Опыт внедрения технологий управления производством, транспортом и распределением тепловой энергии в ОАО "СаранскТеплоТранс"

Размещено на http://allbest.ru

Опыт внедрения технологий управления производством, транспортом и распределением тепловой энергии в ОАО «СаранскТеплоТранс»

В условиях сурового российского климата задачи обеспечения жилых домов, муниципальных и общественных зданий, промышленных потребителей теплом и горячей водой являются не просто важными, а жизненно необходимыми. автоматизация технологический теплоснабжение

Развитие общества и технологий, повышение уровня жизни людей постоянно стимулируют предприятия, выполняющие данные задачи на улучшение качества своей работы и повышение экономической эффективности своей деятельности.

Одним из способов улучшить свои показатели для энергоснабжающих предприятий является повышение степени автоматизации объектов теплосетей.

Стремительное развитие вычислительной техники и средств связи, их значительное удешевление позволяют вывести процессы управления производством, транспортом и распределением тепловой энергии на принципиально новый, качественный уровень.

В ОАО «СаранскТеплоТранс» задачи по развитию средств автоматизации технологических процессов являются приоритетными практически с момента его создания в 2002 г. После его вхождения в состав объединенной компании КЭС Холдинга работы в данном направлении были активизированы.

ОАО «СаранскТеплоТранс» производит выработку и транспортировку тепловой энергии различным потребителям в г.о. Саранск и решает задачи надежного и бесперебойного снабжения потребителей тепловой энергией, эксплуатации и проведения ремонта систем теплоснабжения, осуществления пусконаладочных работ на объектах теплоснабжения.

От четкой, надежной и слаженной работы предприятия зависит стабильное функционирование учреждений и организаций города Саранска, систем жизнеобеспечения населения столицы Мордовии, получающих тепло и горячую воду.

В настоящее время в ОАО «СаранскТеплоТранс» находится в эксплуатации 101 центральный тепловой пункт (ЦТП), которые обслуживаются дежурными операторами с определенной временной последовательностью. В среднем один оператор обслуживает 4-7 ЦТП, расстояние между которыми варьируется от 0,5 до 2,5 км.

Работы по оснащению объектов предприятия современными микропроцессорными системами управления начались с автоматизации двух тепловых пунктов четвёртого сетевого района.

Была организована передача данных в центральный диспетчерский пункт (ЦДП) и их отображение на мониторе автоматизированного рабочего места (АРМ) диспетчера.

В качестве программно-технических средств автоматизации был выбран программно-технический комплекс КРУГ-2000^® (ПТК КРУГ-2000^®, производство: г. Пенза). Его выбор был обусловлен значительным накопленным положительным опытом использования данного ПТК на объектах предприятий КЭС Холдинга, в том числе на Саранской ТЭЦ-2.

В последующие годы в уже созданную систему диспетчеризации были поэтапно интегрированы ещё несколько ЦТП. Таким образом, к концу 2015 г. система диспетчеризации охватила уже 27 центральных тепловых пунктов.

Уровень автоматизации шести ЦТП позволяет эксплуатировать их в полностью автоматическом режиме без обслуживающего персонала.

Контроль работы оборудования и выдача необходимых команд управления осуществляются с АРМ центральной диспетчерской. Все 27 ЦТП автоматизированы в части регулирования температуры горячего водоснабжения (ГВС) и управления повысительными насосами ГВС.

Обмен с ЦДП осуществляется посредством GSM-связи. Для ЦТП, эксплуатируемых с использованием «безоператорной» технологии, каналы связи дублированы проводными линиями.

Для организации такой структуры оказалось удобным применение контроллеров DevLink-C1000 (входят в ПТК КРУГ-2000), имеющих в своём составе модули GSM с возможностью дублирования передачи данных при использовании двух SIM-карт или проводных линий связи.

Программное обеспечение SCADA КРУГ-2000^®, имеющее в своём составе специализированный телемеханический программный модуль, обеспечило надёжный приём/передачу данных между компонентами системы, а также восстановление архивной информации на серверах БД при «физической» потере связи с контроллерами за счёт ведения архивов на управляющих контроллерах DevLink-C1000 и последующей их передачи на серверы БД.

Внедренная система диспетчеризации позволяет производить на всех автоматизированных ЦТП:

• дистанционное (с АРМ диспетчера) и местное (с местного пульта оператора) включение и отключение повысительных насосов ГВС

• дистанционное, местное и автоматическое управление регулирующими клапанами регуляторов температуры ГВС (перед каждым водоподогревателем ЦТП)

• изменение задания температуры регулирования ГВС (при работе регуляторов в автоматическом режиме)

• контроль автоматического регулирования температуры ГВС

• телеизмерение температуры, расхода и давления в подающем и обратном трубопроводах на отопление в ЦТП и на отдельные кварталы

• телеизмерение температуры, расхода и давления холодной воды на входе в ЦТП

• измерение температуры и давления ГВС на выходе из ЦТП

• измерение давления после повысительных и циркуляционных насосов

• измерение давления между ступенями водоподогревателей

• измерение количества тепловой энергии на отопление

• сигнализацию включенного и отключенного состояния повысительных насосов

• контроль доступа в здание ЦТП

• сигнализацию о выходе значений температуры, расхода и давления за пределы предупредительных и аварийных границ

• формирование суточных и месячных отчетных ведомостей по отпуску тепла, ГВС.

На тепловых пунктах, работающих по «безоператорной» технологии, реализованы также:

• включение и отключение сетевых насосов отопления и циркуляционных насосов ГВС

• включение и отключение частотных преобразователей (при их наличии на ЦТП)

• дистанционное, местное и автоматическое управление регулирующими клапанами регуляторов давления в обратных трубопроводах сетевой воды на отопление

• дистанционное, местное и автоматическое управление регулирующими клапанами регуляторов температуры сетевой воды на отопление

• контроль дополнительных параметров, таких как токовая нагрузка насосов, частотная нагрузка ПЧ, давление и температура в линии рециркуляции ГВС, параметры окружающей среды (температура и влажность) в здании ЦТП и др.

• наличие ввода питания 380В на ЦТП, контроль срабатывания АВР

• учёт потребления электроэнергии.

Таким образом, в настоящее время частично или полностью оснащены современными средствами автоматизации 27 из 101 ЦТП, принадлежащих ОАО «СаранскТеплоТранс». В области автоматизации подкачивающих насосных станций дела обстоят значительно лучше.

До 2014 г. в ОАО «СаранскТеплоТранс» находилось в эксплуатации 9 подкачивающих насосных станций на магистральных тепловых сетях.

На семи насосных станциях в отопительный период машинисты обеспечивали круглосуточное дежурство, 2 станции обслуживались объездным методом с различной периодичностью в зависимости от тепловой нагрузки, температуры наружного воздуха и других факторов.

В 2014 г. в связи с реализацией проекта перевода тепловой нагрузки с Центральной котельной на Саранскую ТЭЦ-2 была построена дополнительная насосная станция №10 и полностью модернизировано оборудование телеметрии существующих станций, а также осуществлен перевод диспетчерской тепловых сетей в здание центральной диспетчерской ОАО «СаранскТеплоТранс».

Реализация проекта автоматизации насосных станций позволила эксплуатировать их без дежурного оперативного персонала.

К моменту начала реализации проекта по автоматизации насосных станций был накоплен значительный положительный опыт эксплуатации программно-технического комплекса КРУГ-2000 на центральных тепловых пунктах. Обслуживающий АСУ ТП персонал прошёл обучение по работе с данными средствами и получил опыт, который позволил решать многие задачи по модернизации системы своими собственными силами без привлечения сотрудников производителя ПТК.

В связи с этим было принято решение об использовании в данных работах российской SCADA КРУГ-2000 (рисунок 1) и управляющих промышленных контроллеров DevLink-C1000 из состава ПТК КРУГ-2000.

Рисунок 1 - Насосная станция №1

Контроль и управление оборудованием насосных станций осуществляется с АРМ диспетчеров центральной диспетчерской ОАО «СаранскТеплоТранс».

Система позволяет производить:

• дистанционное управление включением и отключением СЭН

• измерение давления теплоносителя до и после насосной станции, на всасе и нагнетании СЭН

• измерение расходов и температуры теплоносителя (подача и обратная) на насосных станциях

• измерение температуры подшипников СЭН

• измерение тока и напряжения электродвигателей СЭН и расхода электроэнергии

• мониторинг положения коммутационной аппаратуры, обеспечивающей подвод напряжения питания на насосную станцию (общий ввод на секцию и отдельно по ячейкам)

• мониторинг состояния СЭН и клапанов охлаждения (подвод холодной воды на охлаждение подшипников) на насосных станциях

• мониторинг положения электроприводных задвижек на всасе и напоре СЭН, задвижек на входе и выходе с насосных станций, обводных задвижек НС

• сигнализацию срабатывания электрических защит СЭН

• сигнализацию отключения сетевого насоса

• сигнализацию предельных значений давления сетевой воды в прямом и обратном трубопроводах

• сигнализацию нарушений заданных значений контролируемых параметров

• сигнализацию срабатывания клапана рассечки

• сигнализацию срабатывания охранной сигнализации открытия дверей здания НС

• сигнализацию срабатывания пожарной сигнализации в помещениях

• сигнализацию неисправности в электрических цепях автоматики

• сигнализацию неисправности оборудования АСУ ТП и каналов связи (проводная DSL-модемы - основной канал, GSM - резервный канал).

На отдельном АРМ центральной диспетчерской установлена система видеонаблюдения за насосной группой каждой насосной станции.

Опыт эксплуатации созданных АСУ ТП и системы диспетчеризации, а также экономические расчёты показывают высокую эффективность проведённых мероприятий. Реализация данных проектов позволила решить следующие задачи:

• Обеспечение работы объектов теплосети без постоянного присутствия обслуживающего персонала за счёт локальной автоматизации и контроля параметров и работы ЦТП и НС с центрального АРМ диспетчера. Это позволило частично сократить существующий персонал ЦТП и насосных станций. По расчётам, срок окупаемости внедряемой системы только за счёт оптимизации численности персонала составляет 3,5 года.

• Повышение надёжности, экономичности и долговечности работы оборудования за счёт оптимизации режимов и точного регулирования параметров технологического процесса, что приводит к снижению эксплуатационных затрат на техническое обслуживание и ремонт.

• Ведение режимов теплоснабжения и приготовления ГВС в соответствии с нормативами. Оперативное обнаружение и ликвидация аварийных ситуаций за счёт получения своевременной и достоверной информации о протекании технологического процесса и режимах работы оборудования. Уменьшение времени восстановления нормального режима теплоснабжения приводит к уменьшению штрафов и претензий со стороны потребителей тепловой энергии.

• Оперативный диспетчерский контроль теплоснабжения, в том числе утечек теплоносителя и несанкционированных сливов. В среднем по статистике такой контроль позволяет не допустить потери теплоносителя порядка 10 000 т за год, что при стоимости 1 т в 116 руб. приводит к экономии в 1,16 млн. руб.

• Выявление и адресная детализация небалансов и несанкционированных подключений на объектах, несанкционированных изменений размеров дроссельных шайб и т.д. Как показывает практика, такие нарушения приводят к завышению температуры теплоносителя в обратном трубопроводе, что, в свою очередь, ведёт к снижению теплосъема и, как следствие, к снижению экономичности работы теплоисточника. По нашим данным, увеличение удельных расходов топлива на отпуск электрической энергии (ЭЭ) от повышения температуры «обратки» на 1⁰С составляет около 1,5 г/кВтч. При отпуске ЭЭ за отопительный сезон в среднем 750 млн. кВтч и стоимости 1 т условного топлива около 3 600 руб. дополнительные затраты на топливо от увеличения температуры обратной сетевой воды на 1^оС составляют 4,05 млн.руб. за отопительный период.

• Контроль качества отпускаемых ресурсов на источниках, ЦТП и точках поставки у потребителей. Решение данной задачи позволяет оперативно выявлять участки с пониженной теплоизоляцией, что ведет к уменьшению времени реагирования на восстановление изоляции и минимизации тепловых потерь при транспортировке теплоэнергии.

Например, потери теплоэнергии при снижении температуры теплоносителя на 1⁰С и расходе теплоносителя на один ЦТП порядка 200 т/ч составляют 0,2 Гкал/ч или (при тарифе на теплоэнергию 1 272,6 руб/Гкал) 6 108,48 руб. за сутки (189 362,88 руб. в месяц). По магистралям снижение температуры теплоносителя на 1С при расходах 6 500 т/ч приводит к потерям в 6,5 Гкал/ч или в денежном выражении 198 525,6 руб. за сутки (6 154 293,6 руб. в месяц).

Таким образом, эксплуатация системы диспетчеризации показала её высокую экономическую эффективность. В соответствии с этим в 2016 году скорректированы планы по дальнейшему расширению системы диспетчеризации и внедрению локальных АСУ ТП на объектах. В частности, разработана программа по внедрению систем автоматизации на оставшихся 74 ЦТП в течение трёх последующих лет.

Размещено на Allbest.ru