2.5 Программирование контроллера

Программирование микроконтроллера возможно двумя путями:

- программировать микроконтроллер с помощью программ, предоставляемых разработчиками контроллера (RS Logic);

- осуществить программирование микроконтроллера с помощью компоненты TRACE MODE - SOFTLOGIC.

Мною было принято решение о программирование контроллера с помощью встроенного приложения SOFTLOGIC.

Для программирования алгоритмов функционирования разрабатываемого проекта АСУ в TRACE MODE 6 включены языки:

- Техно ST;

- Техно SFC;

- Техно FBD;

- Техно LD;

- Техно IL.

Данные языки являются модификациями языков ST (Structured Text), SFC (Sequential Function Chart), FBD (Function Block Diagram), LD (Ladder Diagram) и IL (Instruction List) стандарта IEC61131-3.

Программы и некоторые их компоненты (функции, шаги и переходы SFC и т.п.) могут быть разработаны на любом из встроенных языков в соответствующем редакторе, при этом языки для программы и ее компонентов выбираются независимо.

Для создания и редактирования свойств аргументов, переменных, функций и структурных типов программы, а также для использования в программе функций из внешних библиотек в интегрированную среду разработки проекта встроены специальные табличные редакторы.

TRACE MODE 6 имеет также средства для отладки программ.

При компилировании программного кода происходит преобразование программного кода в машинный код микроконтроллера с помощью имеющихся драйверов в составе TRACE MODE 6.

Листинг программного кода представлен в приложении Е. Программный код был создан на основе алгоритмов представленных ниже.

2.6 Разработка алгоритмов работы объекта автоматизации

2.6.1 Алгоритм подготовки в предпусковую готовность

Алгоритм подготовки в предпусковую готовность используется в случае если газоперекачивающий агрегат готовится к пуску или переводится в горячий резерв (без раскрутки газотурбинного двигателя стартером). Данный алгоритм изображен на рисунке Д.1. приложения Д. Учитывая, что из пяти газоперекачивающих агрегатов может быть использовано постоянно от трех до четырех ГПА, можно утверждать, что постоянно как минимум один из газоперекачивающих агрегатов постоянно находится в состоянии предпусковой готовности.

При старте алгоритма производится контрольная проверка состояния кранов и клапанов, как самого газоперекачивающего агрегата, так и кранов цеховой обвязки. Затем, производится перевод кранов и клапанов в соответствующее положение, после чего происходит контрольная проверка. В случае если по какой-либо причине кран находится в противоположном от необходимого состояния, происходит предупреждение оператора об отказе запорной арматуры и перевод в предпусковую готовность отменяется.

Когда краны и клапаны установлены в необходимое состояние, производится включение электростартера двигателя. После этого происходит раскрутка двигателя. Обороты раскрутки удерживаются на уровне не выше 300 об/мин.

После этого происходит проверка температуры и уровня масла маслосистеме двигателя и нагнетателя. В случае если масла в маслосистеме не хватает, происходит его долив. Долив осуществляется посредством включения насоса масла. В случае если температура ниже нормы, происходит включение тэны нагревателя масла. После этого происходит повторная проверка уровня масла и его температуры. В случае повторного отклонения параметров от нормы происходит остановка перехода в предпусковую готовность.

Затем происходит переключение топливного регулирующего крана в минимальное положение. После этого происходит закрытие стопорного и воздухозаборного клапана с последующей проверкой выполнения операции.

Следующей операцией происходит проверка подачи напряжения на узлы и агрегаты. В случае если обнаруживается, что напряжение отсутствует осуществляется запрос оператора на следующее действие. После этого осуществляется проверка нажаты ли кнопки аварийного или нормального останова. В случае если они были нажаты, происходит выход из режима предпусковой готовности [13].

2.6.2 Алгоритм холодной (технологической) прокрутки

Алгоритм холодной (технологической) прокрутки, представлен на рисунке Д.2 приложения Д, осуществляется в случае если было принято решение о пуске двигателя и есть необходимость проверить работоспособность газоперекачивающей установки.

При выполнении алгоритма холодной (технологической) прокрутки в начале осуществляется алгоритм подготовки в предпусковую готовность. Сам алгоритм активизируется только в случае если кнопка «Пуск двигателя» на операторском мониторе нажата. Затем включаются маслонасосы смазки системы смазки газотурбинного двигателя и нагнетателя. После определенной в 10 секунд задержки происходит проверка давления масла в маслосистеме нагнетателя и маслосистеме двигателя.

В случае если давление масла в системе смазки и уплотнения не достаточно происходит останов системы с предупреждением оператора о сбое в системе. Включение насосов маслосистемы осуществляется последовательно. Вначале запускают маслонасос смазки нагнетателя, за ним с задержкой в 40 секунд включают маслонасос уплотнения нагнетателя. Одновременно с этим осуществляется пуск алгоритмов управления маслонасосом смазки 1(2) (включение/отключение) и управления маслонасосом уплотнения 1(2) (включение/отключение). После задержки в 20 секунд осуществляется включение нагнетающего электрического маслонасоса двигателя и одновременно осуществляется пуск алгоритмов управления нагнетающим электрическим маслонасосом двигателя (включение/выключение) и управления откачивающим электрическим маслонасосом двигателя (включение/выключение). После этого осуществляется проверка давления масла откачки. По завершение проверки система управления проверяет какой из двух режимов выбран: режим холодной прокрутки или режим технологической прокрутки. Если выбран режим холодной прокрутки, то осуществляется задержка в 180 секунд, в противном случае задержка составляет 900 секунд. Затем электрический стартер двигателя выключается. Затем, как только обороты компрессора низкого давления достигнут значения менее 300 об/мин осуществляется задержка в 20 секунд. После задержки отключается маслонасос уплотнения, а еще через 80 секунд отключается маслонасос смазки двигателя и нагнетателя [13].

2.6.3 Алгоритм комплексной проверки кранов

Так же как и предыдущий алгоритм осуществляется для проверки работоспособности системы при пуске газоперекачивающего агрегата. Алгоритм изображен на рисунке Д.3 приложения Д. Как и в предыдущем алгоритме, вначале осуществляются предпусковые условия, чтобы начать алгоритм комплексной проверки кранов. Прежде чем приступить к выполнению самого алгоритма, осуществляется проверка нажата ли кнопка «Проверка кранов». Если кнопки нажаты, то осуществляется пуск маслонасоса смазки двигателя и нагнетателя. После задержки в 10 секунд осуществляется проверка давлений масла в маслосистемах двигателя и нагнетателя. Затем включается маслонасос уплотнения и осуществляется проверка масла в гидроаккумуляторе масла. Выполнив задержку в 40 секунд, осуществляется проверка масла в уплотнении нагнетателя. Если все в норме, то происходит открытие крана №4. После задержки в 20 секунд осуществляется проверка перепада давления на кране №1. При достижении необходимого перепада давления осуществляется открытие крана №1. Через 20 секунд осуществляется закрытие кранов №5 и №9. По истечении задержки еще в 20 секунд, выполняется открытие крана №12. После контроля выполнения операций с кранами происходит обратный процесс: закрывается кран №12, после 20 секунд открывается кран №9 и завершает алгоритм закрытие крана №1 [14].

2.6.4 Алгоритм автоматического пуска

Алгоритм разработан для автоматического пуска газоперекачивающего агрегата, рисунок Д.4 и Д.5 приложения Д. Осуществляется он только при условии, что все предпусковые условия выполнены. Далее идет проверка на наличие газа в нагнетателе. Если газа в нагнетателе нет, то осуществляется следующее: необходимо включить маслонасос смазки двигателя и нагнетателя. Затем, после задержки в 10 секунд проверить давление масла в маслосистемах двигателя и нагнетателя. Затем необходимо включить маслонасос уплотнения после задержки в 40 секунд осуществляется проверка уровня масла в гидроаккумуляторе масла, а затем проверить давление масла в уплотнении нагнетателя. После чего необходимо закрыть кран №5. Теперь необходимо открыть кран №4 и после 20 секунд задержки (как перепад давления на кране №1 упадет и давление газа в нагнетателе достигнет 1МПа) включить управление нагнетающего и откачивающего маслонасоса двигателя, после чего подать команды закрытие крана №9 и открытие крана №1. После 20 секундной задержки необходимо открыть кран №12 и закрыть кран №4. После этого включить управление клапаном перепуска расхода. Затем проверить давления масла в узлах газоперекачивающего агрегата и осуществить пуск ГПА. Пуск включает в себя запуск таймера Т=285 секунд. При старте таймера одновременно включается электростартер на первую скорость. Когда таймер досчитает до 170 секунд переключить электростартер на вторую скорость. Когда таймер досчитает 185 секунд, то необходимо включить плазменный воспламенитель и настроить импульсный клапан перепуска газа на частоту открытия 1 секунда. Когда таймер досчитает до 195 секунд, следует открыть стопорный кран и дождавшись, когда таймер досчитает 203 секунд необходимо закрыть клапан перепуска газа и выключить плазменный воспламенитель. И когда таймер досчитает до 285 секунд или обороты компрессора низкого давления достигнут отметки 2150 оборотов в минуту или выше следует отключить стартер. После 600 секундного прогрева двигателя следует увеличить подачу топливного газа, дождаться, когда обороты турбины нагнетателя достигнут 3700 оборотов в минуту. Затем осуществляется прогрев по оборотам турбины нагнетателя 300 секунд. Затем включается алгоритм управления воздушным охлаждением двигателя. Как только обороты турбины нагнетателя достигнут 4200 оборотов в минуту, следует отключить основной маслонасос уплотнения. И после 30 секундной задержки отключить маслонасос смазки и перейти на режим кольцо, а затем магистраль [13].

2.6.5 Алгоритм нормального останова

Алгоритм нормального останова применяется, в случае если принято решение об останове газоперекачивающего агрегата. При нормальном останове происходит останов в «щадящем» режиме. Данный алгоритм изображен на рисунке Д.6 приложения Д.

Чтобы нормальный останов проходил в правильной последовательности, необходимо, чтобы газоперекачивающий агрегат перешел в режим кольцо. Для этого вначале происходит проверка нажатия кнопки «Нормальный останов», если кнопка не нажата, то алгоритм заканчивается. Если в начале останова ГПА находился в режиме «магистраль», то его необходимо перевести в режим «кольцо». Затем происходит проверка по оборотам турбины нагнетателя. Как только обороты турбины нагнетателя достигнут необходимого значения происходит следующее. Включается основной маслонасос смазки, после десятисекундной задержки включается основной маслонасос уплотнения. Затем задействуются следующие алгоритмы: управление откачивающим и нагнетающим электрическими маслонасосами двигателя, управление воздушным охлаждением двигателя, управление вентилятором воздухозаборной камеры, управление вентилятором аппаратом воздушного охлаждения маслосмазки двигателя и управление вентилятором аппаратом воздушного охлаждения маслосмазки нагнетателя. После 600 секундной задержки, служащей для охлаждения системы, необходимо открыть кран №12, стопорный кран закрыть, кран №9 открыть. Как только обороты турбины нагнетателя опустятся ниже значения 3700 оборотов в минуту, и обороты компрессора низкого давления будут ниже 300 оборотов в минуту. Происходит закрытие крана №1, а крана №5 открытие. Затем включается таймер Т=300 секунд. В течение этих 300 секунд должны произойти следующие события. Как только давление газа в нагнетателе упадет ниже 21 кПа необходимо отключить маслонасос уплотнения. По истечении времени таймера происходит отключение маслонасоса смазки [14].

2.6.6 Алгоритм аварийного останова

Алгоритм аварийного останова, рисунок Д.7 приложения Д, применяется в случае, если были достигнуты аварийные значения, то есть технологические параметры, которые могут привести к поломке или порче оборудования. Режим аварийного останова в отличие от режима нормального останова происходит в сжатый промежуток времени.

При активации режима аварийного останова автоматически происходят включения следующих алгоритмов:

- алгоритм управления клапана перепуска расхода (открытие/закрытие);

- алгоритм управления откачивающим электрическим маслонасосом двигателя (включение/отключение);

- алгоритм управления нагнетающим электрическим маслонасосом двигателя (включение/отключение);

- алгоритм управления воздушным охлаждением двигателя (включение/отключение).

В случае если в ГПА пожар, то активизируются следующие алгоритмы:

- алгоритм управления вентилятором воздухозаборной камеры (включение/отключение);

- алгоритм управления вентилятором аппарата воздушного охлаждения маслосистемы двигателя (включение/отключение);

- алгоритм управления вентилятором аппарата воздушного охлаждения маслосистемы нагнетателя (включение/отключение);

- алгоритм управления вентилятор вытяжной укрытия нагнетателя;

- алгоритм управления вентилятор приточный укрытия нагнетателя (ВПУН-1 и ВПУН-2).

Затем происходят следующие операции: закрывается клапан перепуска газа, электростартер отключить, включаются основные маслонасосы системы и маслонасосы уплотнения, стопорный кран закрывается и включается звуковая сигнализация. После этого закрываются краны №12, 2, 1 и открывается кран №9. После задержки в 15 секунд происходит проверка оборотов компрессора низкого давления и турбины нагнетателя. Если выбран режим аварийного останова со стравливанием газа, то происходит следующее. Открывается кран №5. включается таймер Т=300 секунд. Далее идет проверка давления газа в системе нагнетателя. Как только давление достигнет требуемого уровня, отключается маслонасос уплотнения. Таймер, достигнув значения Т = 300, отключает маслонасосы смазки нагнетателя [14].



2.7 Разработка операторского интерфейса

Операторский интерфейс должен отвечать следующим функциям:

- должен отображать максимальное количество информации о технологическом процессе без перегрузки для оператора;

- прост и доступен для любого уровня пользователя (интуитивно понятный интерфейс);

- иметь защиту от несанкционированного воздействия;

- иметь защиту от неправильных или случайных ошибочных действий оператора.

Весь процесс управления перекачкой газа был разделен на следующие этапы (уровни):

а) уровень цеха. На этом уровне отображается цеховая обвязка и все газоперекачивающие агрегаты изображены на рисунке 2.2;

б) уровень ГПА. Здесь отображены и выделены 4 объекта:

1) двигатель изображен на рисунке 2.3;

2) нагнетатель изображен на рисунке 2.4;

3) система смазки двигателя изображен на рисунке 2.5;

4) система смазки нагнетателя изображен на рисунке 2.6;

в) уровень технологического параметра, отображает всевозможные тренды температур, давление, перепадов давлений, уровни и расход изображен на рисунке 2.7.

Все кнопки на экранах выполнены в виде кнопок меню. По нажатию оператору предоставляется возможность выполнить ту или иную операцию по управлению тем или иным устройством, находящимся в том отсеке, как показано на рисунке 2.8. Этим достигается удобство управления.

Навигация по проекту осуществляется как с помощью горячих клавиш, так и по нажатию на соответствующую кнопку.



Рисунок 2.2 - Цеховая обвязка

Рисунок 2.3 - Экран двигателя

Рисунок 2.4 - Экран нагнетателя

Рисунок 2.5 - Экран системы смазки двигателя

Рисунок 2.6 - Экран системы смазки нагнетателя

Рисунок 2.7 - Экран трендов давления

Рисунок 2.8 - Пример динамически появляющейся панели



3. Расчет надежности

3.1 Описание агрегата

Агрегат газоперекачивающий ГПА-Ц1-16С/76-1,5 представляет собой блочно-контейнерный автоматизированный агрегат с газотурбинным конвертированным судовым двигателем ДГ90Л2 мощностью 16 МВт, центробежным компрессором на конечное давление 7,45 МПа (76 кгс/см²) с отношением давлений 1,5, микропроцессорной системой автоматического управления с антипомпажным регулированием и предназначен для использования на дожимных компрессорных станциях.

Агрегат изготавливается в климатическом исполнении «УХЛ» категории размещения 1 по ГОСТ 15150 и обеспечивает нормальную работоспособность при температуре окружающего воздуха от 218 К (минус 55°С) до 318 К (плюс 45 °С) и относительной влажности до 100%, а также при наличии осадков (дождь, снег, туман). Сейсмичность района установки агрегата до 7 баллов но шкале МSК-64 [13]. Устройство и работа агрегата были достаточно подробно рассмотрены в первой главе.

3.2 Возможные неисправности и способы их устранения

При возникновении неисправности необходимо в первую очередь проверить исправность системы автоматического управления и регулирования (САУ и Р). В таблице Ж.1 приложения Ж приведены примеры возможных неисправностей возникающие при работе ГПА, причины и методы устранения [14].

При возникновении неисправностей, отказов в работе и т.п. производится останов ГПА. Останов подразделяется на:

- нормальный;

- вынужденный;

- аварийный.

Алгоритм нормального останова, представлен на рисунке Д.6 приложения Д, применяется, в случае если принято решение об останове газоперекачивающего агрегата. При нормальном останове происходит останов в «щадящем» режиме.

Нормальный останов агрегата производят согласно соответствующему разделу «Инструкции оператора по управлению ГПА». Нормальная остановка агрегата производится только после окончания пуска при работе ГПА на режиме «Кольцо» или «Магистраль» после нажатия на кнопку «Нормальный останов». После нажатия на кнопку, остановка производится автоматически в соответствии с алгоритмом САУ ГПА.

При нормальной остановке с режима «Магистраль» агрегат автоматически переходит на режим «Кольцо», а затем выполняется программа нормальной остановки с режима «Кольцо». Длительность программы нормальной остановки не более 850с

Аварийный останов служит для защиты оборудования агрегата при нарушении технологических параметров. Невыполнении команд, несоответствии положения исполнительных механизмов. При угрозе безопасности обслуживающему персоналу.

Аварийный останов производить согласно соответствующему разделу «Инструкции оператора по управлению ГПА».

Аварийная остановка агрегата служит для защиты оборудования агрегата при нарушении технологических параметров, невыполнении команд, несоответствии положения исполнительных механизмов, при угрозе безопасности обслуживающему персоналу.

Аварийная остановка ГПА происходит автоматически в соответствии с алгоритмов САУ ГПА при срабатывании защит (в случае отклонения параметров от допустимых) или нажатии на кнопку 2Аварийный останов». Кнопка аварийной остановки расположена на щите управления ГПА и на местной панели управления блока автоматики. Длительность аварийной остановки до полной остановки нагнетателя -не более 800с.

Аварийная остановки ГПА должна быть осуществлена нажатием на кнопку аварийной остановки в следующих случаях:

- при наличии угрозы безопасности обслуживающего персонала;

- пря появлении постороннего звука или шума в одном из узлов агрегата;

- при отклонении параметров от допустимых величин и несрабатывании защит;

- при воспламенении масла или газа в любом блоке ГПА;

- при наличии больших течей масла из маслопроводов агрегата;

- при прорыве газа в контейнер нагнетателя.

Если при нажатии на кнопку аварийной остановки агрегат не останавливается, то его необходимо остановить вручную закрытием кранов №12, 11, а затем кранов №1, 2, 6 и открытием кранов 5, 9, 10.

По прохождении аварийной остановки обслуживающий персонал должен следить за правильной перестановкой кранов. После аварийной остановки агрегата следует выяснять его причину и до устранения ее повторный пуск агрегата не производить. Сразу после остановки агрегата необходимо произвести холодную прокрутку с целью предотвращения заклинивания роторов двигателя [22].

3.3 Регламент ремонтов

3.3.1 Общие положения

Ремонт и техническое обслуживание ГПА производятся в соответствии с действующими нормативными актами, и «Регламентом технического обслуживания и ремонта ГПА» (далее Регламент) [22].

Регламент разработан для ремонтно-технического обслуживания ГПА, составления графиков проведения ремонтов, формирования объемов ремонтных работ на компрессорных станциях ОАО «Газпром». Регламент является составной частью пакета нормативно-технической документации, регламентирующей систему технического обслуживания и ремонта. В состав пакета нормативно-технической документации входят и другие документы - технические требования на ремонты, нормативы трудозатрат, прейскурант, инструкции заводов-изготовителей, которые используются для планирования, организации, обоснования затрат технического обслуживания и ремонта на прогнозируемый период. Предлагаемый регламент используется как для укрупненного, так и для индивидуального по агрегатам, планирования на прогнозируемый период и при этом не отменят инструкций заводов-изготовителей оборудования [22].

Целью регламента является достижение оптимального сочетания требуемого уровня надежности и затрат на ремонтно-техническое обслуживание ГПА.

Документ разработан на основе анализа действующей системы технического обслуживания и ремонта ГПА в газотранспортных и газодобывающих обществах, а также документации: инструкций по эксплуатации и ремонту заводов-изготовителей оборудования, регламента технического обслуживания РТМ 108.022.105-77 [23] и других документов. Такой подход при разработке документа обеспечивает приемлемую точность при планировании, определении объемов и обоснованию затрат на обеспечение надежной, эффективной и безопасной эксплуатации парка агрегатов.

Документ не отменяет действующие инструкции и правила технического обслуживания и ремонта в части методики выполнения этих работ. В документе регламентируются виды ремонтов, периодичность проведения, состав работ при ремонтах.

В регламенте рассматриваются плановые ремонты (текущий, средний, капитальный) на газоперекачивающих агрегатах.

Работы, проводимые при техническом обслуживании на остановленном по наработке агрегате и установленные документацией заводов-изготовителей, связанные с разборкой и ревизией, входят в состав плановых (текущих, средних) ремонтов, так как ревизия обычно связана с ремонтом или заменой узлов и деталей.

Плановые ремонты поглощают в себя указанные в инструкциях заводов-изготовителей работы по техническому обслуживанию ГПА, что отражено в перечнях и составах работ, представленных в приложениях документа.

Плановые ремонты проводятся комплексно на всем оборудовании, входящем в состав ГПА. Сроки технического обслуживания и ремонта вспомогательного оборудования и систем, в том числе: САУ, КИПиА, электрооборудование, должны увязываться с ремонтом основного оборудования (ГТУ, ЦБН) при всех видах ремонтно-технического обслуживания.

При выработке агрегатом ресурса (или при техническом состоянии близком к выработке ресурса) должно планироваться проведение капитального ремонта с расширенным составом работ по продлению (восстановлению) ресурса, замене (реновации) базовых узлов и систем, с увеличенным объемом работ и соответственно затрат на проведение ремонта. Планирование и проведение такого ремонта проводится по отдельному обоснованию в установленном порядке с отражением нормативов трудоемкости и потребности в материально-технических ресурсах.

Регламент является обязательным для всех организаций, осуществляющих эксплуатацию и ремонт ГПА [22].

3.3.2 Система технического обслуживания и ремонта ГПА

В данном документе рассматривается планово-предупредительная система технического обслуживания и ремонта ГПА. Система предусматривает следующие виды технического обслуживания и ремонта:

а) техническое обслуживание на работающем агрегате:

1) ежедневное;

2) еженедельное;

3) ежемесячное;

4) техническое обслуживание при определенной наработке агрегата (1000, 1500 часов, и т. Д.);

б) техническое обслуживание агрегата, находящегося в состоянии резерва:

1) при выводе агрегата в резерв;

2) еженедельное;

3) ежемесячное;

в) плановые ремонты:

1) текущий (ТР1, ТР2);

2) средний (СР);

3) капитальный (КР) [24].

Техническое обслуживание на работающем и находящемся в состоянии резерва агрегате выполняет эксплуатирующая организация.

Периодичность, конкретный состав работ, выполняемых при техническом обслуживании, по каждому типу ГПА определяются нормативными документами надзорных ведомств (Госгортехнадзор России, МЧС России и др.), документацией заводов-изготовителей оборудования, инструкциями по эксплуатации, должностными инструкциями обслуживающего персонала [25].

Техническое обслуживание на работающем и находящемся в состоянии резерва агрегате в данном документе не рассматривается. В Регламенте рассматриваются плановые ремонты на газоперекачивающих агрегатах. Плановые текущий, средний, капитальный ремонты на остановленном по наработке агрегате выполняются специализированной ремонтной организацией.

При плановых ремонтах выполняются работы по разборке, очистке, дефектации, ремонту, замене узлов и деталей, продлению ресурса, сборке и испытанию. Ремонты включают в себя также работы, установленные документацией заводов-изготовителей оборудования при техническом обслуживании на остановленном по наработке агрегате.

Плановые ремонты проводятся комплексно на всем оборудовании, входящем в состав ГПА и непосредственно влияющем на надежность и безопасность эксплуатации [22].

Сроки проведения ремонта вспомогательного оборудования, САУ, КИП, электрооборудования и др. должны увязываться с ремонтом основного оборудования (ГТУ, ЦБН) при всех видах ремонта.

Плановые ремонты назначаются при определенной наработке в зависимости от типа агрегата [25]:

- текущий ремонт производится при наработке 1000ч6000 часов;

- средний ремонт производится при наработке 8000ч16000 часов;

- капитальный ремонт производится при наработке 20000ч25000 часов.

Регламент ремонта рассчитан на нормальную эксплуатацию газоперекачивающего агрегата (качественный топливный и технологический газ, номинальная нагрузка ГПА, класс использования ГПА - базовый согласно ГОСТ 28775-90 и т. д.). При отклонении параметров эксплуатации ГПА от нормальных периодичность проведения и состав работ могут изменяться и определяются в установленном порядке [27].

На стадии опытной эксплуатации новых типов ГПА в начальный период эксплуатации ГПА может быть установлена меньшая периодичность проведения регламентных работ на период доработки конструкции ГПА, что определяется в установленном порядке.

Все работы ремонту ГПА должны выполняться в соответствии с настоящим документом и действующими инструкциями по техническому обслуживанию и ремонту конкретных типов ГПА.

При выработке агрегатом в целом или отдельным его оборудованием назначенного ресурса (или при достижении агрегатом близкого к нему технического состояния) планируется проведение капитального ремонта (комплесного) с продлением (восстановлением) ресурса, заменой (реновацией) базовых узлов и систем, с увеличенным объемом ремонтных работ.

Решение о выполнении такого ремонта принимается в установленном порядке с обоснованием увеличенных финансовых затрат и материально-технических ресурсов на проведение работ. Решение о замене или капитальном ремонте, комплексности проведения работ при ремонте конкретного оборудования ГПА принимает эксплуатирующая организация с необходимым обоснованием [22].

3.4 Периодичность обслуживания ГПА-Ц-16

Периодичность проведения ремонта установлена на основании документации заводов-изготовителей на ГПА в целом и отдельного оборудования и опыта эксплуатации ГПА в различных газотранспортных и газодобывающих обществах. Данные заводов-изготовителей и эксплуатирующих организаций обобщены и скорректированы по группам и типам ГПА [27].

Периодичность проведения ремонта ГПА - Ц-16 в зависимости от наработки приведена в таблице 3.1 [28]. Сроки могут отличаться от приведенных в приложениях в следующих пределах:

- ТР± 200 часов;

- СР± 500 часов;

- КР± 1000 часов.

Таблица 3.1

Периодичность проведения ремонта ГПА - Ц-16

Вид ремонта	т/з чел/час	Продолжительность ремонта (раб. Дни)	Наработка на момент ремонта	Примечание
РР Дв	12	1	500	только для г/г, выпущенных (отремонтированных) до 1996 г.
РР1	369	4	1500
РР2	478	6	3000
Вид ремонта	т/з чел/час	Продолжительность ремонта (раб. Дни)	Наработка на момент ремонта	Примечание
СР	1182	12	12000
КР	1435	22	24000
Зам.двиг.	212	5	24000 ± 1000

3.5 Причины останова

В таблице 3.2 приведены причины аварийных (АО) и вынужденных (ВО) остановов ГПА Сургутского месторождения по данным производственно - диспетчерской службы.

Таблица 3.2

Причина останова ГПА

Дата	Цех	ГПА	Тип останова	Причина останова и проявления
01.14.08	1	2	АО	помпаж Д
27.12.08	1	3	АО	перепад масло-газ
19.12.08	5	3	АО	вторая точка ОУП ТНД
12.12.08	5	8	АО	вышел из строя датчик перепада на конфузоре
31.12.08	5	8	ВО	повышенная вибрация турбины
06.12.08	6	2	АО	вибрация турбины нагнетателя
22.11.08	4	1	АО	ocевой сдвиг ТВД
05.11.08	5	2	ВО	сильная вибрация ГТУ
14.11.08	5	3	АО	заброс температуры ОУП ТНД (ложно)
23.11.08	6	1	АО	повышенная вибрация ЗО нагнетателя.
01.11.08	6	2	АО	вибрация ТН.
25.11.08	6	2	АО	вибрация турбины нагнетателя
16.11.08	6	3	АО	вибрация ТН
23.11.08	6	3	АО	повышенная вибрация КНД
25.11.08	6	3	АО	вибрация КНД
03.11.08	6	5	АО	разница оборотов ВД-НД ниже уставки
28.11.08	6	3	АО	повышенная вибрация КНД
21.11.08	6	5	АО	разница оборотов ВД и НД ниже уставки
07.09.08	1	1	АО	перепад масло-газ.
27.09.08	3	3	ВО	утечка масла по сальнику МНУ №1.
28.09.08	5	5	АО	перепад маслогаз
25.09.08	5	6	АО	перепад масло - газ
23.09.08	6	2	АО	вибрация ТН
18.02.09	1	4	АО	рост температуры упорного подшипника нагнетателя
26.02.09	2	6	АО	заброс температуры за ТНД
26.02.09	2	8	АО	заброс оборотов ТНД
26.02.09	3	8	АО	нажатие кнопки А.О.
06.03.09	4	7	АО	воздух предельной защиты.
06.03.09	4	8	АО	заброс температуры ТНД
19.03.09	2	4	АО	воздух предельной защиты.
19.03.09	2	5	АО	воздух предельной защиты
21.03.09	2	7	АО	обрыв замера температуры ОУП ТНД (точка№6)
05.04.09	3	6	АО	температура за ТНД
05.04.09	3	8	АО	воздух предельной защиты
05.04.09	5	1	АО	температура за ТНД
05.04.09	5	2	АО	воздух предельной защиты
08.04.09	2	7	АО	без расшифровки (обратный переход ДЭС/РЭ)
08.04.09	3	7	АО	перепад масло/газ.
08.04.09	3	8	АО	без расшифровки.
08.04.09	4	1	АО	перепад масло/газ (не запуск АДЭС при отключении РЭ.)
08.04.09	4	2	АО	перепад масло/газ (не запуск АДЭС при отключении РЭ)
08.04.09	4	4	АО	перепад масло/газ (не запуск АДЭС при отключении РЭ.)
08.04.09	4	5	АО	перепад масло/газ (не запуск АДЭС при отключении РЭ)
09.04.09	1	1	АО	низкое напряжение 220 переменного тока-1час.
09.04.09	1	2	АО	низкое напряжение 220 переменного тока-1 час.
09.04.09	1	5	АО	низкое напряжение 220 переменного тока-1 час.
12.04.09	5	1	АО	заброс температуры за ТНД
12.04.09	5	2	АО	заброс температуры за ТНД
12.04.09	5	2	АО	без расшифровки
12.04.09	5	5	АО	помпаж нагнетателя
12.04.09	5	6	АО	заброс температуры за ТНД
20.04.09	3	4	АО	воздух предельной защиты
23.04.09	2	4	АО	воздух предельной защиты

3.6 Методика расчета показателей надежности

Надежность - свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значение всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, а так же после ремонта, хранения и транспортировки.

Совокупность элементов, имеющих единое упорядоченное функционирование и развитие, называют системой.

В процессе разработки системы автоматизированного контроля и управления, расчёт необходимого уровня надежности системы производиться с учетом следующих обстоятельств:

- АСУ ТП является многофункциональной системой, в состав которой входят технические средства и обслуживающий персонал (в выполнении той или иной функции могут использоваться технические средства и оперативный персонал);

- надежность АСУ ТП зависит от особенностей программ и алгоритмов, реализуемых техническими средствами и оперативным персоналом;

- оценка надежности производится с учетом надежности только технических средств.

При оценке надёжности разрабатываемой системы АСУ ТП, рассматривают работу системы как некоторую функцию. При этом отказом функции является полная потеря способности разработанной системы выполнять эту функцию или нарушение хотя бы одного из требований, предъявляемых к качеству выполнения этой функции, возникающее при заданных условиях эксплуатации АСУ ТП и нормально функционирующем технологическом объекте управления [29].

На стадии проектирования системы АСУ ТП, рассматриваются следующие показатели надёжности:

- наработка на отказ (Ti от часов до лет);

- время восстановления работоспособности (Tв);

- время установленного функционирования (I);

- средний ресурс наработки до предельного состояния (I);

- гамма % ресурс -- наработка, в течение которой объект достигает предельного состояния с вероятностью (tR);

- средний срок службы (tk);

- коэффициент планового применения (Кпп);

- коэффициент готовности (Кг);

- коэффициент оперативной готовности (Ког);

- коэффициент технического использования (Кти);

- параметр потока отказа (ед.врем.);

- средняя частота отказов (интенсивность отказов) (1/ед.врем.);

- вероятность отказов (Q(t);q);

- вероятность безотказной работы (Р(t);р);

- частота аварии (к).

Расчёт показателей надёжности производится в следующей последовательности:

- определяется перечень функций системы, к которым предъявляются требования с точки зрения надежности;

- определяется состав технических средств, участвующих в реализации функций системы;

- строится структурно-логическая схема расчета надежности, представляющая собой последовательно-параллельное соединение технических средств, участвующих в реализации функций системы.

Для каждого технического средства, участвующего в расчёте надёжности определяются следующие параметры как поток отказов по формуле (4.1) и поток восстановления по формуле (3.2):

, (3.1)

. (3.2)

Проводится упрощение структурно-логической схемы расчета надежности функций. Суть этого упрощения заключается в объединении не резервированных технических средств, входящих в не зарезервированные участки. При этом совокупность последовательно соединенных не зарезервированных технических средств заменяется одним эквивалентным элементом, имеющим характеристики параметров потока отказов и восстановления, определяемых по формулам [30]:

Поток отказов (интенсивность отказов):

. (3.3)

Поток восстановления:

. (3.4)

Для параллельного соединения при нагруженном резервировании рассчитываются следующие значения показателей надёжности:

Наработка на отказ:

. (3.5)

Коэффициент готовности по функции:

. (3.6)



Среднее время восстановления:

. (3.7)

Проводится определение показателей надёжности по формулам:

Среднее время безотказной работы:

. (3.8)

Вероятность безотказной работы:

. (3.9)

Среднее время восстановления:

. (3.10)

Вероятность того, что отказ системы вызван выходом из строя элемента i-й группы:

, (3.11)

где _i - среднее время, затрачиваемое на обнаружение и устранение неисправности (отказа) элемента данной группы;

К - количество групп однотипных элементов с одинаковыми режимами;

N_i - количество элементов с одинаковыми режимами.

Коэффициент готовности по функции:

, (3.12)

Коэффициент оперативной готовности по функции:

, (3.13)

3.7 Расчет показателей надежности проектируемой системы

Произведем расчет надежности для разработанной системы автоматизации. Расчет касается основной части системы, так как отказ именно этой части наиболее критичен.

Контроллер относится к восстанавливаемым (путем замены блоков) изделиям, отказ которых создает опасность для людей и среды. Ущерб от отказа может быть кратен стоимости самого контроллера. Режим эксплуатации контроллера - непрерывный.

При расчете принимается ряд допущений:

- вероятность безотказной работы функции АСУ ТП в течение времени t не зависит от момента начала работы;

- функция распределения времени наработки на отказ и времени восстановления подчиняется экспоненциальному закону;

- контроль состояния технических средств АСУ ТП непрерывный;

- обслуживание осуществляется при неограниченном восстановлении.

В соответствии с этим по номенклатуре показателей надежности необходимо привести следующие показатели:

Т_в - время восстановления работоспособности;

- интенсивность отказов;

Т_ср - среднее время безотказной работы;

Р(t) - вероятность безотказной работы.

Таблица 3.3

Показатели интенсивности отказов и времени восстановления модулей

Модуль	Кол-во	Интенсивность отказов единицы , 10-5 1/час	Время обнаружения и устранения неисправности, мин
1747-L543	1	0,15	15
1746-NI8I	9	0,08	15
1746-NO4I	1	0,08	15
1746-NT8	2	0,08	15
1746-IB32	2	0,02	15
1746-OB32	2	0,02	15
1746-HSCE2	2	0,02	15
1746-P1(Р2)	2	0,37	30

Отказ любого из модулей приведет к отказу всей системы, поэтому общая интенсивность отказов вычисляется по формуле (4.3):

. (3.14)

Среднее время безотказной работы рассчитывается по формуле (4.8):

. (3.15)

Для разработанной автоматизированной системы управления справедливы следующие допущения:

- справедлив экспоненциальный закон надежности;

- отказы элементов взаимно не зависимы.

Исходя из этих допущений вероятность безотказной работы рассчитывается по формуле (3.9):

. (3.16)

На основе полученных данных по формуле (3.16) из таблицы 3.4 строится график вероятности безотказной работы (рисунок 3.1).

Рисунок 3.1 - График вероятности безотказной работы

Рассчитаем по формуле (3.10) среднее время восстановления. Для этого рассчитаем по формуле (3.11) вероятность того, что отказ системы вызван выходом из строя элемента i-ой группы. Результаты расчета Р_i в таблице 3.4.

Таким образом, среднее время восстановления равно:

. (3.17)

Рассчитаем коэффициент готовности по функции по формуле (4.12):

. (3.18)



Таблица 3.4

Данные расчета вероятности безотказной работы

t, час	P(t)	t, час	P(t)
0	1,000	110000	0,115
10000	0,821	120000	0,094
20000	0,674	130000	0,077
30000	0,554	140000	0,063
40000	0,455	150000	0,052
50000	0,373	160000	0,043
60000	0,307	170000	0,035
70000	0,252	180000	0,029
80000	0,207	190000	0,024
t, час	P(t)	t, час	P(t)
90000	0,170	200000	0,019
100000	0,139

Таблица 3.5

Вероятность отказа системы вызванного выходом из строя модуля

Модуль	Рi
1747-L543	0,08
1746-NI8I	0,37
1746-NO4I	0,04
1746-NT8	0,08
1746-IB32	0,02
1746-OB32	0,02
1746-HSCE2	0,02
1746-P1(Р2)	0,38

Рассчитаем коэффициент оперативной готовности по функции по формуле (3.13):

. (3.19)

В данном разделе были произведены расчеты по надежности разрабатываемой системы и были получены следующие результаты:

- интенсивность отказов системы: _общ = 1,97•10^-5 1/час;

- среднее время восстановления: Т_в = 20,7 мин.;

- среднее время безотказной работы: Т_ср = 50761,42 часов;

- вероятность безотказной работы: P(t) = 0.368.



4. Комплексная оценка экономической эффективности

4.1 Расчет показателей экономической эффективности проекта

Для обоснования эффективности единовременных затрат широко используется метод дисконтирования или чистой текущей стоимости [11].

Метод дисконтирования или чистой текущей стоимости базируется на дисконтных вычислениях по приведению связанных с реализацией проекта доходов и расходов к некоторому моменту времени (к расчетному году).

Чистый дисконтированный доход рассчитывается по формуле:

ЧДД = , (4.1)

где ЧД_t - чистый доход в году t, тыс.р.;

_t - коэффициент дисконтирования (приведения), доли ед.;

t_н,t_к - соответственно начальный и конечный годы расчетного периода.

Если ЧДД имеет положительное значение, то проект можно считается прибыльным, а если нет, то убыточным. Отдельный член денежного потока наличности равен разности между ожидаемой величиной доходов от реализации проекта и всеми видами затрат и может отличаться от другого как по знаку (т.е. быть отрицательным), так и по величине, и рассчитывается по формуле:

ЧД_t = П + A_t - H_t - K_t, (4.2)

где П - прибыль, обеспечиваемая внедрением системы в году t.

А_t - амортизационные отчисления от стоимости системы, тыс.р.;

H_t - сумма налогов, выплачиваемых предприятием из прибыли в бюджет, тыс.р.;

К_t - единовременные затраты в году t, тыс.р.

При анализе эффективности инвестиций рассчитывается рентабельность капитальных вложений по формуле:

(4.3)

где К - общие единовременные затраты.

. (4.4)

Считается, что если Р=100%, то рентабельность проекта равна заданной, если Р > 100%, то имеет место сверх рентабельность, если Р < 100 проект не обеспечивает заданный уровень рентабельности.

Коэффициент дисконтирования определяется по формуле:

_t = (1 + E_н)^{tp- t}_, (4.5)

где Е_н - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, равный ставке банковского процента за долгосрочный кредит, выраженный в долях единиц;

t_p - расчетный год;

t - год, затраты и результаты которого приводятся к расчетному году.

В качестве расчетного года берется самый ранний из всех рассматриваемых вариантов календарный год, предшествующий началу использования в организации разрабатываемой системы.

В качестве начального года расчетного периода берется год начала финансирования работ по созданию проекта, включая проведение научных исследований.

Конечный год расчетного периода определяется моментом заключением цикла АС, прекращением его использования на производстве.

Для анализа эффективности единовременных затрат на разработку и внедрение системы используется показатель - внутренняя норма доходности (коэффициент эффективности единовременных затрат ВНД), определяемый из соотношения:

. (4.6)

Коэффициенты эффективности судя по различным проектам показывает об общем и минимальном уровне эффективности капитальных, осуществляемых в организации и выбрать к реализации наиболее эффективные из них.

Другим показателем ВНД является оценка возможности привлечения заемных средств на разработку и внедрение АС. Расчетное значение ВНД равно максимально допустимому проценту за кредит, который может быть применен для полного финансирования капитальных вложений по данной АС.

Если величина ВНД соответствует проценту за кредит, тогда текущая стоимость равна нулю.

Таким образом, вычисляемое значение позволяет судить о приемлемости для предприятия условий кредитования.

Показатель период возврата, используется для анализа эффективности единовременных затрат. Экономическое содержание этого показателя заключается в определении момента времени, необходимого для покрытия единовременных затрат в проект. Период возврата единовременных затрат (Ток) определяется последовательным сложением величин:

(4.7)



Полученная сумма не сравняется с величиной единовременных затрат, приведенных к расчетному году. Количество произведенных сложений равняется периоду возмещения капитальных вложений.

Сумма налогов на прибыль и имущество рассчитывается по формуле:

Н = Н_пр + Н_им, (4.8)

где Н_пр - налог на прибыль, тыс.р.;

Н_им - налог на имущество, тыс.р.

, (4.9)

где СТ_пр - ставка налога на прибыль.

, (4.10)

где К_оt - остаточная стоимость внедряемой системы в году t, тыс.р.;

СТ_им - ставка налога на имущество.

4.2 Расчет единовременных затрат

Единовременные затраты предприятия-заказчика на приобретение устройства включают единовременные затраты предприятия-изготовителя и его прибыль, а также НДС, т.е. определяются по формуле:

К_об = К*(1+r)*(1+НДС), (4.11)

где К - единовременные затраты на создание системы автоматизации, р.;

r-коэффициент рентабельности предприятия разработчика, доли ед.;

НДС- ставка налога на добавленную стоимость, доли ед.

В общем случае единовременные затраты на создание системы определяются по формуле:

К=К_раз + К_прог + К_изг, (4.12)

где К_раз - затраты на проектирование (разработку) системы, руб.;

К_прог - затраты на программирование, руб.;

К_изг - затраты на изготовление, руб.

4.3 Затраты на разработку

Затраты на разработку можно представить в виде

К_раз = З_о Т_раз (1+К_д) (1+К_р) (1+К_сн) (1+К_н.раз), (4.13)

где З_о - месячный оклад разработчика, р.;

Т_раз - трудоемкость разработки проекта и проектной документации, чмес.;

К_д, К_р - соответственно коэффициенты доплат к заработной плате и районный, доли ед.;

К_сн - коэффициент отчислений на социальные нужды, доли ед.;

К_нраз - коэффициент накладных расходов, доли ед.

Данные для расчета единовременных затрат предприятия разработчика приведены в таблице 4.1.

автоматизация газоперекачивающий компрессорный



Таблица 4.1

Данные для расчета единовременных затрат предприятия разработчика

Показатель	Значение
Заработная плата разработчика, руб.	20000
Заработная плата программиста, руб.	20000
Заработная плата мастера, руб	20000
Коэффициент доплат к заработной плате, доли ед.	0,5
Районный коэффициент, доли ед.	0,7
Единый социальный налог	0,26
Трудоемкость программирования, чел. мес.	0,5
Трудоемкость монтажа системы, чел. мес.	1
Коэффициент накладных расходов, доли ед.	0,15
Коэффициент затрат на монтаж, доли ед.	0,18
Годовой фонд работы ПК, час	2208
Зарплата персонала, обслуживающего ПК, руб	1000
Норма амортизационных отчислений ЭВМ, доли ед.	0,2
Норма амортизационных отчислений здания, доли ед.	0,04
Площадь занимаемая ЭВМ, м2	4
Стоимость одного м2 здания (операторная УПСВ - 14,2 м2), руб.	12000
Стоимость ЭВМ, руб.	32000
Коэффициент накладных расходов на эксплуатацию ПК, доли ед	0,15
Потребляемая мощность ЭВМ, кВт	0,35
Стоимость кВт/часа, руб.	1,2
Коэффициент затрат на ремонт ЭВМ (от стоимости), доли ед.	0,05
Коэффициент затрат на транспортировку разработанной системы, доли ед.	0,08
Коэффициент интенсивного использования мощности ПК, доли ед	0,7
Коэффициент затрат на изготовление, доли ед.	0,15
Коэффициент перевода единиц времени	184

Данные для расчета трудоемкости представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2

Данные для расчета трудоемкости разработки

Стадии разработки	Трудоемкость, чел. месяц
1. Изучение патентов	0,2
2. Изучение литературных источников	0,3
3. Разработка технического задания	0,2
4. Разработка технического проекта	0,3
5. Разработка рабочего проекта	0,2
6. Внедрение проекта	0,3
ИТОГО	1,5

К_раз = 20000 1,5 (1+0,5) (1+0,7) (1+0,26) (1+0,15) = 110848,5 руб.

(4.14)

4.4 Расчет затрат на разработку программного обеспечения

Расчет затрат на разработку программного обеспечения проводится по формуле:

К_прог=З_о Т_прог (1+К_д)(1+К_р)(1+К_сн)(1+К_н.прог) +С_мч Т_прог К_ч, (4.15)

где З_о - месячный оклад программиста, тыс.р;

Т_прог - трудоемкость разработки программного обеспечения, ч/мес;

К_{н.прогр} - коэффициент накладных расходов, доли ед.;

C_мч - стоимость машино-часа ЭВМ, р.;

К_ч - коэффициент перевода единиц времени.

Стоимость машино-часа ЭВМ рассчитывается по формуле:

(4.16)

где S_экс - годовые эксплуатационные расходы, связанные с обслуживанием ЭВМ, р.;

Т_пол - годовой фонд работы ЭВМ, час.

Эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле:

S_экс =12З_о (1+К_д)(1+К_р)(1+К_сн)+А+Т_р+Э+М+Н_рэкс, (4.17)



где З_о - месячная оплата труда обслуживающего персонала, р.;

А - амортизационные отчисления от стоимости ЭВМ и здания, р/год;

Т_р - затраты на ремонт, р/год;

Э - затраты на электроэнергию, р/год;

М - затраты на материалы, р.;

Н_рэкс - накладные расходы, связанные с эксплуатацией ЭВМ, р/год.

Затраты на амортизацию вычисляются по формуле:

А = К_эвм Н_эвм+С_здS_здН_зд, (4.18)

где К_эвм - балансовая стоимость ЭВМ, р.;

Н_эвм - норма амортизационных отчислений от стоимости ЭВМ, доли ед.;

С_зд - стоимость 1 м² здания, р/м²;

S_зд - площадь, занимаемая ЭВМ, м²;

Н_зд - норма амортизационных отчислений от стоимости здания, доли ед.

Затраты на ремонт вычислим по формуле:

Т_р = К_эвм К_трэвм, (4.18)

где К_трэвм - коэффициент, учитывающий затраты на ремонт ЭВМ.

Подставив данные из табл.4.1 в формулы (4.18) (4.19) получаем затраты на амортизацию (А) и затраты на ремонт (Т_р) соответственно.

А = 32000 0,2 + 12000 4 0,04 = 8320 руб.(4.19)

Т_р = 32000 0,05 = 1600 руб. (4.20)

Затраты на ремонт могут быть определены другим способом, основой которого является составление сметы затрат на проведение ремонта.

Затраты на электроэнергию, потребляемую ЭВМ за год эксплуатации определяем по формуле:

Э = Ц Т_пол N К_м, (4.21)

где Ц - цена за один кВт/ч электроэнергии, р.;

N - потребляемая мощность, кВт;

К_м - коэффициент интенсивного использования мощности вычислительной техники.

Подставив данные из табл.5.1 в формулу (5.19) получаем затраты на электроэнергию (Э).

Э = 1,2 2208 0,35 0,7 = 649 руб.(4.22)

Затраты на материалы определяем по формуле:

, (4.23)

где i - вид материала;

Ц_i - цена i-того материала, р.;

М_i - количество i-го материала.

Расчет затрат на материалы представлен в табл. 4.3.