Проверено при - 2800 В постоянного тока

Надежность изоляции по DIN VDE 0106, часть 101

? Реакция на сбои питания (при 93 и/или 187 В)- мин. 20 мс

Темп повторения - мин. 1 с

? К. п. д. 89 %

? Входная мощность 270 Вт

? Потери мощности тип. 30 Вт

5.7 Выбор дискретных датчиков

5.7.1 Дискретные датчики уровня

Для контроля уровней а ГА и сливном баке будем использовать наиболее надежные и дешевые емкостные сигнализаторы уровня . Для сокращения числа разновидностей датчиков все шесть установленных на МНУ датчиков будут Pointek CLS фирмы Siemens. При достижение уровнем масла в ГА или сливном баке места установки какого либо датчика происходит изменение уровня вырабатываемого им сигнала с уровня «логического нуля» на уровень соответствующей «логической единице». Для всех используемых в установке дискретных датчиков уровни «логического нуля» и «единицы» составляют соответственно от - 3 до 5 В и от 13 до 30 В.

Датчики Pointek CLS обладают рядом характеристик позволяющих использовать их в нашей системе управления. Главным показателем является срок службы датчика - 25 лет. Максимальное давление жидкости составляет 10 МПа что дает возможность использовать датчики в Гидроаккумуляторах с давлением до 9 МПа. То есть на всех МНУ с воздушным гидроаккумулятором.

Технические характеристики

? Температура контролируемой среды: от -40 до +400°С

? Рабочее давление: до 100 бар

? Воспроизводимость: 2 мм

? Материал зонда: Ryton, Teflon, Kynar, нержавеющая сталь, керамика

? Степень защиты корпуса: IP65

? Крепление датчика: резьбовое и сантехническое Tpi_Clamp

? Источник питания: от 12 до250 В

? Минимальная диэлектрическая постоянная среды: 1,5

5.7.2 Датчики засорения фильтра

Для определения момента засорения масляного фильтра применяются индукционные датчики положения. Конструкция фильтров такова, что при засорении фильтрующего элемента давление на входе в фильтр возрастает. Когда оно достигает определенного уровня, происходит открытие перепускного канала, по которому масло движется в обход фильтрующего элемента исключая тем самым прекращение подачи масла через фильтр при его засорении. Датчиком контролируется перемещение перепускного клапана и как только оно достигает величины, при которой процент не очищенного масла превышает максимально возможный, датчик вырабатывает сигнал равный логической единице. Применяемые датчики положения - ВК 1-31-N-5-400-ИНД-3В производства фирмы ТЕКО г. Челябинск.

Технические характеристики

? рабочее напряжение 10-30 В;

? ток максимальный 400 мА;

? номинальное расстояние включения 5мм.

Данные датчики достаточно надежны, не требуют обслуживания и имеют не высокую стоимость. В случае отказа возможна их быстрая замена.

5.7.3 Датчик наличия конденсата

В качестве датчика наличия конденсата применяется дискретный емкостной датчик уровня. Датчик РОС-168 производства фирмы ТЕКО г. Челябинск аналогичный по конструктивному исполнению и большинству свойств описанным выше датчикам уровня фирмы Siemens, но он настроен на работу с диэлектрической проницаемостью воды. По этому он может быть погружен в масло но при этом не передаст сигнал высокого уровня. который генерируется только при достижение уровня воды в сливном баке выше уровня установки датчика. Данный датчик может питаться только постоянным током напряжения 16-30 В. Он достаточно надежен и не требует профилактического обслуживания.

5.7.4 Датчики положения перепускных клапанов

Для контроля положения перепускных клапанов насосов устанавливаются индукционные датчики положения ВК 1-31-N-5-400-ИНД-3В. Такие же датчики используемым в фильтрах очистки масла. Уровень сигнала равный логической единице вы при открытии перепускного клапана.

5.8 Аналоговые датчики

Как уже упоминалось ранее, все используемые аналоговые датчики являются датчиками тока с диапазоном 4-20 мА. Они подключаются к блоку аналогового ввода контроллера витой парой. Все датчики являются изолированными, то есть сигнальные провода не соединятся в датчике с землей.

5.8.1 Датчик давления в ГА

В качестве датчика давления масла используем SITRANS Z фирмы Siemens. Датчики этой серии относительно недорогие, очень надежные и обладают достаточной точностью. Датчик состоит из тонкоплёночной измерительной ячейки с керамической мембраной и электронной схемы, которые встроены в корпус из нержавеющей стали. Наружная монтажная резьба -- G1/2A, внутренняя -- G1/8A. Электрическое подсоединение осуществляется через угловое штепсельное соединение типа А в соответствии с DIN 43650, имеющее кабельный сальник. В эксплуатации преобразователи не требуют технического обслуживания, кроме периодической проверки нуля диапазона. Срок службы более 25 лет.

Технические характеристики

? Диапазон измерения: от 0 до 40 МПа

? Выходной сигнал: 4-20 мА

? Напряжение питания: от 10 до 36 В пост. тока

? Максимальная погрешность измерения: не более 0,25% от полной шкалы

? Диапазон рабочих температур: -25…+85°С

? Температура хранения: -50…+100°С

? Температура контролируемой среды: -30…+120°С

? Материал измерительного элемента: Al2O3_96%

? Материал измерительной камеры: нержавеющая сталь

? Масса: около 0,25 кг

? Степень защиты корпуса IP65

5.8.2 Датчик температуры в сливном баке

Для измерения температуры масла используем преобразователь термоэлектрический ПТЭ-408 ТермПром.

Назначение: преобразователь термоэлектрический ПТЭ-408 ТермПром предназначен для измерения температур жидких и газообразных химических неагрессивных сред, а также агрессивных, не разрушающих материал защитной арматуры.

? Диапазон измеряемых температур: -40…200C;

? Рабочий спай: изолированный;

? Средний срок службы не менее 8-ми лет;

? тип сигнала ток 4-40 мА;

Данный датчик дешев не требует обслуживания во всего периода эксплуатации.

5.9 Подбор коммутационное оборудование

Вырабатываемые микроконтроллером сигналы управления напряжением 24 В и током не более 0,5 А не могут быть использованы для непосредственного питания исполнительных органов МНУ. Для питания мощных нагрузок необходимо использовать специальные устройства обеспечивающие коммутацию токов высокого напряжения и большой мощности. Это могут быть электромагнитные реле или полупроводниковые устройства. В современном коммутационном оборудовании, как правило, уже имеются устройства защиты цепей от короткого замыкания и устройства контролирующие работу устройства, способные передавать сигналы при возникновении аварийных ситуаций.

Правильно подобрав коммутационное оборудование можно существенно снизить максимальный ток потребляемой системы и продлить срок службы основных элементов. Снизить затраты на техническое обслуживание.

5.9.1 Устройство плавного пуска электродвигателей

Управление электродвигателями производится с помощью устройств плавного пуска. При подаче контроллером сигнала на включение электродвигателя устройство постепенно увеличивает напряжения питания электродвигателя до номинального. Благодаря тому, что ток возрастает плавно и при включении двигателя его значение не велико происходит плавный запуск электродвигателя. В результате исключается крайне тяжелый пусковой режим работы электродвигателя и снижается значение среднего потребляемого тока двигателем тока и снижает значение максимальной нагрузки на электрические сети. Управление двигателями насосов будем производить с помощью устройств плавного пуска SIRIUS 3RW30 фирмы Siemens. Внешний вид представлен на рисунке (Рис. 5.7).

Устройство предназначено для управление трехфазными асинхронными двигателями мощностью до 55 кВт (ток до 100 А при 400 В). Имеет следующие технические характеристики:

? функции плавного разгона и останова электродвигателей

? раздельное задание времени разгона и останова (0...20 с)

? установка общего значения напряжения включения и выключения (40...100% от номинала рабочего напряжения)

? напряжение управления 24 В и 110/220 В пост и переменного тока

? имеет 3 потенциометра для задания параметров

? имеет сигнализацию режима работы

Диапазон рабочих температур: -25…+60°С

Применение подобных устройств пуска электродвигателей повышает срок службы электродвигателей и насосов. Повышает надежность системы и межремонтный период, так как производится коммутация меньших токов и отсутствуют механические контакты (не достаточно надежное устройство).

5.9.2 Вспомогательный контактор

Для управления электоклапанами насосов, пневмоклапанном и клапаном охладителя используем контактор фирмы Siemens SIRIUS 3RH11.

Используя всего один контактор с расширением до восьми групп контактов можно обеспечить управление всеми электромагнитами клапанов системы. Используемый контактор легко заменяется при истечение срока службы и не требует обслуживания. Наличие устройств ограничивающих коммутационные токи позволяет продлить срок службы контактов.

Технические характеристики

? Максимальный коммутируемый переменный ток 6 А при 230 В

? Высокая надежность контактов при малых напряжениях и токах

? 4 группы контактов в базовом варианте с возможностью расширения до 8

? Варианты исполнения с винтовыми и пружинными клеммами

? Ограничение коммутационных перенапряжений с помощью встроенных RC звеньев, диодов или варисторов.

5.10 Разработка алгоритма программы управления маслонапорной установкой

5.10.1 Специфика программирования микроконтроллеров Siemens

Для программирования микроконтроллеров фирмы Siemens S7-300 SIMATIC необходимо обладать определенными аппаратными и программными ресурсами, предусмотренными требованиям среды программирования Step7. Данные ресурсы не доступны в рамках работы над данным дипломным проектом. По этому не возможно представить работоспособную и отлаженную программу для микроконтроллера. Кроме того, реализация программы требует огромных затрат рабочего времени. Однако как основу будущего программного модуля можно представит алгоритм функционирования МНУ. В дальнейшем, при расширении алгоритма возможно будет достаточно полно описание работы системы управления МНУ. А затем на основе полученного алгоритма можно используя средства Step7 осуществить кодировку программных модулей основной программы и подключаемых модулей реализующих программу управления маслонапорной установкой ГЭС.

5.10.1 Описание алгоритма работы мну

Для удобства восприятия и повышение уровня структурирования программы алгоритм управления был разделен на основную управляющую программу и ряд подпрограмм вызываемых основной программой и описывающих поведение системы в определенных, многократно повторяющихся в течении рабочего цикла состояний.

Такая организация позволяет проводить модернизацию отдельных модулей, делает возможным создание различных модулей описывающих поведение системы в одних и тех же ситуациях, для случаев различных конфигураций системы и внешних условий. Кроме того структурированная программа удобнее для восприятия. Значительно упрощается визуализация алгоритма в виде блок-схемы.

Далее приведем описание модулей составляющих программу управления работой маслонапорной установки.

5.10.2 Основная программа управления

Основной алгоритм представляет собой последовательность действии по управлению маслонапорной установкой с момента получения команды на запуск до момента остановки. Блок-схема алгоритма представлена на рисунке Рис. О.

Сразу же после запуска и завершения пускового тестирования САУ МНУ запрашивает у контроллера ГЭС параметры работы. Температурные уставки, значения давлений в ГА при которых включаются насосы.

Затем последовательно производится опрос датчиков системы, перед пуском в ручную необходимо было накачать до номинального давления масло в гидроаккумулятор и скорректировать его уровень, если начальные условия не соответствуют расчетным, система переходи в режим аварийной остановки, передав перед этим контроллеру ГЭС сообщение о причинах остановки (код ошибки).

Снимаются показания датчика температуры и если она находится за пределами нормальной работы, производится запуск подпрограммы корректировки температуры в сливном баке.

После приведения параметров системы в норму МНУ передает сообщение о готовности к запуску. Запускается программа выбора основного и резервного насосов. У основного насоса имеется счетчик наработки, который ведет учет времени работы двигателя насоса. По достижении счетчиком значения соответствующего 100 часам наработки производится переключение насосов, т.е основной становится резервным и наоборот.

Затем если не установлен флаг S - остановки МНУ, начинается рабочий цикл.

Производится опрос датчика давления и последовательное сравнение текущего значения давления в ГА с уставками включения компенсационного, основного и резервного насоса, если давление меньше уставки включения насоса и насос находится в неработающем состоянии производится запуск подпрограммы включения насосов. Затем производится запуск подпрограммы опроса датчиков. В случае выхода какого либо из параметров на аварийный уровень производится установка флага S.

Если флаг установлен система переходит в режим аварийной остановки. Затем производится запрос системы управления ГЭС на остановку МНУ, если в этом нет необходимости, система управления МНУ продолжает рабочий цикл.

Производится новый опрос уровня давления, и если он равен номинальному производится остановка включенных насосов. Система переходит в режим выбора основного и резервного насосов, а описанный выше цикл вновь повторяется с этой точки. В противном случае происходит возврат в точку опросов датчиков, так как во время работы насосов нет смысла переключать между основным и резервным.

Если был установлен флаг остановки система переходит в режим остановки и контроллер отключает все исполнительные устройства.

5.10.3 Подпрограмма опроса датчиков МНУ

Подпрограмма опроса датчиков вызывается периодически основной программой. Она выполняет функцию сбора и контроля данных о состоянии технологического процесса, инициирует запуск подпрограмм корректировки уровня в ГА и температуры масла в сливном баке. В случае выхода какого либо параметра за пределы, предусмотренные рабочим, режимом генерируется сообщение с кодом ошибки. И если значение уровня масла, давления или температуры достигают уровня, при котором дальнейшая эксплуатация не возможна, происходит запуск режима аварийной остановки МНУ.

При входе в подпрограмму опроса датчиков производится контроль аварийных уровней и давления, в случае если какой либо из сигналов не соответствует норме устанавливаться флаг аварийной остановки и передается код ошибки центральному контроллеру ГЭС и возврат в основную программу.

Если же аварийные параметры в норме, производится контроль переполнения сливного бака, засорения фильтров и при обнаружении несоответствия значений с нормальными выдается сообщения о неполадке МНУ.

Производится контроль уровня в гидроаккумуляторе и температура в сливном баке. Если параметры отклоняются от нормального уровня производится запуск соответствующей корректирующей программы.

Перед завершением работы подпрограммы опроса датчиков все контролируемые параметры передаются управляющему контроллеру ГЭС и могут быт использованы для планирования его работы.

Контроль параметров системы необходимо производить с достаточной частотой, чтобы не пропустить момент изменения параметра. Лучшим вариантом будет вызывать эту подпрограмму по прерываниям вырабатываемым модулями сбора денных от датчиков при измени входного сигнала. Блок-схема алгоритма подпрограммы представлена на рисунке 1 приложения б.

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.

6. Технико-экономическое обоснование

6.1 Пути снижения затрат за счет внедрения системы

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.

6.2 Технико-экономические показатели эффективности от внедрения новой системы автоматизации

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.

6.2.1 Экономия в заработной плате высвобождаемых рабочих

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 М З_ср.р. М N_осв.р. + k₄k₂k₃ М З_{ср.вспом} М 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 М1,2 М1,365 М81600 М 1 + 1,4 М1,2 М1,365 М42000 М1;

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

Годовая экономия по заработной плате составляет 283439,52 руб.

6.2.2 Расчет стоимости оборудования

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

6.2.3 Годовые затраты на ремонтные работы

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.

6.2.4 Годовые затраты на электроэнергию

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

Наименование	Число единиц	Стоимость единицы, руб.	Всего, руб.	Срок службы, лет	Норма амортизации, %	Сумма амортизационных отчислений, руб.	Потребляемая мощность, кВт
1	2	3	4		5	6	7
Датчик температуры	1	6810	6810	15	6,6	494,4	0,002
Контроллер	1	284000	284000	20	5	15620	0,070
Датчик уровня дискретный	6	1200	7200	10	10	132	0,03
Датчик уровня аналоговый	1	3400	3400	10	10	374	0,02
Датчик конденсата	1	800	800	6	16,6	146,6	0,006
Датчик положения	6	250	1500	6	16,6	275	0,006
Датчик давления	1	6200	6200	9	11,1	756,8	0,008
Контактор	1	2600	2600	10	10	314	0,015
Пускатель	1	800	800	12	8,3	732,6	0,02
Устройство плавного пуска	3	7100	21300	20	5	388,5	5,2
ИТОГО	22		334610			19380,5	5,377

- 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.

6.2.5 Годовые амортизационные отчисления на оборудование

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.

6.2.6 Годовые затраты на эксплуатацию

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.

6.2.7 Экономический эффект за счет уменьшения количества отказов МНУ

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.

6.2.8 Экономический эффект за счет уменьшения сроков ремонтных работ

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.

6.2.9 Прочая экономия

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.

6.2.10 Годовая экономия от внедрения АТК

В общем случае с учетом всех перечисленных выше факторов годовая экономия от внедрения АТК рассчитывается по формуле:

Эг=Э_п1+ Э_п2+ З_осв -С^Г_АТК;(6.8)

- годовые затраты на эксплуатацию КТС, равны 196461 руб.

Эг=642600 +428400+283439,52- 196461 = 1157978

Годовая экономия составляет 1157978 руб.

6.2.11 Годовой экономический эффект

Годовой экономический эффект от внедрения автоматизации определяется по формуле:

; (6.9)

где - нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений для вычислительной техники обратный по отношению к сроку окупаемости (). В условиях рыночной экономики, по мере ускорения научно-технического прогресса, нормативные сроки окупаемости, при производстве электронно-вычислительной техники последовательно снижаются - 4; 3; 2,5 и 2 года. Это вызвано быстрым старением компьютеров, поэтому для различных отраслей промышленности =0,33;

- капитальные вложения на проектирование и внедрение АСУ ТП, приобретение КТС, проектирование и внедрение специальных технических средств и т.д., равны 678071 руб.

Годовой экономический эффект составляет руб.

6.2.12 Капитальные затраты на разработку и ввод в эксплуатацию АСУТП

Капитальные затраты на разработку и ввод в действие АСУ ТП рассчитываются по формуле:

;(6.10)

где - стоимость всех работ по разработке проекта и внедрению АСУ ТП (по договору), равна 250000 руб;

, - см. пояснение к формуле (35);

- стоимость разработки специального (прикладного) математического обеспечения (СМО) для управления технологическим процессом, равна 60000 руб.;

.

Капитальные затраты на разработку и ввод в эксплуатацию АСУ ТП составляют 678071 руб.

6.2.13 Срок окупаемости капитальных вложений

Применительно к проекту АТК для дискретных производств, т.е. требующих больших трудовых ресурсов, срок окупаемости капитальных вложений рассчитывается по формуле:

;(6.11)

- годовая экономия, равна.

Срок окупаемости капитальных вложений составляет менее 0,6 года.

6.2.14 Сводная таблица основных параметров

В таблице 6.2 приведены основные параметры эксплуатационных затрат изменившиеся после внедрения новойсистемы управления.

Вывод: внедрение автоматизированной системы управления маслонапорной установкой экономически целесообразным.

Годовой экономический эффект от внедрения системы составляет 931424 рубля.

Годовая экономия составляет 1157978 рубля.

Срок окупаемости системы составляет 0,586 года

Таблица 6.2

Статьи затрат	Единицы измерения.	Производство	Экономия (-) Увеличение (+)
		до автоматизации	после автоматизации
Заработная плата персонала	Рубли	290400	144000	-146400
Потребление электроэнергии	кВч	2,2	5,3	+3,1
Простой ГЭС в связи с аварией МНУ	Часы	40	16	-24
Время планового обслуживания	Часы	60	36	-24
Количество персонала задействованного при проведении ТО.	Человек	4	2	-2
Срок служб электродвигателей насосов	Лет	15	17	+2
Капитальные вложения и др.	Рубли	-	678071	+678071
Годовая экономия	Рубли.	-	1157978	+1157978
Годовой экономический эффект	Рубли.	-	931424	+931424
Срок окупаемости капитальных вложений	Лет	-	0,586	+0,586
Стоимость ремонта	Рубли	24000	17600	+6400

7. Охрана труда и окружающей среды

7.1 Факторы повышенной опасности связанные с эксплуатацией маслонапорных установок

Маслонапорные установки могут представлять для жизни и здоровья обслуживающего персонала серьезную опасность.

Конструкция и предназначение маслонапорной установки обусловили появление следующих опасных для жизнедеятельности человека факторов:

? наличие электроустановок питающихся током высокого напряжения;

? наличие движущихся частей;

? наличие маслопроводов высокого давления;

? наличие сосудов высокого давления.

Эксплуатация маслонапорных установок должна производится при строгом соблюдении правил эксплуатации электроустановок, сосудов высокого давления, правил противопожарной безопасности.

7.2 Правила техники безопасности при обслуживании сосудов, работающих под давлением

Персонал ГЭС задействованный при обслуживании и эксплуатации МНУ должен знать и соблюдать приведенные ниже правила техники безопасности по обслуживанию сосудов высокого давления.

Общие требования безопасности

К обслуживанию сосудов могут быть допущены лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обученные по соответствующей программе, аттестованные и имеющие удостоверение на право обслуживания сосудов, прошедшие вводный и первичный инструктаж на рабочем месте.

Периодическая проверка знаний персонала обслуживающего сосуды должна проводиться не реже одного раза в 12 месяцев.

Допуск персонала к самостоятельному обслуживанию сосудов должен оформляться распоряжением по подразделению (цеху).

Инструкция по безопасному обслуживанию сосудов должна находиться на рабочих местах и выдаваться под расписку обслуживающему персоналу.

В дополнение к данной инструкции лица обслуживающие сосуды должны руководствоваться и выполнять:

Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов работающих под давлением.

? Правила пожарной безопасности.

? Правила оказания первой помощи

? Правила личной гигиены.

Для обеспечения безопасных условий эксплуатации сосуды должны быть снабжены приборами для измерения давления и температуры среды.

? Предохранительными устройствами.

? Запорной арматурой.

Манометры не допускаются к применению в случаях когда:

? Просрочен срок поверки.

? Стрелка при отключении не возвращается к нулевому показанию шкалы.

? Разбито стекло или имеются повреждения, влияющие на правильность показания.

Поверка манометров с их опломбированием производится не реже одного раза в 12 месяцев.

Для обеспечения безопасных условий необходимо постоянно осуществлять контроль за эксплуатацией и ремонтом сосудов.

Во избежание возникновения пожара не засорять каналы обтирочным материалом не оставлять на полу масла и легковоспламеняющие жидкости.

первичные средства пожаротушения должны находиться в определенном и доступном месте.

Рабочее место и проходы должны быть освобождены от посторонних предметов.

Производство огневых работ должно осуществляться при соблюдении противопожарных мероприятий, под наблюдением ответственного лица, при наличии наряд-допуска на огневые работы.

При получении персоналом производственной травмы необходимо принять меры по оказанию первой помощи, сообщить в здравпункт и уведомить руководство цеха о происшедшем.

Нарушения правил безопасности, и непринятие мер по устранению неисправностей на сосуде влечет за собой наказание в порядке, установленном «Правилами внутреннего трудового распорядка предприятий» и ТК РФ.

Каждый работник обеспечивается спецодеждой и СИЗ согласно утвержденного перечня:

? костюм х/б Ми, тип А, Б

? рукавицы х/б

? очки защитные

До начала работы по обслуживанию сосудов высокого давления лица производящие работы обязаны:

Одеть спец. одежду, проверить исправность рабочего инструмента и средств индивидуальной защиты.

Получить наряд-допуск на производство работ.

Проверить наличие на рабочем месте переносных знаков и предупредительных плакатов.

Проверить готовность рабочего места по наряду-допуску.

До начала производства работ внутри сосуда, соединенного сдругими работающими сосудами, сосуд должен быть отделен от них и источника давления заглушками или отсоединен.

Применяемые для отключения сосуда заглушки должны быть соответствующей прочности.

Перед началом работы на приводах пусковой и запорной арматуры отключенного сосуда вывесить плакаты «Не включать, работают люди».

7.3 Правила техники безопасности применяемые персоналом ГЭС во время выполнении ремонтных работ с сосудами высокого давления

Cвоевременно устранить выявленные дефекты.

Внимательно следить за показанием приборов

Не оставлять сосуд без надзора до полного снижения давления в нем. один раз в смену проверить предохранительные клапаны (путем принудительного подрыва) с записью в журнале.

Эксплуатировать сосуд в соответствии с требованиями правил по сосудам.

Производить своевременный качественный ремонт и подготовку сосудов для технического освидетельствования.

Запрещается во время эксплуатации сосуда проведение ремонтных работ внутри сосуда или работ, связанных с ликвидацией негерметичности соединений отдельных его элементов, находящихся под давлением.

Запрещается во время ремонта проводить какие-либо конструктивные изменения сосудов, работающих под давлением без согласования с Госгортехнадзором, а также без оформления соответствующей документации.

Сосудам после ремонта и выполнением электросварочных и др. огневых работ должно быть произведено техническое освидетельствование, внутренний осмотр и гидравлическое испытание.

При работе внутри сосуда должны применяться безопасные светильники на напряжение не выше 12 Вольт. Если при техническом освидетельствовании окажется, что сосуд вследствие имеющихся дефектов находится в состоянии, опасном для дальнейшей эксплуатации, работа такого сосуда должна быть запрещена.

При сварке в сосуде следует устанавливать вытяжную вентиляцию. Рекомендуется применять переносные нормативные местные отсосы, а также подачу воздуха непосредственно под щиток сварщика. При отсутствии местных отсосов электросварщики должны применять средства индивидуальной защиты органов дыхания.

При длительной (более 1 часа) работе в сосуд вентилятором или компрессором должен подаваться воздух. В течение часа должен обеспечиваться не менее чем 3-х кратным воздухообменом.

Сварочные работы внутри емкости должны производиться под контролем не менее 2-х наблюдающих, имеющих квалификационную группу 2 по электробезопасности, которые должны находиться снаружи свариваемого сосуда. Электросварщик, работающий внутри сосуда, должен иметь предохранительный пояс, снабженный заплечными ремнями и канатом, конец которого должен находиться у наблюдающего.

При сварочных работах внутри сосуда, кроме спецодежды, защищающей от искр и брызг расплавленного металла, сварщик должен обеспечиваться диэлектрическими перчатками, галошами и ковриком.

Для защиты головы электросварщика от механических травм и поражения электрическим током должны выдаваться защитные каски из токонепроводящих материалов.

Электросварщик должен обеспечиваться щитками со светофильтром по с покрывным стеклом в соответствии с действующим стандартом.

7.4 Правила техники безопасности при обслуживании электрических частей МНУ

Перед началом работ в электроустановках необходимо выполнить организационные и технические мероприятия согласно "ПТЭ и ПТБ электроустановок потребителей".

Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность

работы в электроустановках, являются:

? оформление работы нарядом-допуском, распоряжением или перечнем работ;

? допуск к работе;

? надзор во время работы;

? оформление перерыва в работе, переводов на другие рабочие места, окончание работы.

Техническими мероприятиями, обеспечивающими безопасность работ в электроустановках, являются:

? производство необходимых отключений и принятие мер препятствующих подаче напряжения к месту работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры;

? вывеска запрещающих плакатов;

? проверка отсутствия напряжения;

? наложение заземления;

? вывеска предупреждающих и предписывающих плакатов.

Все ремонтные работы в действующих электроустановках цеха должны производиться не менее, чем двумя лицами с квалификацией одного из них не ниже 3 группы электробезопасности.

Перед каждым употреблением инструмента с изолирующими ручками и защитных средств, электромонтер обязан внешним осмотром;

? проверить исправность и отсутствие внешних повреждений;

? по клейму проверить - в установках каждого напряжения их можно использовать и срок их испытания.

Запрещается пользоваться неисправным инструментом и инструментом, срок испытания которого истек.

Дежурный, придя на дежурство, принимает смену от предыдущего, а по окончании сдает смену следующему по графику дежурному.

Принимающий смену знакомится со всеми записями в эксплуатационном журнале, проверяет и принимает материалы, инструмент, ключи, ведомости, защитные средства, журналы.

Сдающий смену ставит в известность принимающего о состоянии и режиме работы основного оборудования, об изменениях в схемах питания и управления. Сообщает об электрооборудовании, выведенном в ремонт.

Принимающий смену сообщает вышестоящему начальнику о вступлении на дежурство и о недостатках, замеченных при приемке смены.

Ремонт и обслуживание электрооборудования осуществляется одним или несколькими электромонтерами, из которых распоряжением по цеху выделяется бригадир. Квалификация бригадира должна быть не ниже 3 группы электробезопасности.

Работа в электроустановках выполняется согласно наряда-допуска с предварительным выполнением технических мероприятий согласно "ПТЭ и ПТБ" электроустановок потребителей.

При выполнении работ выполнять распоряжения руководящего электротехнического персонала цеха, за исключением распоряжений, противоречащих правилам безопасности труда рабочих или исправности оборудования.

Производство отключений и переключений в электроустановках:

? включение и отключение на распределительных силовых и осветительных шкафах производятся единолично электромонтером, имеющим квалификацию не ниже 3 группы.

? производство переключений на высоте более 1,3 от пола с приставных лестниц, подмостков и т.д. осуществляется не менее чем двумя лицами, с квалификацией одного их них не ниже 3 группы.

? Смена сгоревших предохранителей производится при снятом напряжении. При невозможности снятия напряжения смену предохранителей допускается производить под напряжением, но при снятой нагрузке. При этом необходимо применять предохранительные очки, диэлектрические перчатки, изолирующие клещи.

Смена ламп местного освещения производится:

? Смена ламп на высоте менее 1.3 м производится электромонтером с квалификацией не ниже 2 группы.

? На высоте более 2,5 м - производится не менее чем двумя лицами с квалификацией не ниже 2 группы при отключенной осветительной линии в диэлектрических перчатках.

? Смена ламп на фермах цеха, производящаяся с крана, выполняется двумя лицами с квалификацией одного и них не ниже 2 группы, а второго - не ниже 3 группы под руководством энергетика или мастера. Замена ламп производится только в дневное время при полностью отключенной осветительной линии, в диэлектрических перчатках. Лицо, производящее замену ламп, обязательно использует предохранительный пояс.

? При ремонтах осветительных установок обязательно проводится проверка правильности подключения проводов к патрону - нулевой к цоколю, фазный - к пятке патрона.

При возникновении аварийной ситуации необходимо произвести отключение от питающей линии, прекратить работы и сообщить непосредственному руководителю.

Передача смены во время ликвидации аварии при неисправности электрооборудования основных производственных механизмов запрещается и может быть допущена как исключение с письменного разрешения вышестоящего руководителя.

При получении травмы сообщить администрации и обратиться в здравпункт для оказания медицинской помощи.

Первичные средства для тушения пожара должны всегда находиться в строго определенном, легко доступном месте. При возникновении пожара необходимо немедленно сообщить в пожарную охрану (тел. 01), отключить оборудование, снять напряжение. Если отключить установку невозможно, перерубить провода с соблюдением мер предосторожности.

По окончании работ необходимо:

? привести в порядок рабочее место

? убрать материалы, электроаппаратуру, инструмент в специальные шкафы.

? Сдать электромонтеру, принимающему смену, техническую документацию, защитные средства, сделать запись в оперативном журнале и расписаться в сдаче смены.

? Вымыть руки и лицо или принять душ.

7.5 Мероприятия по обеспечению электробезопасности МНУ

Для предотвращения возникновения искры при разрядах статического электричества все технологическое оборудование, трубопроводы, емкости и т.д. заземляются.

Для ограждения токоведущих частей в практике предусматриваются сетчатые и сплошные ограждения 1,7 м. Применяют следующие защитные мероприятия от поражения человека электрическим током :

- Обеспечение недоступности токоведущих частей электроустановки (шкафы, оградительные сооружения и т.п.);

- Защитное заземление (ГОСТ 12.1.019-79. ССБТ);

- Зануление (ГОСТ 12.1.030-81. ССБТ);

- Защитное отключение (ГОСТ 12.1.030-81. ССБТ);

- Применение малых напряжений.

Расчет зануления электрического оборудования МНУ

Основной мерой защиты персонала ГЭС от поражения электрическим током при аварии электрооборудования является зануление - преднамеренное электрическое соединение металлических нетоковедущих частей электроустановки, которые могут оказаться под напряжением с землей. Назначение зануления - устранение опасности поражения током в случае прикосновения к корпусу электроустановки и другим металлическим нетоковедущим частям, оказавшимся под напряжением относительно земли вследствие замыкания на корпус и по другим причинам (ГОСТ 12.1.030-35. ССБТ).

Принцип действия зануления - превращение замыкания на корпус в однофазное короткое замыкание с целью вызвать ток, способный обеспечить срабатывание защиты и, тем самым, автоматически отключить поврежденную электроустановку от питающей сети. Кроме того, поскольку зануленные корпуса заземлены через нулевой защитный проводник, то в аварийный период проявляется защитное свойство этого заземления - снижение напряжения корпусов относительно земли. Схема зануления многодвигательной установки (МНУ) представлена на рис. 7.1.

Для того, чтобы снизить опасные потенциалы при замыкании на корпус, используются повторные заземлители с сопротивлением заземлителя не более 10 Ом.

Питание подводится алюминиевым проводом сечением 25 мм, а роль нулевого проводника выполняет стальная полоса сечением 50 мм.

Приведем типовой расчет зануления для электроустановок.

При использовании зануления оборудования МНУ должны быть выполнены следующие условия:

Iкз = k*Iном , (7.1)

где - коэффициент кратности номинального тока Iном (А) плавкой вставки предохранителя, k=3.

Номинальным током плавкой вставки Iном называется ток, значение которого указано непосредственно на вставке заводом-изготовителем. Номинальный ток Iном в помещении 40 А. Значение Iкз зависит от фазного напряжения сети и сопротивления цепи, в том числе от полного сопротивления трансформатора Zт, фазного проводника Zф, нулевого защитного проводника Zнз, внешнего индуктивного сопротивления петли "фазный провод - нулевой защитный провод" (петли "фаза-нуль") Xп, активного сопротивления заземлений нейтрали обмоток трансформатора Rо и повторного заземления нулевого защитного проводника Rп. Поскольку Rо и Rп, как правило, велики по сравнению с другими сопротивлениями, ими можно пренебречь.

Выражение для Iкз будет иметь вид:

Iкз = Uф/(Zт/3 + Zп), (7.2)

где Zп = Zф + Zнз + Xп - комплексное полное сопротивление петли "фаза-нуль".

Удельное сопротивление фазного провода:

p = 0,028 (Ом*мм)/м , Sсеч = 25 мм,

отсюда сопротивление фазного провода :

rф = р * (Lф / Sф) = 0,028 * 300 / 25 = 0,336 Ом.

Удельное сопротивление нулевого провода: