Подпрограмма запуска компенсационного насоса

5.10.4 Подпрограмма запуска компенсационного насоса

При падении давления в ГА до уровня включения компенсационного насоса происходит запуск подпрограммы его включения. Блок-схема алгоритма функционирования подпрограммы представлена на рисунке 2 приложения б. При запуске подпрограммы производится контроль состояния насоса, если он уже запущен подпрограмма прекращается, а если он отключен начинается запуск.

Сбрасывается таймер времени открытия перепускного клапана и таймер запускается и открывается перепускной клапан. Одновременно происходит запуск электродвигателя насоса. Производится контроль положения перепускного клапана и если он находится в неправильном положении происходит отключение насоса и выход из подпрограммы. По истечении времени установленного для разгрузки насосов производится закрытие перепускного клапана. Насос переходит в рабочий режим нагнетания масло в ГА. Если запуск насоса не удался генерируется сообщение с кодом ошибки.

5.10.5 Подпрограмма запуска основного насоса

Аналогична описанной выше, и отличается только наличием функций управления контроля датчика наработки.

5.10.6 Подпрограмма запуска резервного насоса

Подпрограмма запуска резервного полностью аналогична подпрограмме запуска компенсационного насоса.

5.10.7 Подпрограммы отключения насосов

Отключаются только запущенные насосы, при достижении в ГА номинального значения давления. Алгоритмы отключения для всех насосов аналогичны, только при отключении основного насоса производится дополнительно остановка счетчика наработки насоса. Блок-схемы алгоритма работы подпрограмм отключения насосов представлены на рисунке рисунке 3 приложения б.

После входа в подпрограмму производится контроль состояния насоса, если он отключен подпрограмма завершается, иначе производится открытие перепускного клапана и отключение электродвигателя по истечении времени задержки перепускной клапан закрывается. Центральному контроллеру ГЭС передается сообщение об остановке насоса.

После чего производится возврат в место вызова подпрограммы.

5.10.8 Подпрограмма контроля и корректировки уровня масла в ГА

При вызове подпрограммы корректировки уровня масла в ГА производятся следующие действия, если уровень в ГА выше верхнего уровня и пневмоклапан закрыт производится его открытие. Если установлено, уровень ниже нижнего и пневмоклапан открыт, производится его закрытие. Во всех других случаях ни каких действий не производится. Блок-схема алгоритма работы подпрограмм представлена на рисунке 5 приложения б вверху.

5.10.9 Подпрограмма контроля и нормализации температуры в сливном баке

Подпрограмма запускается при выходе температуры масла за диапазон предусмотренный рабочим режимом. Блок-схема алгоритма работы подпрограмм представлена на рисунке 5 приложения б внизу. Сразу после запуска подпрограммы проверяется не приняла ли температуры масла в сливном баке аварийное значение. Если это произошло производится передача сообщения с кодом ошибки, устанавливается флаг аварийного состояния и управления передается в точку вызова подпрограммы.

При температуре лежащей в рабочем диапазоне производится проверка необходимости включения охладителя или нагревателя или их отключения. В случае если устройства не запущены (не отключены) производится их запуск (отключение). Подпрограмма завершена, управление передается назад вызывавшему модулю.

Внедрение автоматической системы управления маслонапорной установкой гидроэлектростанции решает следующие задачи

-           Полностью автоматическая система управления маслонапорной установкой не требует участия человека в ее рабочем цикле, вследствие чего происходит высвобождение рабочих занятых на ГЭС;

-           Снижение частоты и трудоемкости обслуживания;

-           Повышение надежности системы управления.

-           уменьшение время простоя связанного с технологическим обслуживанием.

Специфика работы ГЭС предусматривает непрерывный цикл производства. Без функционирования МНУ невозможна работа всей гидроэлектростанции, а простой даже малой ГЭС мощностью 5 МВт в течения суток приносит убытки в сумме более 100000 рублей только по причине не недопроизводства электроэнергии. По этому снижение периодичности обслуживания МНУ и ее отказоустойчивость способно снизить убытки, возникающие по причине простоя оборудования.

В настоящее время строятся электростанции управляемые всего лишь одним человеком, применения автоматической системы в данном случае обязательное условие функционирования подобной ГЭС.

Как показывает многолетняя практика эксплуатации маслонапорных установок аварийная остановка ГЭС связанная с отказом традиционной системы управления возникает 2-3 раз в году, при этом простой составляет от 4 до 24 часов. Для скорейшего восстановления работоспособности МНУ требует постоянное присутствие ремонтного персонала на электростанции. А это очень дорого обходится, так как персонал практически не задействован, ведь проведения обслуживания механизмов производится в установленное время и требует не более 400 часов рабочего времени в год. Упрощение обслуживания и применение функций самодиагностики позволяют быстро выявлять причину отказа, а модульный принцип построения заменять неисправные компоненты системы. Применение системы раннего оповещения о возникающих неполадках позволяет своевременно их устранить и не останавливать ГЭС по причине аварии.

До внедрения АСУ, оператору приходилось периодически контролировать работу установки и производить корректировку ее работы. Неисправности выявлялись специально подготовленным специалистом в течении длительного времени, и устранялись как правило в течение суток. Неисправность определялась как правило после аварийной остановки ГЭС. Не возможно было диагностировать неполадки во время работы системы управления. Требовалось содержать ремонтную бригаду и нескольких операторов.

Теперь же весь контроль работы МНУ, производится с центрального пульта управления ГЭС, причем при наступлении предаварийной ситуации оператор своевременно информируется, что позволяет ему устранить неполадку, диагностика была произведена системой управления до наступления аварийной ситуации. Что позволяет уменьшить количество персонала задействованного для управления ГЭС и ее ремонта. Для обслуживания нескольких ГЭС может быть создана одна бригада ремонтников, которая обслуживала бы несколько электростанций.

Управление маслонапорной установкой требовало постоянное присутствие на станции, как минимум одного оператора, который бы контролировал работу МНУ и обслуживал ею.

Внедрение новой АСУ позволило оказаться от дополнительного оператора ГЭС, так как управление и контроль параметров ведется контроллером, а форма выходной информации позволяет сосредоточить все контрольные данные на панели рабочего места одного оператора. Такой подход позволяет централизовано получать и обрабатывать всю информацию о работе электростанции одним человеком, что повышает качество принимаемых им управляющих решений.

В условиях бурного развития техники важным является вопрос внедрения новых разработок в производство. Поэтому необходим точный расчет затрат на покупку и монтаж предлагаемого на рынке оборудования, что позволит сделать правильный его выбор.

В нашем случае происходит высвобождение 1 оператора и 1 вспомогательного рабочего производящего обслуживание АСУ.

Среднегодовая заработная плата оператора составляет 81600 руб. (6800руб * 12).

Среднегодовая заработная плата вспомогательного рабочего 42000 руб. (3500руб. * 12)

Экономию в заработной плате высвобождаемых в результате внедрения АСУ ТП работников можно определить по формуле:

З_осв = k₁k₂k₃ ּЗ_ср.р. ּ N_осв.р. + k₄k₂k₃ ּ З_{ср.вспом} ּ N_{осв.вспом};(6.1)

где k₁k₄ – коэффициенты премиальной надбавки соответственно для рабочих и инженерно-технических работников (ИТР), равны 1,4;

k₂ – коэффициент, учитывающий дополнительную зарплату, равен 1,2;

k₃ – коэффициент отчислений на социальное страхование, равен 1,356;

З_ср.р. – средняя годовая заработная плата высвобождаемых рабочих, равна 81600;

N_осв.р – число высвобождаемых рабочих, 1;

З_{ср.вспом} – средняя годовая заработная палата высвобождаемых вспомогательных рабочих, равна 42000 ;

N_{осв.итр} – число высвобождаемых вспомогательных рабочих, равно 1.

З_осв = 1,4 ּ1,2 ּ1,365ּ81600 ּ 1 + 1,4 ּ1,2 ּ1,365ּ42000 ּ1;

З_осв = 187125,12+ 96314,4 = 283439,52.

Годовая экономия по заработной плате составляет 283439,52 руб.

Стоимость оборудования, а также амортизационные отчисления на данное оборудование представлены в таблице 6.1.

Годовые затраты на ремонтные работы КТС (комплекса технических средств) АСУ ТП рассчитываются по формуле:

;(6.2)

где p_i – число условных единиц ремонтной технологического оборудования, равно 22;

Cp_i – стоимость условной единицы ремонтной сложности, равно 800 руб.

.

Годовые затраты на ремонтные работы КТС составляют 17600 руб.

Годовые затраты на электроэнергию, потребляемую КТС (комплекса технических средств) АСУ ТП, рассчитываются по формуле:

;(6.3)

- максимальная мощность внедряемого комплекса, равна 5,377 кВт;

 - стоимость 1 кВт-ч электроэнергии, равно 1,7 руб.;

Таблица 6.1

 - коэффициент берется в зависимости от количества смен работы линии, в моем случае 3 смены, равен 2,9;

 - количество рабочих часов в году, равно 2920.

- коэффициент определяющий среднюю потребляемую мощность.

.

Годовые затраты на электроэнергию потребляемую КТС составляют 15481 руб.

Годовые амортизационные отчисления рассчитываются по формуле:

;(6.4)

где  - средний коэффициент амортизационных отчислений;

 - коэффициент, учитывающий расходы на транспортировку, монтаж и наладку КТС АСУТП, равен 0,1;

Проведем расчет КТС для датчика температуры.

.

Аналогичные расчету проведем для всех компонентов системы, результаты представлены в Таблице 6.1.

 - стоимость КТС АСУ ТП, равна 19380,5 руб.

Годовые амортизационные отчисления на установленное оборудование составляют 19380,5 руб.

Годовые затраты на эксплуатацию КТС (комплекса технических средств) АСУ ТП рассчитываются по формуле:

;(6.5)

где  - годовая заработная плата рабочих, обслуживающих КТС АСУ ТП, равна 144000 (1 оператор);

- годовые амортизационные отчисления, равны 19380,5 руб.;

 - годовые затраты на ремонтные работы КТС, равны 17600 руб.;

 - годовые затраты на электроэнергию потребляемую КТС, равны 15481 руб.

.

Годовые затраты на эксплуатацию технических средств составляют 196461 руб.

Известно, что среднее годовое время простоя ГЭС, в связи с отказом САУ МНУ традиционного тапа составляет T_прост = 40 часов. Разработанная система должна простаивать как минимум на 60% меньше. И время простоя для нее составляет менее 16 часов год. Получаем дополнительное время работы ГЭС 24 часа в год. Это связано с большей надежностью разработанной системы управления МНУ предполагается использовать на ГЭС мощностью P_ном =15 МВт. Следовательно, зная стоимость одного кВтч () электроэнергии производимой ГЭС =1,7 руб. И среднегодовой коэффициент загрузки электростанции К_з (0,7) можно посчитать экономическую выгоду от повышения надежности МНУ, Рассчитаем ее по формуле:

;

.

Годовая экономия за счет уменьшения количества отказов составляет 428400 руб.

Уменьшение трудоемкости обслуживания сокращает сроки проведения плановых ТО. При ежегодном проведении работ по обслуживанию затрачивается на 36 часов меньше времени, чем с традиционной системой управления МНУ. Это связано с уменьшением числа объектов, требующих обслуживание и упрощение его проведения.

Годовая экономия за счет уменьшения объема ремонтных работ можно рассматривать как появление дополнительного рабочего времени, при котором ГЭС будет вырабатывать электрический ток. Определяется по формуле:

; (31)

Т_доп - дополнительное рабочее время связанное с уменьшением сроков планового обслуживания. К_з – коэффициент средней годовой загрузки ГЭС 0,7. Р_ном – номинальная мощность ГЭС.

;

Экономия за счет сокращения сроков технического обслуживания МНУ составляет 642600 рублей в год.

Уменьшение затрат на обучение персонала, сокращение числа обслуживаемых элементов и другие положительные эффекты являются менее значимыми на уровне описанной выше экономии от увеличения продолжительности рабочего времени однако они так же проявляются.