно продолжу еще что-то по теме автоматизации писать.