СРАВНЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ЭЛЕКТРО И ПНЕВМОПРИВОДОВ ДЛЯ РЕГУЛИРУЮЩЕЙ АРМАТУРЫ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК

ВВЕДЕНИЕ

До сегодняшнего времени нет однозначных рекомендаций для проектантов, какой тип привода был бы приемлем для парогазовых установок (ПГУ). Большинство эксплуатирующих организаций являются выходцами из большой энергетики, где всегда применялись электроприводы. Проектирование проводилось в СССР и в проекты закладывались электроприводы, поскольку принималось поддержание работы станции в стационарных условиях и считалось, что это также оправдывается использованием дешевой электроэнергии на собственные нужды. До сегодняшнего дня эта проектная традиция сохранилась.

Однако она не отвечает новым требованиям маневренности станции и связанным с ней другим подходам к качеству регулирования, энергосбережению, не дает возможности собственникам перейти на условия работы с применением концепции удешевления стоимости владения, включающим в себя такие элементы как удешевление эксплуатационных затрат и переход на планово-диагностическое обслуживание.

С ростом установки новых ПГУ и накоплением опыта их эксплуатации стали проявляться случаи несоответствия проектных решений, основанных на электроприводах специфике работы парогазовых установок. Одной из самых сложных проблем стал «разгон» ПГУ из-за невозможности обеспечить регулирование динамичных процессов, характерных для работы ПГУ при помощи электроприводов. В стационарных условиях регулирования медленных процессов с характерной для них инерционностью такие проблемы выходили из поля внимания специалистов.

В приводимом материале мы проведем сравнение электроприводов и пневмоприводов для работы в условиях регулирования динамических процессов на парогазовых установках.

ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОПРИВОДОВ

Электроприводы постоянного тока

Для электроприводов арматуры в основном используют двигатели постоянного тока. Рассмотрим подробнее только способы управления и особенности электроприводов на основе двигателей постоянного тока с независимым возбуждением как исполнительного устройства. Управление проводится как со стороны якоря, так и со стороны обмотки возбуждения.

При якорном управлении электродвигателем обмотка возбуждения питается неизменным напряжением постоянного тока и создает поток возбуждения. На якорь от усилителя мощности подается управляющее напряжение также постоянного тока. Выходной вал связан с объектом управления через понижающий редуктор. Скорость вращения электродвигателя пропорциональна величине напряжения.

Преимуществом якорного управления является то, что при этом может быть обеспечен достаточно большой диапазон изменения скорости вращения. Недостатком якорного управления выступает то, что усилитель должен иметь значительную мощность, поскольку по якорной цепи поступает основная часть энергии, необходимой для работы электропривода.

Динамические свойства таких электроприводов зависят от инерционности электромагнитных процессов, определяемых индуктивностью якоря и инерционностью механических процессов. Если индуктивность якоря невелика, например, в маломощных электроприводах, то учитывают только инерционность механических процессов. Сама она зависит от момента инерции якоря. Поскольку электродвигатель привода всегда связан с нагрузкой, то необходимо также учитывать ее момент инерции. Для уменьшения инерции приходится уменьшать диаметр якоря, соответственно увеличивая его в длину. Именно поэтому часто электроприводы имеют несоразмерно большую по сравнению с клапанами длину и общие размеры.

Инерционность электропривода проявляется в том, что при внезапной подаче управляющего напряжения его скорость достигает своего установившегося значения не сразу, а постепенно. В среднем, если постоянная времени электропривода составляет Т=0,3 сек, то скорость достигнет своего установившегося значения Ω уст примерно через 1 сек, поскольку длительность характерного для электроприводов апериодического переходного процесса равна (3-4)Т, рис.1.

Рис.1. Инерционность электроприводов с якорным управлением

pgu1

При управлении электроприводом со стороны обмотки возбуждения по типу полюсного управления якорь питается от сети неизменным напряжением U постоянного тока. Величину тока якоря поддерживают постоянной при помощи добавочного сопротивления. Управление двигателем привода осуществляется напряжением Uy от усилителя мощности. Поскольку основная энергия для работы электродвигателя поступает из сети в цепь якоря, то требуется усилитель меньшей мощности и управление проще, чем при якорном управлении. Скорость электропривода изменяется в небольших пределах. Так, отношение максимальной к минимальной скорости составляет до 3-4 раз.

Однако резко возникают трудности, связанные с нелинейным характером статических характеристик электродвигателя, в связи с чем полюсное управление применяют для маломощных электроприводов. В частности, большинство поворотной арматуры на вспомогательных отсечных контурах может быть реализовано на четвертьповоротных электроприводах, например, компании Jamesbury серии VALVCON.

Электроприводы переменного тока

В автоматических контурах регулирования также применяют мощные электроприводы с двухфазными асинхронными двигателями с короткозамкнутым ротором. Электроприводы переменного тока, особенно с короткозамкнутым ротором значительно проще в эксплуатации, чем электроприводы постоянного тока.

Самым распространенным является трехфазный асинхронный короткозамкнутый электродвигатель переменного тока. Однако наиболее важным с точки зрения системы регулирования является существенный недостаток таких электроприводов: очень трудно регулировать скорость вращения, что резко сужает область его применения в автоматике.

Области применения электроприводов с электродвигателями постоянного и переменного тока

Рассмотрим особенности электроприводов для контуров регулирования. Исполнительные устройства на основе электроприводов имеют жесткую и линейную механическую характеристику, рис.2.

Рис.2. Механические характеристики электроприводов на основе разных типов электродвигателей
1-Линейная характеристика электродвигателя постоянного тока
2-Нелинейная характеристика асинхронного электродвигателя переменного тока
3-Приведенная характеристика асинхронного электродвигателя с активным сопротивлением

pgu2

Электроприводы постоянного тока имеют плавную линейную механическую характеристику (рис. 2, кривая 1). При жесткой характеристике развиваемый электродвигателем момент незначительно изменяется с изменением скорости его вращения. Но механическая характеристика двухфазного асинхронного двигателя не является линейной (рис., кривая 2). Чтобы приблизить ее к линейной (рис., кривая 3) ротор электродвигателя должен иметь большое активное сопротивление. В обмотку провода приходится добавлять большое число витков тонкого провода, или использовать электродвигатели, не имеющие обмотки, где ротор выполнен в виде тонкостенного стакана из немагнитного или ферромагнитного материала. Для уменьшения момента инерции ротор часто выполняют полым. Все это приводит к росту затрат на изготовление.

Хотя собственная характеристика пневмоприводов для поворотной арматуры также имеет сложный характер, рис. 3, однако, недостатки, присущие электроприводу в нем отсутствуют.

Рис.3. Характеристика поворотного пневмопривода серии B1 компании Метсо

pgu3

Нелинейность не нарастает, сам привод не разгоняется и не требует сложных алгоритмов торможения, нелинейность нагрузки от угла открытия в большей степени связана с переводом поступательного движения поршня в поворотное движение штока, что хорошо описывается расчетными методами и легко предсказывается. Скорость, построение характеристики и мощности образуемого момента легко рассчитываются и изменяются в широких пределах в отличие от электропривода.

Как уже ясно, сложные нелинейные характеристики электроприводов приходят к необходимости разрабатывать специальные алгоритмы регуляторов, чтобы уменьшить долю возмущений, вносимых в процесс. Если открыть журнал «Теплоэнергетика», то большая часть статей по автоматическому регулированию посвящена как раз вопросам устранения нелинейности на основе многочисленных математических моделей. Однако следует учесть, что сами модели долго корректируются и уточняются по результатам настройки регуляторов в работающих тепловых схемах. К сожалению, такой путь нельзя признать выгодным для заказчиков.

Пока что трудноразрешимой задачей для производителей электроприводов является упрощение кинематических схем, уменьшение веса приводов, организация смазки на весь срок эксплуатации, обеспечение плавности хода и решение проблемы ударных нагрузок, увеличение ресурса работы и общего количества моточасов, наработки на отказ, применимость тех или иных типов редукторов. Часто изготовителям электроприводов приходится несоразмерно развивать вспомогательные подсистемы, такие как исполнительный автомат, который требуется для обеспечения работы электропривода, включая и технологические защиты.

Для работы арматуры существенно важным является надежность привода. Наличие же в электроприводе сложно сочетаемых и механически взаимодействующих между собой деталей, требования к высокой точности обработки снижают надежность приводов. Например, для снижения заеданий и износа зацеплений в планетарном редукторе качество обработки зубьев зубчатых колес редуктора должно быть очень высоко с погрешностью профиля не более 4 мкм и чистотой поверхности не более Ra 0,17. Это накладывает дополнительные проблемы на условия работы электроприводов в ПГУ и других энергетических установок. Электроприводы работают в условиях повышенной вибрации трубопровода, частых смен нагрузок, термодеформаций, дефицита смазки. Известны случаи, когда электроприводы выходили из строя уже через 2-3 недели эксплуатации.

К другим проблемам, связанным с работой электроприводов в непрерывном режиме является высокая доля тепловыделений, возникающих при частом реверсивном срабатывании электроприводов. В связи с этим, производители электроприводов накладывают ограничения на количество срабатываний электропривода. В частности, даже известные изготовители электроприводов вынуждены устанавливать в инструкциях по эксплуатации не более 940 -1200 количество срабатываний в час. Так, расчет показывает, что ограничения на количество срабатываний в час в максимально возможном количестве до 940 ходов в час составляет всего лишь одно срабатывание в 4 сек. Таким образом, весь поток среды в период между срабатываниями проходит нерегулируемым. Помножив время ожидания (отсутствие срабатывания по ограничениям электропривода) на расход легко получить потери точности расхода при регулировании.

Стандартный электропривод дает еще меньшее число включений в час. Считается хорошим показателем, если электропривод имеет количество включений в год (ежегодную наработку) не более 2,5х106. Однако это означает, что он может срабатывать не более двух раз в минуту без возможного появления неисправности. В противном случае срок службы электропривода будет существенно ниже заявленного.

Например, для электроприводов постоянного тока стандартный цикл работы составляет 80%. Это означает, что отношение между временем работы привода и временем, которое обязательно для его восстановления (охлаждения) нормируется не более 80%. Если электропривод продолжает работать за пределами лимитированного рабочего цикла, то в лучшем случае привод будет иметь тепловые перегрузки, или в худшем случае произойдет перегорание двигателя. Часто нормируются значительно более низкие значения рабочего цикла. Так, для многих электроприводов установлено значение 25% рабочего цикла, что означает, что электропривод может работать не более 25% времени и должен иметь время на останов до 75% общего времени.

Скорость электропривода, определяемая количеством оборотов в минуту, уменьшенная на передаточное число червячного редуктора дополнительно снижает возможности регулирования динамических процессов. Таблица наиболее известных электроприводов приведена в табл.1.

Табл. 1. Характеристики электроприводов, применяемых в РФ

pgu4

Как видно, даже лучшие электроприводы имеют ограничения по скорости до 20-40 м\мин. С учетом понижающего коэффициента червячной передачи до 20-60, время срабатывания арматуры с электроприводом доходит до 1,5 мин., что резко снижает возможности быстродействия. Однако, при динамическом непрерывном регулировании такая ситуация недопустима. При регулировании достаточно динамических процессов в ПГУ быстродействие, количество срабатываний, размах амплитуды, степень уменьшения переходных процессов должна быть значительно выше. Степень выполнения командного сигнала должна достигать долей секунды, а не периодов, измеряемых в минутах. Связь с потерей точности поддержания расхода, давления, температуры, уровня и пр.- очевидна.

Особой трудностью для электроприводов является ограничение количества пусков в единицу времени. Кроме того, чем мощнее электропривод, тем меньшее количество пусков в час он способен сделать, тем хуже качество регулирования. Стоимость его растет непропорционально при переходе к крупным и мощным электроприводам. Это особенно проявляется для электроприводов с электродвигателями мощностью более 1 кВт. В связи с этим производители электроприводов стремятся обычно дать предложения по электроприводам с заниженной мощностью, т.е. работающие на конкретных узлах регулирования с меньшей по расчету мощностью. Так, при расчете для обеспечения точного регулирования требуется обеспечить превышение мощности привода над номинальным расчетным моментом более чем на 40%, что часто не выполняется производителями электроприводов.

Расширение диапазона регулирования и возможность работы «с нуля» пропускной способности представляет для арматуры с электроприводами значительную сложность. Так, регулирование в повторно-кратковременном режиме в интервале от 0 до минимальных значений диапазона регулирования (ориентировочно 20-30%) не может допускаться. Причиной этому является перегрузка двигателя электропривода в указанном диапазоне, его перегрев и его дальнейший выход из строя.

Пример

Указанное явление перегрузки двигателей ЭП наблюдалось на Калининской АЭС на клапанах БРУ-К. АСУ ТП при эксплуатации, без особой надобности, включала и выключала ЭП с большой частотой при прохождении плунжером отрезка хода от 0 до h1. Это приводило к излишнему нагреву обмоток двигателя пусковыми токами, а также к повышенным значениям рабочих токов из-за высоких значений КМТС, что отрицательно сказывалось на дальнейшей работе: двигатель перегревался, срабатывала автоматическая защита двигателя, и он останавливался. Для повышения надёжности клапанов было принято решение ввести блокировку отключения ЭП клапана при прохождении его плунжером отрезка хода от 0 до 20% максимального хода. Иными словами, расстояние от 0 до 20% максимального хода плунжер клапана стал проходить без остановки. Это положительно сказалось на надёжности работы клапана, но зона для регулирования стала «мертвой».

По материалам статьи Рожков В. С., Филиппов Н. Г., Сарбаев М. Н. Повышение надёжности регулирующей арматуры для энергоблоков // Тяжёлое машиностроение, 1993, № 8. – С. 32 – 34.

По нашему мнению, основное место электроприводов для ПГУ в основном должно быть связано с регулированием стационарных процессов, тогда как применение пневмоприводов в большей степени будет характерно для регулирования динамичных процессов.

Как известно, со стоимостью владения в большей степени связаны эксплуатационные расходы. Их можно снизить при помощи планово-диагностического обслуживания. К сожалению, применение электроприводов не позволяет в полной мере обеспечить переход к планово-диагностическому обслуживанию. Используемая вибродиагностика электроприводной арматуры является весьма несовершенной. Так, виброакселерометры современных вибродиагностических систем позволяют измерять вибросигнал с 10Гц, тогда как для вибродиагностики электропривода с 1500-3000 об\мин и передаточным числом гайки 30-60 требуется чувствительность ниже 0,0005-0,04 Гц. Кроме того, не охватывается весь спектр частот виброакустического сигнала, который может составлять от 0 до 2000 Гц. Собственно виброанализаторы способны разделить измеренную частоту сигнала на 4096 полос и дать лучшие метрологически значимые величины 0,488Гц (для спектра 0-20.000Гц) и 4,88 Гц (для спектра 0-2000Гц). Это выше спектральных шумов на гайке, а для второго случая и на венцовой шестерне. Их возможные дефекты останутся в пределах общего шума. Если учесть, что на виброактивность арматуры оказывают влияние вибрации трубопровода и динамические воздействия от потока рабочей среды, то проведение диагностики виброметодами становится затруднительным.

Консольный способ изготовления традиционных электроприводов с двумя червячными передачами, большие и разнесенные габариты таких электроприводов способствует низкой надежности и в ряде случаев они не могут быть использованы на трубопроводах, рассчитанных на работу в условиях сейсмической виброактивности. Их сейсмостойкость не превышает 4х баллов по шкале Рихтера, а работоспособность без образования серьезных нарушений в работе в условиях подобных нагрузок – не более 4000 циклов.

Все механические передачи, особенно в высокоточных механизмах должны смазываться. При этом смазка должна меняться на летнюю или на зимнюю (в условиях работы вне помещений). Хотя эта проблема кажется незначительной, однако невнимание к смазке в трущихся элементах червячной пары приводит к резкому падению точности регулирования. В случае отсутствия или вытекания смазки возможен катастрофический износ червяка уже после 2-3 включений привода, особенно если червяк изготовлен из чугуна. Внутренние продукты износа легко попадают во внутренние многозвенные зубчатые пары, которые легко заклиниваются или изменяют крутящий момент.

Таким образом, вероятность точного регулирования в стандартных электроприводах не может быть достаточной при динамическом регулировании. Электроприводы с шаговым электродвигателем, используя методы механотроники, принятые в робототехнике, являются высокоточными, однако, применять их для стандартного регулирования динамических процессов пока еще экономически нецелесообразно.

pgu5

Новые методы, показанные, например, в статье «Ваттметрия. Диагностика электроприводной арматуры по мощности – возможность перехода от ремонта по регламенту к ремонту по техническому состоянию». (А. К. Адаменков и др., журнал Арматуростроение, 2\2006 г.), только начинают развиваться. Количество диагностируемых параметров собственно арматуры по такой методике на сегодняшний день составляет не более 2-5 параметров.

Электроприводы и арматура

Часто при анализе применимости приводной арматуры не рассматривается сочетаемость типа арматуры с типом привода. Хотя считается, что электроприводы способны работать практически для всех режимов (регулирование — отсечка), и для большинства типов арматуры, однако, когда речь заходит о конкретном применении, например, для регулирования динамических процессов и отсечки с гарантированным быстродействием, или при высокой частоте пусков и остановов, характерных для ПГУ, то не все типы приводов являются применимыми.

Поворотная арматура и электропривод. Применимость в ПГУ

Для привода поворотной арматуры требуется обеспечить поворот всего на 1\4 оборота при значительном крутящем моменте. Электроприводы для работы при таких условиях не являются оптимальными, поскольку требуют применения редуктора с большим передаточным отношением, а последнее звено передачи используется лишь на 1\4 оборота. Точность позиционирования при этом зависит от накопления суммарной погрешности позиционирования сложной механической передачи, включающей до 10 внутренних пар зацепления. Для работы с поворотной арматурой электропривод имеет сравнительно сложную конструкцию и более высокую удельную стоимость по отношению к стоимости собственно арматуры. Так, применение электропривода увеличивает стоимость спецификации арматуры для ПГУ более чем на 50-70%.

При применении электропривода на газопроводах ПГУ необходимо применять электроприводы во взрывозащищенном исполнении, т.к. возможное искрение в контактах недопустимо. Время открывания и закрывания крана или поворотной заслонки значительно больше, чем при использовании пневмопривода. Высокий уровень сертификации, повышенные требования к взрывозащищенности, приводят к более высокому уровню капитальных затрат. Более частые осмотры, смена и контроль смазки, низкое быстродействие и в целом более жесткий регламент технического обслуживания требуют повышенного внимания персонала и приводят к росту эксплуатационных затрат.

Многооборотный электропривод в большей степени применим к работе клапанов и задвижек, чем к работе поворотной арматуры в условиях ПГУ. Для открытия или закрытия задвижки необходимо выполнить большой ход затвора – не менее диаметра прохода, ходовая гайка или шпиндель должны сделать большое число оборотов. Это требование лучше всего обеспечивает электропривод. В справочниках по трубопроводной арматуре с автоматическим управлением электроприводы наиболее часто рекомендуются для клапанов и задвижек. В случае применения пневмоприводов (кроме МИМ для регуляторов и запорных клапанов прямого действия) применение пневмоприводов к арматуре возвратно-поступательного типа требует дополнительных механических рычажных устройств. При прямоходной установке пневмопривода на шпиндель, такие клапаны и задвижки предназначаются в основном для работы в режиме аварийной отсечки или высокого быстродействия.

Электроприводы с червячной передачей наиболее часто указываются проектантами для спецификаций арматуры ПГУ. Однако, невысокий КПД такой передачи (не более 0,5) приводит к невысокому ресурсу, не превышающему нескольких тысяч циклов, что явно недостаточно для управления регулирующей арматурой средних и больших проходов. Детали электроприводов нуждаются в регулярном обслуживании из-за вероятности повышенного износа механических передач.

Электропривод не рекомендуется применять для управления быстродействующей отсечной арматурой, если скорость ее закрытия\открытия более 50мм\с. Это связано с большим влиянием на арматуру инерционных масс привода. Так, для уменьшения инерции приходится задавать время останова двигателя и рассчитывать расстояние до полного закрытия арматуры после останова. В соответствии с паспортами электроприводной арматуры оно может составлять до 2-4 мм.

Несрабатывание электропривода на газовых контурах ПГУ, например, при падении питания, приведет к тому, что арматура «застынет» в среднем положении. Однако, для взрывоопасных сред наиболее частым требованием выступает занять одно из крайних положений – «нормально открыто» или «нормально закрыто». В этих случаях применение электропривода может уступать применению пневмопривода.

Во многих случаях, препятствием к использованию электропривода является температура трубопровода. Так, для трубопроводов с высокой температурой рекомендуется устанавливать колонковое устройство с множеством рычагов. Это в свою очередь приводит к увеличению механических звеньев и снижению надежности выполнения командных сигналов.

Одним из важных препятствий к использованию электроприводов в ПГУ является экономический фактор. Пневмоприводы существенно, в разы дешевле электроприводов. А при наличии системы сжатого воздуха, как это можно видеть в ПГУ, и опыте персонала пневмопривод всегда будет более экономичным. Тем не менее, необходимо всегда проводить экономический анализ целесообразности применения того или иного привода. Он должен базироваться не на сравнении их стоимости (в этом случае пневмопривод будет всегда дешевле) а на сопоставлении общих затрат на создание системы управления приводами и расходов на их обслуживание. При стоимости не более 500.000 руб модульной компрессорной установки, пригодной для работы в ПГУ, например, производства ЧКЗ, экономическая составляющая применения электроприводов остается под вопросом.

Пневмопривод в большей степени является пригодным для управления поворотной арматурой. Простота конструкции, надежность в работе, и высокая «диагнозопригодность» значительные создаваемые усилия на штоке, остаточный ход являются наиболее важными преимуществами пневмоприводов для условий тепловых схем ПГУ.

ПНЕВМОПРИВОДЫ

Пневматические приводы в исполнительных устройствах ПГУ, проектируемых в РФ, еще не заняли достойного их вместо дорогих электроприводов. По–прежнему, чаще используются решения на основе электроприводов. Но и сами ПГУ пока еще недостаточно внедряются на крупных ТЭС и ГРЭС. Переход еще только начался. Только в последнее время регулирующие контуры на пневмоприводах в ПГУ были реализованы на Яйвинской, Сочинской, Адлерской, Джубгинской, Невиномысской ГРЭС и др.

Возможности перевода арматуры ПГУ с электропривода на пневмопривод во многом обусловлены самой структурой оборудования и технологических схем ПГУ. Высокие требования к компримированию воздуха создают возможности для хорошего знакомства персонала с организацией организации подачи КИПовского воздуха. Качество подготовки воздуха находится на высоком уровне, воздух очищается в фильтрах и осушается для подачи его в турбину. В противном случае, из-за пригорания пыли и повышения коррозионной активности в присутствии паров воды, вероятность выхода турбины из строя резко увеличивается. Наличие пунктов подготовки воздуха является частью ПГУ. Все это создает возможности для весьма простого и быстрого перевода арматуры ПГУ на пневмопривод. В типовых схемах КИПовскую часть часто выделяют в отдельный блок.

Интересно отметить, что большой объем используемого качественного воздуха создает значительные возможности для упрощения пневмосхем и соответствующего снижения затрат. Как правило, в таких условиях экономичным может быть пневмопривод, в основе которого будет лежать разомкнутый цикл. Такие приводы исключают обратные пневмопроводы использованного воздуха и центробежный или объемный дожимные насосы, как наиболее дорогую часть системы. Воздух отбирается от центральной системы подачи воздуха в турбину и подается на пневмоприводы арматуры, а отработанный воздух стравливается в атмосферу. Использование разомкнутых пневмоприводов в узлах регулирующей арматуры особых затруднений не вызывает, поскольку для них не возникает проблемы устойчивости.

Пневмоприводы отличаются простотой конструкции, надежностью в работе, небольшими размерами и малым весом на единицу мощности. Они позволяют получить большой диапазон изменения скорости перемещения (от нулевой до максимальной), и не требуют редуктора для связи с объектом регулирования. Пневматический привод позволяет получить значительно большие скорости перемещения поршня, в связи с высокой скоростью прохождения газа в золотниковых отверстиях. В связи с этим их применение, с учетом более высокой пожаробезопасности выгоднее, чем использование гидравлического привода, который также часто рекомендуется для установки в газотурбинной части ГТУ и ПГУ. Воздух в приводе отводит выделяемое при сжатии тепло, что способствует повышению удельных нагрузок при работе привода.

С точки зрения регулирования динамичных процессов в ПГУ главным достоинством пневмоприводов является малая инерционность и, как следствие, их высокое быстродействие. Недостатками их считаются возможность утечки воздуха, изменение характеристик привода из-за изменения вязкости рабочей среды, чувствительность к загрязнениям. Однако эти недостатки по сравнению с возможностью плавного непрерывного регулирования можно считать непринципиальными. Еще более важно, что они имеют во много более раз низкую цену по сравнению с электроприводами.

Наиболее сильно эффективность применения качественной отсечной арматуры на основе пневмоприводов проявляются при оснащении газотурбинных установок. Для отсечки газа перед газовой турбиной в газовых турбинах Сименс широко применяются клапаны с гарантированным быстродействием на основе мощных пневмоприводов.

Быстродействие на контурах отсечки подаваемого газа достигается применением эффективных быстродействующих поворотных заслонок, как с металлическим, так и с мягким уплотнением с пневмоприводами. Гарантия срабатывания обеспечивается использованием интеллектуального позиционера VG, разработанного специально для работы в системах аварийной отсечки и безопасности. Он же позволяет проводить и постоянную диагностику по методике неполного хода в режиме без останова турбины.

Для этой и других турбин могут быть использованы как поворотные заслонки серии L, так и шаровые клапаны серии Т5 при больших требованиях к жесткости и надежности клапана, а также больших перепадах давлений. Средние диаметры трубопровода составляют 200-250мм.

Пример внедрения ПГУ с системой автоматического регулирования на основе пневмоприводов

Проект поставки арматуры с применением пневмоприводов в РФ был успешно реализован на Яйвинской ГРЭС (владелец – немецкая компания E-ON), В 2011 гг. успешно введена в эксплуатацию парогазовая установка ПГУ-400 электрической мощностью свыше 400 МВт и КПД около 56 %, рис. 5.

Рис. 5. Общий вид ПГУ-400 Яйвинской ГРЭС, www.eon-russia.ru, дата доступа 23.01.12.

pgu6

Основное оборудование включает энергетическую установку типа SCC5-4000F 1S с паровой и газовой турбинами и турбогенератором на одном валу, которая будет поставлена компанией Siemens AG. Мощность установки 416 МВт при КПД нетто 58,2 % и удельном расходе тепла 6,182 кДж/кВт•ч. При этом мощность газовой турбины составляет 68 % общей мощности, паровой — 32 %. Общий объем инвестиций оценивался в 16,6 млрд. рублей. Основными решаемыми задачами были экономичность, экологичность, надежность.

Реализация системы автоматического управления на пневмоприводах позволила повысить качество регулирования и снизить общую стоимость как капитальных вложений так и эксплуатации. Это внесло свой существенный вклад в улучшение режимно-балансовой ситуации в энергосистеме Пермского края, в частности, в Березниковско – Соликамском энергорайоне. Была обеспечена высокая маневренность энергоблока, что позволило оперативно реагировать на изменения схемно-режимной ситуации, повысить качество регулирования частоты и перетоков мощности в региональной энергосистеме.

Применение более динамичного регулирования на основе применения пневмоприводов позволила решить еще одну большую проблему. Учитывая сложность регулирования мощности на традиционных теплоэлектростанциях со стационарными тепловыми процессами и не могущими быстро подстраиваться под требования потребителей по предоставлению только требуемой, а не установленной мощности, ПГУ способна решить вопросы оперативного изменения нагрузки при пиковых режимах. В этом случае у потребителей появляется надежная база для планирования деятельности и выделение затрат на энергоресурс в более комфортном для себя виде. Они не станут более задумываться о приобретении собственных парогазовых установок, равняясь на возможности Яйвинской ГРЭС. Примерно таким образом строят свою энергобезопасность Уралкалий, Соликамскбумпром, АВИСМА и другие крупные промышленные потребители региона.

Компания E-on – владелец Яйвинской ГРЭС также намерена реализовать подобные решения с применением пневмоприводов на Сургутской ГРЭС 2. Общий опыт подобных технических решений компания E-ON за последние годы реализовала на 16 теплоэлектростанциях по всему миру.

Арматура, жизненный цикл проекта и удешевление стоимости владения проектом

Говоря о применении пневмоприводов необходимо особо остановиться на концептуальном подходе, который принимается для информирования инвесторов и гарантий об отдаче от инвестиций. Подход на основе пневмоприводов существенно меняет положение, при котором основное внимание уделяется только стоимости приобретения арматуры. Современная поворотная арматура, высокоинтегрированная с пневмоприводом и позиционером создает возможности для полной диагностики. Такие решения уже предлагаются компанией Метсо и некоторыми другими. Повышение диагностируемости арматуры позволяет увеличить пробег арматуры, снизить эксплуатационные расходы на проведение избыточного планового технического обслуживания, лучше управлять запчастями, избегая внеплановых простоев и штрафов от потребителей. Принимая общий срок отдачи от инвестиций в течение 10 лет, подход с точки зрения «стоимости владения» предполагает, что полностью диагностируемая арматура не будет выходить из строя, ее износ будет предсказуемым, качество регулирования будет постоянным и поддерживаться с максимальной точностью. Внеплановые простои по причине выхода из строя арматуры будут невозможны. Это будет достигнуто переходом на планово-диагностическое обслуживание и обеспечение максимальной величины коэффициента технической готовности арматуры. Для инвесторов это означает, что отдача от вложений будет максимальна, оборудование будет работать с максимальным коэффициентом использования, поступление денежных средств будет ритмичным и способно покрывать долги по обслуживания инвестиционных и кредитных линий.

Сравнивая возможности перехода на планово-диагностическое обслуживание арматуры с пневмоприводами и электроприводами, отметим, что арматура с электроприводами в таких возможностях ограничены. Производители электроприводов способны гарантировать проведение диагностики только собственных электроприводов. Даже при применении ваттметрии (новая развивающаяся технология диагностирования электроприводов и арматуры) удается диагностировать не более 2х параметров. Ими практически являются только определение заедания и чрезмерной затяжки сальникового уплотнения. Очевидно, это связано с высокой сложностью интерпретации процессов, как в электрической части, так и механической части электропривода. При этом проблемы, связанные с неисправностями или отклонениями от нормальной работы арматуры остаются за пределами внимания производителей электроприводов.

В отличие от электроприводов, благодаря простоте своей конструкции, процессы в пневмоприводах легко интерпретируются. Сочетание знаний возможных неисправностей в арматуре, пневмоприводах и позиционерах создает прочную основу для выделения арматуры в отдельный узел, легкой диагностики возможных неисправностей и быстрого перехода на планово-диагностическое обслуживание. Замена планово-предупредительного обслуживания и ремонта (ППР) на планово-диагностическое обслуживание резко снижает затраты на избыточный ремонт и создает возможности для представления данных диагностики в органы Ростехнадзора на основе данных диагностики и ведения электронных паспортов. Если учесть, что при этом не нужно снимать арматуру с трубопроводов и останавливать технологическую линию, то экономическая эффективность таких решений налицо. Примером служат крупные предприятия Финляндии, например, нефтеперерабатывающий завод Neste, останавливающийся на плановый останов только один раз в четыре года.

Высокая доля применения пневмоприводов для отсечки и регулирования традиционно наблюдается в ТЭС крупных предприятий целлюлозно-бумажной промышленности, нефтехимии, нефтепереработки и химии. Типовая ТЭС целлюлозно-бумажного комбината способна обеспечить теплом не только технологические потоки предприятия, но и город-спутник. Примером может быть практически любой моногород с крупным ЦБК – ОАО «Сегежабумпром», ОАО «Кондопога», ОАО «Соликамскбумпром» и др. По нашему мнению, оптимальным для отдельно стоящей ПГУ было бы формирование в рамках штатного расписания ставки диагноста, способного интерпретировать данные трендов, получаемых с позиционеров пневмоарматуры.

Из изложенного следует, что подход к построению системы автоматического регулирования в ПГУ, при котором будут использоваться только электроприводы, таким образом, может быть неоправдан, поскольку они имеют значительные ограничения при динамическом регулировании. В первую очередь к ним могут быть отнесены ограничения на количество срабатываний и трудности в обеспечении плавного регулирования. В большей степени требованиям, предъявляемым к динамическому регулированию, более характерном для ПГУ, отвечает регулирование на пневмоприводах.

«CASE STUDY» ПО РАБОТОСПОСОБНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ИСПОЛНИТЕЛЬНЫХ МЕХАНИЗОВ ПГУ-180 ПУНКТ ПОДГОТОВКИ ГАЗА, ПРОЕКТ МОДЕРНИЗАЦИИ, РЕГУЛИРОВАНИЕ ДАВЛЕНИЯ ГАЗА НА ВЫХОДЕ УЗЛА РЕДУЦИРОВАНИЯ, МОДЕРНИЗАЦИЯ АСУ ТП.

Подготовлено КЦ ГТУРП

Для энергоблоков ПГУ-180 в качестве ос¬новного и резервного топлива принят природный газ. Реконструкция существующей ТЭЦ предусматривает ус-тановку двух блоков ПГУ-180. Схема природного газа от ППГ до главного корпуса показана на Рис.1.

Рис.1. Схема подачи природного газа

pgu7

В составе первого пускового комплекса ус¬танавливается один блок ПГУ-180 со следующим основным оборудованием:

  • 2 газотурбинных установки типа V64.3A фирмы «Ansaldo Energia» но¬минальной гарантированной мощностью 65,8 МВт;
  • 2 паровых горизонтальных котла-утилизатора Е-99,5/13,5-7,61/0,59-542/210 двух давлений производства ОАО «Подольский машинострои¬тельный завод» (ОАО «ЗиО») производительностью 99/13 т/ч, с выход¬ными параметрами: давление 7,61/0,59 МПа, температура — 531/224 °С,
  • 1 теплофикационная паротурбинная установка Т-50/64-7,4/0,12 произ¬водства ОАО «Калужский турбинный завод» электрической мощно¬стью в теплофикационном режиме при tнв=15 °С 44,0 МВт и в конден¬сационном режиме 59,0 МВт, тепловая мощность установки, включая охладитель конденсата, в максимально-зимнем режиме составляет 148,9 МВт (128,1 Гкал/ч). С учетом водоводяных подогревателей (ВВТО) котлов-утилизаторов тепловая мощность блока в максимально-зимнем режиме будет равна 160,8 МВт (138,3 Гкал/ч). Установленная электрическая мощность блока ПГУ-180 при температуре наружного воздуха tнв=15°С в конденсационном режиме составит: 2×65,7+59,0 = 190,4 МВт.

Газ подводится в пункт подготовки газа (ППГ), где вна¬чале проходит очистку от твердых частиц в механических фильтрах, затем газ поступает на узел коммерческого учета газа пропускной способностью 131000 м /ч и далее в коллектор перед газовыми сепараторами.

Газовые сепараторы предусматриваются для очистки газа от капельной жидкости. Далее по трубопроводу газ поступает на три (2 рабочие и резервную) газодожимные компрессорные ус¬тановки (ГДК) типа 4ГЦ2-184/4,5-29УЗ мощностью электрического двигателя 5000 кВт производства ОАО «Казанькомпрессормаш», где сжимается до давления 2,8 МПа (изб.). Из здания ППГ очищенный газ через 2 ресивера объемом 100 м3 отправляется в главный корпус по двум для повышения надежности газоснабжения ГТУ трубопроводам со 100% резервом по пропускной способности для 2-х блоков ПГУ-180.

Задача пункта подготовки газа состоит в бесперебойном обеспечении топливным газом номинальным давлением 2,6 МПа 2-х газотурбинных установок (ГТУ) блока №1. Расход потребляемого газа 2-х ГТУ может меняться от нулевого до номинального значения. (43194 нм3/ч при -26°С и 0,1013 МПа). Поддержание заданного значения давления топливного газа перед ГТУ обеспечивается САУ ГДК, поставляемой комплектно с ГДК, во всем диапазоне изменения расхода потребляемого газа. Для поддержания газодожимного компрессора в допустимо рабочем режиме необходимо вне зависимости от расхода потребляемого газа ГТУ поддерживать давление газа на входе в компрессор в допустимых пределах 130÷150 кПа. Это в свою очередь обеспечивается САУ давлением газа на выходе узла редуцирования (на входе ГДК). Избыточное расчетное (рабочее) давление газа, перед газодожимными компрессорами (ГДК) обеспечивающими работу двух блоков ПГУ 180 МВт составляет 140 кПа. Давление газа поставляемого на ТЭЦ, в зависимости от сезонного и иных факторов может изменяться в диапазоне 150÷450 кПа. В целях стабилизации давления газа на входе ГДК в допустимо рабочем диапазоне компрессоров 130÷150 кПа разработан проект узла редуцирования давления природного газа в виде газового регулятора (ГР) располагаемого перед ГДК.

Узел редуцирования состоит из трех аналогичных параллельных ниток редуцирования. На каждой нитке расположены входные и выходные электроприводные задвижки и регулирующий клапан с шумоглушителем между ними. Каждая из ниток рассчитана обеспечить максимальный расход газа на один энергоблок (52000 нм3/ч). Таким образом, при номинальной нагрузке энергоблоков две нитки редуцирования газа в ГР являются рабочими, одна — резервной. При частичных нагрузках одна из ниток может быть выведена в ремонт или резерв. На выходе узла редуцирования установлены два предохранительных сбросных клапана (ПСК). Исходя из номинальной расчетной величины давления газа перед ГДК уставка срабатывания ПСК принята равной 165 кПа.

Рассматриваемый процесс поддержания давления газа на входе ГДК является непрерывным, и в свою очередь требует непрерывного контроля и регулирования параметров. Регулируемым параметром в данной системе автоматического управления является давление газа на выходе узла редуцирования. Регулирующим воздействием является расход газа, меняющийся в результате изменения степени открытия регулирующего клапана узла редуцирования.

Возмущающими воздействиями на данный процесс являются:

  • Изменение расхода потребляемого газа ГДК. Оказывает существенное влияние.
  • Изменение давления газа перед узлом редуцирования. Практически отсутствует и не оказывает существенного влияния.

Для оценки качества работы системы регулирования был произведен анализ САУ давлением газа за узлом редуцирования ППГ ТЭЦ. Согласно требованиям регламента, допустимое значение максимального отклонения давления газа за узлом редуцирования должно находиться в диапазоне 130÷150 кПа. Исходя из результатов обработки трендов, давление газа за узлом редуцирования будет находиться в диапазоне 130-150 кПа (См. Рис.2.). Следовательно, САУ давлением газа за узлом редуцирования удовлетворяет требованиям регламента в установившемся режиме.

Рис.2. Результат обработки тренда давления газа на выходе узла редуцирования.

pgu8

Однако бывают случаи, когда происходит резкое изменение нагрузки, то есть расхода потребляемого газа в следствии:

  • Открытие антипомпажного клапана ГДК.
  • Срабатывание АВР газодожимных компрессоров.

При этом возникает неустойчивый режим работы САУ давлением газа за узлом редуцирования с отклонением регулируемого параметра за допустимые регламентом пределы. В результате чего возникает угроза полного отключения энергоблока.

Рассмотрим подробнее случаи описанные выше.

1. Открытие антипомпажного клапана ГДК.
Случай произошел 13 апреля 2011 года в 09:14 утра (См. Рис.3.).

Рис.3. Диаграмма открытия антипомпажного клапана ГДК вследствие скачка напряжения секции РУСН 6кВ.

pgu9

Скачок напряжения секции РУСН 6кВ привел к повышению значения силы тока на электродвигателе ГДК-1 до срабатывания предупредительной уставки, равной 90А. Произошло полное аварийное открытие антипомпажного клапана. Этот клапан установлен на линии байпаса газопроводов всаса и напора ГДК. Полное открытие антипомпажного клапана переводит работу ГДК в режим рециркуляции для разгрузки компрессора (электродвигателя).

После перехода ГДК-1 в режим рециркуляции расход потребляемого газа практически мгновенно изменяется от номинального значения (≈37000 нм3/ч) до нулевого (≈0 нм3/ч). В результате чего давление газа за узлом редуцирования (всас ГДК) резко возрастает от 140 кПа до 312 кПа за 6 секунд. Регулирующий клапан нитки №1 узла редуцирования начинает закрываться и полностью доходит до крайнего закрытого положения через 23 с.

Давление на напоре ГДК начинает снижаться и достигает уставки срабатывания АВР ГДК, равной 2550 кПа, но включение резервного газодожимного компрессора (ГДК-2) не происходит, так как на нем формируется запрет пуска вследствие повышенного давления газа на входе в компрессор, выше 200 кПа. Запрет действует в течение 91 секунды. За это время давление газа на напоре ГДК понижается до 2140 кПа, а перед стопорным клапаном газовых турбин Ansaldo до 2058 кПа (Рис.5.), при этом практически достигнув уставки срабатывания защиты газовой турбины по понижению давления газа до 2050 кПа.

Рис 4. Диаграмма давления газа (красная линия) и расхода газа (зеленая линия) перед ГТУ-1.

pgu10

После того как давление газа на входе в ГДК снижается до 200 кПа, а непосредственно за узлом редуцирования до ≈165 кПа снимается запрет на включение ГДК-2. Происходит включение ГДК-2. Время с момента автоматического пуска из «горячего» резерва до начала подачи газа в сеть составляет не более 20 с. Давление газа перед газовыми турбинами постепенно повышается и приходит к нормальному значению, не достигнув аварийной уставки срабатывания. Разница между которой и значением давления составляла 8 кПа. Двумя часами позднее в этот же день в 11:05 (Рис.6.) случай описанный выше повторился. Длительность запрета на включение резервного ГДК составляла 120 с. И лишь меньшая нагрузка ГТУ по сравнению со случаем в 09:06 не позволила понизиться давлению газа перед стопорным клапаном ГТУ до аварийной уставки в 2050 кПа.

2.Срабатывание АВР газодожимных компрессоров.
Описываемый ниже случай произошел седьмого февраля 2011 года в 10:26 утра (См. Рис.5.).

Рис.5. Диаграмма срабатывания АВР ГДК вследствие скачка напряжения секции РУСН 6кВ.

pgu11

Как и в предыдущем случае произошел скачок напряжения секции РУСН 6кВ, что привело к повышению значения силы тока на электродвигателе ГДК-2 до срабатывания аварийной уставки, равной 100А. Произошло аварийное отключение ГДК-2. Сработал АВР ГДК. Началось включение ГДК-1. Время с момента автоматического пуска из «горячего» резерва до начала подачи газа в сеть составляет не более 20 с (из инструкции по эксплуатации ГДК). После отключения ГДК-2 расход потребляемого газа практически мгновенно изменяется от номинального значения (≈42000 нм3/ч) до нулевого (≈0 нм3/ч). В результате чего давление газа за узлом редуцирования (всас ГДК) резко возрастает от 140 кПа до 335 кПа за 4 секунд. Регулирующий клапан нитки №1 узла редуцирования начинает закрываться и полностью доходит до крайнего закрытого положения через 28 с.

Давление газа на выходе узла редуцирования начинает понижаться. Приблизительно через 20 секунд после подачи команды на включение резервного ГДК, ГДК-1 переходит из режима работы «на рециркуляцию» в режим «работа в сеть», при этом расход потребляемого газа изменяется от нулевого значения до номинального (≈42000 нм3/ч). Давление на выходе узла редуцирования понижается до 80 кПа, срабатывает АВР ниток узла редуцирования (уставка срабатывания АВР =120 кПа). По факту срабатывания АВР ниток узла редуцирования «рабочая» (нитка №1) и «доп. Рабочая» (нитка №2) переключаются на дистанционный режим управления (т.е. снимаются с автомата), переключается на автоматический режим работы «резервная» нитка (№3) после начала открытия задвижки на входе. Через 90 с после срабатывания АВР ГДК давление газа перед стопорными клапанами газовых турбин понижается до аварийной уставки срабатывания 2050 кПа, происходит аварийное отключение ГТУ-1 и ГТУ-2. По факту отключения ГТУ-1 и ГТУ-2 происходит аварийное отключение Блока №1.

Проведенный анализ системы показал, что существующая система управления на базе ПТК «Космотроника-Венец» и исполнительными электрическими механизмами удовлетворяет требованиям, предъявляемым техническим регламентом только в установившемся режиме работы энергоблока и ГДК в частности. Но в переходные режимы работы газодожимных компрессоров существенная инерционность системы управления не позволяет поддерживать регулируемый параметр в допустимых границах, что приводит к неустойчивой работе газодожимных компрессоров и предаварийной работе энергоблока в целом. У существующей САУ давлением газа на выходе узла редуцирования есть существенный недостаток – инерционность системы управления.

По проекту два ресивера, установленные на выходе ППГ (каждый емкостью 100 м3) должны обеспечить поддержание давления газа перед ГТУ 2-х блоков в допустимом диапазоне в течение 45 с после отключения ГДК. Время включения в работу ГДК равно 20 с. Следовательно, 45-20=25с остается для стабилизации давления газа на входе в ГДК. В соответствии с вышеизложенным составим требования к качеству процесса управления и техническим средствам системы управления.

Требования к качеству процесса управления:

  • В установившемся режиме поддерживать давление газа на выходе узла редуцирования равному рабочему значению (140 кПа) или в допустимо рабочем диапазоне 130÷150 кПа (статическая ошибка переходного процесса должна стремится к 0)
  • В переходных режимах работы газодожимных компрессоров в первую очередь обеспечить максимальное быстродействие (минимальные время регулирования < 25c и выброс системы), а уже во вторую – точность поддержания параметра в заданных пределах.

В данном проекте модернизации АСУ ТП Пункта Подготовки Газа предлагается произвести полную замену исполнительной части существующей САУ давлением на выходе узла редуцирования, для обеспечения быстродействия и повышения надёжности поддержания давления газа на входе ГДК в допустимых пределах.

Принципиальные решения по модернизации существующей АСУ ТП:

  • Произвести полную замену исполнительной электрической части существующей САУ давлением газа на выходе узла редуцирования на пневматическую, как в полной мере отвечающей требованиям по надежности и быстродействию.
  • Существующую АСУ ТП на базе ПТК «Космотроника-венец» оставить без изменений, как отвечающую в полной мере сформированным требованиям. Вследствие замены исполнительной части САУ дополнить необходимыми модулями сопряжения с объектом.

Модернизация системы управления узла редуцирования газа повысит надежность работы энергоблока и как следствие позволит избежать штрафов, связанных с недопоставками мощности генерирующего оборудования на Оптовый Рынок Электроэнергии (ОРЭ).

В результате модернизации на предприятии системы управления давлением газа на выходе узла редуцирования капитальные затраты составят 552659 руб. Данная система позволит сэкономить 491298 руб/год на неуплате штрафов за недопоставку мощности, определяемой способностью к выработке электроэнергии генерирующего оборудования участника ОРЭ. Модернизация системы управления приведет к увеличению налогооблагаемой прибыли до 484646 руб./год и позволило получить чистую прибыль 374983 руб./год. Срок окупаемости проекта составит 1,48 года.

ВЫВОДЫ.

По результатам расчета экономической эффективности предпочтительной является модернизация системы с использованием средств автоматизации фирмы Metso.

ПНЕВМОПРИВОДНАЯ АРМАТУРА И ТРЕБОВАНИЯ РОСТЕХНАДЗОРА

Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления (ПБ12-529-03) устанавливают особые требования взрывобезопасности при проектировании, строительстве и эксплуатации газотурбинных (ГТУ) и парогазовых (ПГУ) установок. Требования к арматуре в основном сосредоточены в п. 8 правил.

Сравним эффективность выполнения основных требований ПБ арматурой с электроприводами и пневмоприводной арматурой, табл.2.

Табл. 2. Сравнение выполнения требований ПБ в ПГУ электроприводной и пневмоприводной арматурой

pgutabl

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, пневмоприводы во многом эффективнее электроприводов применительно к регулированию динамических процессов в ПГУ. Они способны обеспечить эффективное регулирование, лучшую диагностику, ремонтопригодность и лучшее соответствие концепции удешевления стоимости владения установки. К тому же диагнозопригодность такой арматуры с пневмоприводами позволяет добиться высокого уровня безостановочной эксплуатации, при этом требования Ростехнадзор будут полностью соблюдаться на основе результатов диагностики. Наверное, поэтому Сочинская, Адлерская, Джубгинская, Невиномысская ГРЭС выбрали пневмоприводную арматуру.

Закладывание в новые проекты электроприводов для регулирующих контуров, да еще на основе МЭО с кинематическими связями, с расчетной скоростью одного оборота в течение 25 сек, как это произошло в ряде новых проектов ПГУ, по всей видимости, должно особенно привлекать внимание экспертизы и считаться проектной ошибкой…

Сейчас идет становление стандартного решения и закладывание основ проектной традиции для регулирующих контуров ПГУ, и мы предлагаем воспользоваться нашим исследованием, чтобы перейти эту критическую точку в правильном направлении.

Суриков В.Н., Руководитель КЦ ГТУРП, Санкт-Петербург
Горобченко С.Л., руководитель направления энергетики ЗАО Метсо Автоматизация, Санкт-Петербург
Голубев Н.Г., инженер ТГК -1, Санкт-Петербург