Маразматические расчёты ТЭП вредят прибыли

Да вы шо? И кто эти все?

_________________
С уважением,
Александр Горшунов

Саша, к тебе вопрос. Какие программные комплексы сейчас внедрены на украинских ГРЭС? И есть ли смысл в этом направлении копать? (о том, что на этих перерасходах списывают и воруют огромные деньги, пока не упоминаем). Интересует чисто технический вопрос.

_________________
С уважением, Андрей Стадник
Координатор [...]

Насчет наших ГРЭС не скажу ибо с ними не связывался. Просто недавно БП для ТЭЦ в Виннице делал так там ПО родное сразу от поставщика идет вместе с оборудованием.

_________________
С уважением,
Александр Горшунов

Мне тоже интересно ибо сам инженер- теплоэнергетик. У нас таких программулин в институте не было.

_________________
Разработка решений для развития бизнеса
в сфере маркетинга и продаж.

Вы что с луны свалились?.. Ну в поисковике задайте вопрос.
Мне как-то даже неловко об этом говорить.
Верхний уровень АСУ: АСУП, ERP
Средний уровень АСУ: АСУПП, MES
Нижний уровень АСУ: АСУТП, SCADA

Я так и не понял асуп он выше или ниже меса?

_________________
С уважением,
Александр Горшунов

Верхний уровень выше среднего, т.е. АСУП выше MES.

Надоел этот человек спамить про свой непонятный МЕС.

Вот каким образом нужно оптимизировать потери и перерасход топлива на ТЭЦ:

1-ый Этап это внедрение нормальных аппаратов дозирующих подачу топлива воздуха пара, измерительной аппаратуры и системы управления SCADA а еще лучше DCS.

После этого этапа уже можно будет понять толком куда что идет, и хороший оператор сможет управлять обордованием в оптимальных с точки зрения КПД режимах.

После этого этапа потери сократятся процентов на 30 в сумме, и основные потери будут во время переходных режимов тэц. Когда котлы и турбины меняют нагрузки. В переходных режимах даже очень хороший оператор физически не сможет управлять огромным количеством регуляторов.

2-ой Этап это внедрение алгоритмов регулирования. В идеале после этого этапа тэц должна работать пракически в автоматическом режиме и оператор будет только следить что происходит на тэц и действовать только при возникновении аварийных ситуаций. После внедрения этого этапа система управления будет рассчитывать оптимальные параметры работы тэц во всех режимах и поддерживать их.

После внедрения этого этапа потери сократятся еще процентов на 50.

3-й этап это уже то что предлагает создатель темы, внедрение системы расчета технкиго экономических показателей работы тэц.
Внедрение этой системы даст представления о потерях на тэц в режиме реального времения, используя эту информацию можно более оптимально настроить регуляторы и проследить результат(Вобщем то используя срезы режимов тэц из архива системы управления и рассчеты в Exel можно сделать тоже само без этой системы но это займет больше времени). Второе это персонал станции сможет более эфективно использовать оборудование станции и производить переключения между оборудованием, снижая сздержки. Внедрение этой системы врятли даст даже 20% снижения потерь.

Выше перечисленные этапы применимы к старым росийским и украинским тэц на который реконструкции не проводились со времени СССР. Все что строиться заново то там как правило уже реализован первый этап, а возможно и все три.

Выше упоминалась компания эмерсон которая занимается первыми двумя этапами в россии украине и казахстане. ПО для реализации третьего этапа у них есть, но пока я не слышал чтоб они это делали, возможно что окупаемость внедрения для заказчика гораздо дольше чем окупаемость от внедрения первых двух этапов.

Сам уже года 4 занимаюсь тем что описал выше и ищу адекватную по цене MES систему, пересмотрели ABB,EMERSON, SIEMENS, GE. Пока для подходящую для нашего обьекта по цене ничего не нашли.