Автоматизированная система управления котельной диплом

Проектирование автоматизированной системы управления котельной с котлами ДЕ-6,5/14-ГМ для комплекса по производству масел

Введение

В нашей стране действуют десятки тысяч различных по оснащению и
назначению котельных. Большое распространение получило строительство котельных
работающих на газовом топливе. Т.к. транспортировка и подготовка газа проще,
технологический процесс сжигания газа менее сложен, чем других видов топлива,
при сжигании газа менее страдает экология.

Отопительные и отопительно-производственные котельные занимают одно из
ведущих мест среди потребителей топливных ресурсов, расходуя до 50% добываемого
в стране топлива. В настоящее время в городах и поселках насчитывается более
120 тыс. котельных, среди которых более 100 тыс. работают на газовом топливе и
мазуте.

В настоящее время уровень автоматизации технологических установок на
котельных остается низким. Котельные в основном эксплуатируются с обслуживающим
персоналом непосредственно вмешивающимся в управление технологическим
процессом. Применяемые средства автоматизации и приборы в основном прямого
воздействия без использования технологического контроллера.

Техническая эксплуатация отопительно-производственных котельных связана с
трудоемкими и утомительными для ручного обслуживания процессами. Нарушения
нормального хода технологических процессов на котельных могут вызвать аварии
отопительных систем и тяжелые последствия. Поэтому непременным условием
эксплуатации котельных является автоматизация основного и вспомогательного
оборудования, обеспечивающая сохранение материального и энергетического баланса
установки при оптимальном КПД, минимальном загрязнении окружающей среды,
минимальных потребностях топливно-энергетических ресурсов, безопасной работе
при любых нагрузках.

Совершенствование приборов и методов измерения позволяет получать более
точные результаты измерений, в частности уменьшить погрешность измерения расхода газа, что позволяет потребителю
экономить большие финансовые средства. При автоматизации и управлении
технологическими объектами широко используют микропроцессорные средства
контроля и управления.

1.  
Описание
технологического процесса котельной на комплексном пункте сбора

1.1   Общие понятия о котельной

Устройства, служащие для получения водяного пара заданных параметров,
называют котельными установками.

По назначению котельные установки делятся на энергетические,
производственные и отопительно-производственные. В энергетических котельных
установках вырабатывается пар для привода турбин. В производственных пар
вырабатывается для разных технологических нужд, а в
отопительно-производственных для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения
производственных и жилых зданий. Котельные установки состоят из котлоагрегата и
вспомогательного оборудования. В свою очередь котлоагрегат состоит из котла,
топочного устройства, водяного экономайзера, пароперегревателя,
воздухоподогревателя, арматуры, гарнитуры, каркаса и обмуровки. Рабочим телом
котлоагрегата является вода.

Вспомогательное оборудование котельной установки, куда относятся
питательные насосы, тягодутьевые установки, паропроводы и др. оборудование,
предназначено для подачи воды, топлива и воздуха в котлоагрегат, а также для
удаления золы, дымовых газов, и шлака. Кроме того, к вспомогательному
оборудованию относятся приборы, аппараты, устройства для контроля и
автоматического регулирования режима работы котлоагрегата.

В зависимости от производительности котлоагрегаты делятся на котлы малой
мощности, которые могут вырабатывать пар до 5.5 кг/с (19.8 т/ч); котлы средней
мощности, вырабатывающие пар до 30 кг/с (108 т/ч), и котлы большой мощности
производительностью до 1000 кг/с (3600 т/ч).

Паровые котлы ДЕ предназначены для выработки перегретого пара или
насыщенного, используемого для технологических нужд промышленных предприятий,
на теплоснабжение систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Непосредственно в котельной стоят котлы типа ДЕ 6,5-14-ГМ.

Котлоагрегаты данного типа работают на газо-мазутном топливе.

1.2   Описание технологического процесса

Технологический процесс котельной установки представляет собой
совокупность двух процессов:

—       подготовка воды;

—       получение пара.

Исходная вода с температурой 10-15°С поступает на вход блока насосов
БН-1, состоящий из центробежных секционных насосов ЦНС 38-132, которые создают
необходимое давление 0,5 МПа воды на выходе. Вода с насосов поступает в
теплообменник ТО-1, используемый для подогрева воды дымовыми газами при
температуре 150°С. Вода нагревается до температуры 45°С. После подогрева вода
подается в фильтр ХВО.

Ионитный натрий-катионитовый фильтр ХВО представляет собой металлический
цилиндрический сосуд, заполненный практически нерастворимым в воде материалом
(катионитом), способным вступать в ионный обмен с растворенными в воде солями.
Через распределительное устройство, расположенное в верхней части фильтра, вода
фильтруется через слой катионита, содержащего в качестве обменных ионов катионы
натрия. При этом катионит поглощает из воды ионы кальция и магния,
обуславливающие ее жесткость, а в воду переходит из катионита эквивалентное
количество ионов натрия. Когда обменная способность натрий-катионита в процессе
фильтрования через него жесткой воды истощается, натрий-катионит подвергается
регенерации вытеснением из него ранее поглощенных ионов кальция и магния
6-8%-ным раствором поваренной соли. Для приготовления этого раствора
применяется солерастворитель. Таким образом, в фильтре происходит обменная ионная
реакция, в результате которой концентрация растворенных в воде катионов
жесткости снижается (вода умягчается), что предотвращает образование накипи.
Отвод умягченной воды из фильтра осуществляется через дренажное устройство,
расположенное в нижней части корпуса.

Пройдя фильтр ХВО, умягченная вода дополнительно подогревается в
теплообменнике ТО-2 до температуры 60°С и поступает в деаэратор атмосферного
давления ДА-5/4, производительностью 5 т/ч. Деаэрацией называется удаление из
питательной и подпиточной воды растворенных в ней газов (кислорода О2, двуокиси
углерода СО2), вызывающих коррозию питательных трубопроводов, поверхностей
нагрева котлов и систем теплоснабжения. Количество воды, поступающей в
деаэратор, регулируется клапаном. Питательная вода из деаэратора с давлением
0,12 МПа поступает в блок насосов БН-2, которые подымают давление воды до 1,5 —
2,0 МПа (15…20 кгс/см2), чтобы преодолеть давление пара в барабане котла.
Этот блок состоит из трех центробежных насосов (два рабочих, один резервный),
управляемых электродвигателями. Насосы имеют три основные характеристики:
подача (количество воды, перекачиваемой в единицу времени, м3/ч); напор
(максимальное давление, создаваемое насосом, м вод. ст.) и допустимая
температура воды на входе воды в насос. Для питания парового котла с давлением
пара 1,4 МПа (14кгс/см2) используется насос типа ЦНСГ-38-176. Это центробежный
насос секционный для горячей воды с подачей 38 м3/ч, создающий напор 176 м вод.
ст. и имеющий допустимую температуру воды на всасе 105 °С. Блок насосов БН-2
обеспечивает подачу воды в паровой котел.

Получение пара из воды слагается из трех процессов:

—       подогрева воды до температуры кипения;

—       кипение воды, когда жидкая фаза переходит в насыщенный пар;

—       перегрев пара до заданной температуры (при наличии
пароперегревателя).

Тепло, необходимое для получения пара, выделяется при сгорании топлива в
топочной камере. Передача тепла от продуктов сгорания к поверхностям нагрева
происходит в результате всех видов теплообмена: радиационного, конвективного и
теплопроводности.

Подогрев воды происходит в экономайзере, парообразование в экранах,
перегрев пара — в пароперегревателях.

Каждый из этих конструктивных элементов котлоагрегата участвует в
превращении теплоты сгорания топлива в тепловую энергию водяного пара.
Теплообмен во всех этих элементах происходит при высоких температурах стенок
поверхностей нагрева, находящихся одновременно и под воздействием давления воды
или пара. Отсюда и особые требования к поддержанию температуры металла стенок
труб в пределах допустимых величин по условиям прочности. Это достигается путем
создания устойчивого движения воды и пара внутри трубной системы котлоагрегата
за счет разности удельных весов данных компонентов.

Процесс получения пара протекает в следующем порядке. Центробежными
насосами питательная вода непрерывно подается в барабан котла. Ее давление выше
давления вырабатываемого пара. Прежде чем попасть в барабан котла, питательная
вода проходит через экономайзер, подогреваясь до температуры 140°С. Барабан
котла служит распределителем котловой воды и сборником образующего пара. С
помощью опускных труб вода из барабана поступает в нижние коллекторы (сборники
или распределители), к которым присоединяются трубы экранов, вертикально
установленные по внутренним стенкам топочной камеры. Другим концом экранные
трубы присоединяются к барабану котла. Как говорилось, экранные трубы
представляет поверхность нагрева котла и предназначены для получения пара,
кроме того, они защищают стенки топочной камеры от температуры. В результате
радиационного (лучевого) нагрева экранных труб находящаяся в них вода закипает,
образовавшиеся пузырьки пара стремятся вверх, увлекая за собой еще не
вскипевшую воду. По направлению к барабану котла в трубах экрана образуется
поток пароводяной смеси. Так как гидростатическое давление пароводяной смеси
(эмульсии) в экранных трубах меньше, чем вес столба воды в опускных трубах, то
в замкнутой гидравлической системе (барабан котла — опускные трубы — нижние
коллекторы — экранные трубы — барабан котла) образуется устойчивое движение
(естественная циркуляция).

Дымовые газы (продукты сгорания) из топки отсасываются дымососом и
выбрасываются через дымовую трубу в атмосферу. Для обеспечения нормального
режима горения топлива в топку вентилятором подается воздух.

Таким образом, в топку котла подаются топливо и воздух, а отсасываются
дымовые газы; в барабан котла подается питательная вода, а отбирается водяной
пар. Образовавшийся пар расходуется на собственные нужды (подогрев воды в
деаэраторе). Другая часть пара поступает на нужды производства, оставшаяся
часть поступает к пароводяным теплообменникам для подогрева воды системы
отопления [1].

1.3   Состав и описание объекта автоматизации

1.3.1  Котел паровой газо-мазутный

Газомазутные паровые вертикальные водотрубные котлы типа ДЕ предназначены
для выработки насыщенного или перегретого пара, используемого на
технологические нужды, отопление и горячее водоснабжение. Котлы этого типа
выпускаются на номинальную паропроизводительность 4; 6,5; 10; 16 и 25 т/ч при
рабочем давлении 1,4 и 2,4 МПа (14 и 24 кгс/см2).

Конструктивной особенностью таких котлов является размещение топочной
камеры сбоку конвективного пучка, образованного вертикальными трубами,
развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. При этом в максимальной степени
использована унификация деталей и сборочных единиц, применяемых в котлах типов
ДКВР и ДЕ.

Техническая характеристика котлов ДЕ-6,5-14ГМ представлена в таблице 1.1
[16].

Таблица 1.1 —     Техническая характеристика котла

№	Наименование параметра	Единицы измерения	Величина
1	Паропроизводительность	т/ч	6,5
2	Рабочее избыточное давление	МПа	1,4
3	Температура насыщенного пара	°С	194
4	Температура перегретого пара	°С	225
5	Поверхность радиационная нагрева	м2	49,2
6	Поверхность конвективная нагрева	м2	115,0
7	КПД при сжигании: — газа — мазута	%	90,31 88,94
8	Температура питательной воды, не ниже	°С	100
9	Температура дымовых газов за экономайзером: — на газе — на мазуте	°С	140-150 175-180
10	Габариты котла: — длина — ширина — высота	мм	8655 5205 6050

1.3.2   Деаэратор (ДА-5/4)

Деаэраторы атмосферного давления типа ДА производительностью
5,15,25,25,50 и 100 т/ч применяются для дегазации питательной и подпиточной
воды в котельных с паровыми котлами.

На данной котельной установке используется деаэратор типа ДА-5/4.
Деаэратор состоит из деаэраторного бака, деаэрационной колонки и гидрозатвора.
Деаэраторный бак представляет собой горизонтальный цилиндрический сосуд с
эллиптическими днищами и патрубками входа и выхода рабочей среды, трубопроводов
для подключения и арматуры. На баке размещена деаэрационная колонка КДА-15,
которая представляет собой цилиндрическую обечайку с эллиптическим днищем,
патрубками для подвода и отвода рабочей среды. Для обеспечения безопасной
эксплуатации деаэратора предусмотрено предохранительное устройство —
гидрозатвор, защищающий его от опасного превышения давления и уровня воды в
баке.

В деаэраторе применена двухступенчатая схема дегазации: первая —
струйная, вторая — барботажная. В деаэраторе ДА-5/4 первая ступень дегазации
находится в деаэрационной колонке, вторая — в деаэраторном баке.

Основные технологические параметры деаэратора представлены в таблице 1.2
[24].

Таблица 1.2 —     Основные технологические параметры
деаэратора

№ п/п	Наименование параметра	Единицы измерения	Величина
1	Номинальная производительность	т/ч	5
2	Рабочее давление	МПа	0,12
3	Температура деаэрированной воды	°С	104,2
4	Средний подогрев воды в деаэраторе	°С	10-30
5	Полезная емкость деаэраторного бака	м3	4
6	Масса	кг	1600
7	Габариты деаэратора: — длина — ширина — высота	мм	3325 1616 3650

1.3.3   Экономайзер (ЭБ1-330И)

Экономайзеры чугунные блочные предназначены для нагревания
питательной воды в паровых и водогрейных стационарных котлах с рабочим
давлением до 2,4 МПа.

Применение чугуна в поверхностях нагрева и соединительных
деталях значительно увеличивает срок службы по сравнению со стальными
экономайзерами. Использование паровой (П) или газоимульсионной (И) очистки
позволяет постоянно иметь чистые поверхности нагрева, а значит экономить
топливо при минимальном обслуживании и полном исключении ручного труда.

Основные технологические параметры
экономайзера представлены в таблице 1.3 [9].

Таблица 1.3 —     Основные технологические параметры
экономайзера

№ п/п	Наименование параметра	Единицы измерения	Величина
1	Площадь поверхности нагрева	м2	330,4
2	Количество колонок	—	1
3	Длина труб	м	2,0
4	Гидравлическое сопротивление	МПа	0,2
5	Температура воды на входе (минимальная)	оС	100
6	Температура воды на выходе (минимальная)	оС	140
7	Аэродинамическое сопротивление	Па	350
8	Габаритные размеры: — длина — ширина — высота	мм	3125 1330 3645
9	Масса	кг	11500
10	Количество труб	штук	105

1.3.4  Дутьевой вентилятор (ВДН-9-1500)

Центробежные дутьевые вентиляторы одностороннего всасывания типа ВДН
предназначены для подачи воздуха в топки паровых котлов.

Максимально допустимая температура перемещаемой среды на входе в
вентиляторы +200°С, температуре окружающего воздуха не ниже -30°С и не выше
+40°С. Вентиляторы рассчитаны на продолжительный режим работы в помещении и на
открытом воздухе (вне помещения под навесом) в условиях умеренного климата.
Такими вентиляторами комплектуются котлы с уравновешенной тягой
паропроизводительностью 1..25 т/ч.

Техническая характеристика дутьевого вентилятора ВДН-9-1500 представлена
в таблице 1.4 [24].

Таблица 1.4 —    
Техническая
характеристика дутьевого вентилятора

№ п/п	Наименование параметра	Единицы измерения	Величина
1	Направление вращения	—	лев./прав.
2	Производительность	тыс.м3/ч	14,9
3	Давление	Па	2830
4	Потребляемая мощность	кВт	14,2
5	Масса	кг	548
6	Длина	мм	1205
7	Ширина	мм	1490
8	Высота	мм	1360

1.3.5   Вытяжной вентилятор (ВДН-11,2-1500)

В качестве дымососов на газомазутных котлах применяются вентиляторы типа
ВДН-11,2-1500. Они предназначены для отсасывания дымовых газов из топок
котельных агрегатов, рассчитаны на продолжительный режим работы в помещении и
на открытом воздухе в условиях умеренного климата.

Запуск разрешается при температуре в улитке не ниже -30°С. Максимальная
температура газов на входе в дымососы не должна превышать +200°С.

Техническая характеристика вытяжного вентилятора ВДН-11,2-1500
представлена в таблице 1.5 [17].

Таблица 1.5 —     Техническая характеристика вытяжного
вентилятора

№ п/п	Наименование параметра	Единицы измерения	Величина
1	Направление вращения	—	лев./прав.
2	Производительность	тыс.м3/ч	28,7
3	Давление	Па	4410
4	Потребляемая мощность	кВт	42,5
5	Масса	кг	1026
6	Длина	мм	1505
7	Ширина	мм	1845
8	Высота	мм	1690

1.4  
Функции системы управления

1.4.1  Основные функции при управлении котлом ДЕ-6,5/14-ГМ

АСУТП котлов предназначена для выполнения всех функций
управления котлом, как в автономном режиме, так и в составе АСУТП котельной.

Основные функции системы:

—       пуск, штатный и аварийный останов котла;

—       автоматическое регулирование технологических параметров и
поддержание заданной мощности котла;

—       логическое управление технологическим оборудованием в
соответствии с запрограммированными алгоритмами;

—       реализация защит и блокировок в соответствии с нормативными
документами на водогрейные и паровые котлы;

—       передача значений контролируемых параметров на АРМ оператора;

—       прием и исполнение команд дистанционного управления от АРМ
оператора и местного пульта управления;

—       диагностика состояния технических средств системы.

1.4.2  Функции отображения, регистрации и сигнализации

а)   визуализация:

1)   измерение и отображение в цифровой
форме технологических параметров (в виде отдельных величин или в виде группы
взаимосвязанных величин) по требованию оператора;

2)   вывод основных технологических параметров
и состояний оборудования на мнемосхемы;

3)   обнаружение и оперативное отображение
отклонений технологических параметров и показателей состояний оборудования за
установленный промежуток времени;

4)   реализация диалога с оператором.

б)   регистрация:

1)              обнаружение, регистрация, сигнализация отклонений
технологических параметров и показателей состояний оборудования за
установленные пределы;

2)      формирование графиков изменения основных технологических
параметров;

)        обнаружение и регистрация аварий.

в)   автоматическое управление:

1)              на основе полученных данных о технологическом процессе,
осуществляется управление исполнительными механизмами по определенному
алгоритму;

2)      регулирование заданных технологических параметров.

г)   формирование и печать отчетно-учетных документов по запросу
оператора.

2.     
Автоматизация технологического процесса

2.1   Структура АСУ ТП

Нижний уровень включает в себя датчики
давления, исполнительные механизмы, термометры сопротивления, блоки питания, а
также средства дистанционного управления исполнительными механизмами с
клапанами и задвижками, позволяющие оператору при необходимости вести
технологический процесс в ручном (аварийном) режиме работы.

Средний уровень системы управления
разработан на базе технологического микропроцессорного управляющего контроллера
SLC-5/04 фирмы «ALLEN-BRADLEY» и выполняет следующие основные
функции:

—       cбор и обработку аналоговых измерений;

—       cбор и обработку цифровых сигналов аварий, предупредительной
сигнализации и состояний технологического оборудования;

—       контроль выхода за уставки технологических параметров и
формирование соответствующих аварийных или предупредительных сигналов;

—       выдача управляющих воздействий на различные механизмы;

—       обмен информацией со вторым уровнем управления;

—       автоматическое регулирование.

Верхний уровень системы управления реализован на базе ПЭВМ промышленного
исполнения и выполняет следующие функции:

—       выполняет обработку полученной информации, формирует базы
данных замеров, ведет предысторию событий и аварий;

—       обеспечивает непрерывный круглосуточный обмен информацией с
контроллером;

—       формирует и архивирует массивы информации по заданным
параметрам;

—       отображает полученную информацию в виде таблиц или на
мнемосхемах с возможностью показа, как полного перечня параметров, так и
параметров по конкретной технологической подсистеме;

—       отображает графики изменения физических величин в виде
кривых; Обеспечивает формирование и печать отчетно-учетных документов.

2.2   Объекты и объемы автоматизации котельной установки

Объёмы автоматизации котельной установки определяются из условия
обеспечения её работы без оперативного персонала, с формированием аварийных
сигналов оповещения и аварийного останова котла при возникновении аварийной
ситуации и пожаре.

На данной котельной установке комплексного сборного пункта
предусматривается технологическая и аварийная сигнализации.

Технологическая сигнализация служит для предупреждения обслуживающего
персонала об отклонении параметров от нормы. В качестве звукового сигнала —
звонок. Звуковой сигнал снимается дежурным персоналом, а световой (световые
табло размещены на щитах контроля и управления) горит до устранения нарушения.

Аварийная сигнализация служит для оповещения оператора об аварийном
состоянии электродвигателей основного оборудования. В качестве звукового
сигнала принимается ревун, а аварийная световая сигнализация осуществляется
красной лампочкой, расположенной над ключом управления электроприводом.

Защита котлоагрегата при возникновении аварийных режимов является одной
из основных задач автоматизации котельных установок. Аварийные режимы возникают
чаще всего в результате неправильных действий постоянного обслуживающего
персонала, преимущественно при пуске котлоагрегата. Схема защиты обеспечивает
реализацию заданной последовательности операций при растопке котла и
автоматическое прекращение подачи топлива при возникновении аварийных режимов.

Растопка котла осуществляется следующим
образом:

а)   растопка котельной установки выполняется двумя рабочими с
регистрацией в «Журнале газоопасных работ, выполняемых без
наряда-допуска»;

б)      пуск в работу котельной установки без включения приборов защиты и
контроля запрещается;

в)      растопка котла производится при слабом огне, уменьшенной тяге

г)       (-0,1-(-0,15) МПа), закрытой паровой задвижке и открытом
вентиле. Нагрузка должна составлять 10 — 15% номинальной производительности
котла. Запорную арматуру на газопроводе перед горелкой разрешается открывать
только после включения запального устройства или поднесении к ней горящего
запальника;

д)      при растопке котла необходимо обеспечить равномерный прогрев его
частей и заранее включить устройство для подогрева воды в нижнем барабане через
вентиль;

е)       перед розжигом газовых горелок необходимо произвести в течении
10-15 минут вентиляцию топки котла, путем включения дымососа и вентилятора
котла. Аппараты дымососа и вентилятора должны быть в открытом положении. После
вентиляции необходимо убедиться в отсутствии в топке взрывоопасной
газо-воздушной смеси, путем отбора проб газоанализатором с обязательной
регистрацией результатов анализа проб и номера газоанализатора в «Журнале
газоопасных работ выполняемых без наряда-допуска». После чего можно
приступать к розжигу газовой горелки;

ж)  если при розжиге горелки или в процессе регулирования произошел
проскок или погасание пламени, подача газа на горелку и запальное устройство
должна быть немедленно прекращена. К повторному розжигу разрешается приступать
после вентиляции газоходов в течение 10-15 мин, а также устранения причин
неполадок;

з)       когда из открытого воздушника котла пойдет пар, необходимо
закрыть воздушник и дренаж;

и)      при давлении пара 0,05-0,1 МПа производится продувка
водоуказательных приборов и сильфонной трубки манометра, а также проверка
продувочных линий на ощупь (линия должна быть холодной). При продувке
водоуказательных стекол:

1)         открыть продувочный кран за счет этого продувается стекло;

2)      закрыть водяной кран — продувается паровая труба и стекло;

)        открыть водяной кран, закрыть паровой кран и открыть продувочный
кран — продувается водяная труба;

)        открыть паровой кран и закрыть продувочный — проверяется уровень
воды в стекле.

После продувки уровень в стекле должен быстро повышаться и затем
колебаться слегка. Если уровень в стекле повышается медленно, то следует снова
продуть водяной кран;

к)   при растопке котла необходимо следить за расширением элементов
котла.

Перед включением котла в работу должны быть проверены:

1)    исправность действия предохранительных клапанов путем их
принудительного открытия (они должны быть отрегулированы на начало открытия;
контрольный на 1,32 МПа, рабочий на 1,33 МПа) водоуказательных приборов,
манометра продувки, питательных устройств, кратковременным включением;

2)      проверка и включение автоматики безопасности, сигнализаторов и
аппаратуры автоматического управления котлом;

)        проверка показания сниженных указательных уровней воды по
указателям уровня воды прямого действия;

)        запрещается включение котла в работу при неисправной арматуре,
приборов КИПиА, автоматике безопасности, систем блокировки и сигнализации;

)        включение котла в паропровод осуществляется медленным открытием
задвижки после тщательного прогрева и продувки паропровода через дренаж;

)        перед включением котла в общий паропровод необходимо произвести
его периодическую продувку. Периодическая продувка котла производится
последовательно с передней части нижнего барабана, задней части нижнего
барабана и бокового коллектора. При периодической продувке сначала открываются
ближний, а затем дальний вентиль от котла, прекращение продувки происходит в
обратном порядке;

)        при включении котла в работающий общий паропровод давление в нем
должно быть равно или несколько ниже (0,05 МПа) давления в паропроводе. Если
при включении в паропроводе будут возникать толчки и гидроудары, то включение
следует приостановить и увеличить дренирование;

)        при растопке котла необходимо следить за расширением элементов
котла;

)        время начала растопки, и ее окончание, должны быть записаны в
сменном журнале.

Схема защиты позволяет решать задачи:

—       контроль за правильным выполнением предпусковых операций;

—       включение тягодутьевых устройств, заполнение котла водой и
т.д.;

—       контроль за нормальным состоянием параметров;

—       дистанционный розжиг запальника со щита управления;

—       автоматическое прекращение подачи газа к запальникам после
кратковременной совместной работы запальника и основной горелки, если факелы
запальника и горелки имеют общий прибор контроля.

Паровые котлы независимо от давления и паропроизводительности при
сжигании газообразного и жидкого топлива должны быть оборудованы устройствами
прекращающими подачу топлива к горелкам в случае:

—       понижения или повышения давления газообразного топлива перед
горелками;

—       понижения давления жидкого топлива перед горелками;

—       понижения или повышения уровня воды в барабане;

—       уменьшения разряжения в топке;

—       повышения давления пара (только при работе котельных без
постоянного обслуживающего персонала);

—       понижения давления воздуха перед горелками (для котлов,
оборудованных горелками с принудительной подачей воздуха);

—       погасания факела горелок, отключение которых при работе котла
не допускается;

—       неисправности цепей защиты, включая исчезновение напряжения.

Система автоматического регулирования котла включает в себя четыре
регулятора и делится на две части:

—       регулятор уровня воды в барабане котла;

—       регуляторы процесса горения.

Процессом горения управляют три регулятора: соотношения
«топливо-воздух» и разрежения в топке, давления пара.

Регулирование процесса горения — это процесс связанного регулирования, т.
к. изменение нагрузки котла влечет изменение расхода топлива, воздуха и отсасываемых
продуктов сгорания. Данная система регулирования должна реагировать на
внутренние и внешние возмущения. К внутренним относятся возмущения, связанные с
изменением подачи топлива, износом регулирующих органов, а к внешним относятся
возмущения, связанные с расходом пара с котла и другие.

В отопительных и отопительно-производственных котельных, работающих на
газе, находят применение комплексные системы автоматики, каждая из которых в
зависимости от назначения и мощности котельной, давления газа, вида и
параметров теплоносителя имеет свою специфику и область применения.

Основные требования к автоматизации отопительных котельных
предусматривают обеспечение безопасной их эксплуатации и рациональное
регулирование расхода топлива.

Показатели совершенства применяемых систем автоматизации является их
самоконтроль, т.е. подача сигнала об аварийном выключении котельной или одного
из котлов и автоматическая фиксация причины, вызвавшей аварийное отключение.

Некоторые из серийно выпускаемых систем автоматики позволяют осуществлять
полуавтоматический пуск и останов котлоагрегатов, работающих на газовом и
жидком топливе. Одна из особенностей систем автоматизации газифицированных
котельных является полный контроль за безопасностью работы оборудования и
агрегатов. Система специальных защитных блокировок должна обеспечить отключение
подачи топлива при:

—       нарушении нормальной последовательности пусковых операций;

—       отключении дутьевых вентиляторов;

—       нарушении тяги в топке котла;

—       погасании факела;

—       понижении уровня воды в котле;

и в других случаях отклонения параметров работы котлоагрегатов от нормы.

Поэтому современные системы автоматизации состоят из оборудования и
приборов, обеспечивающих комплексное регулирования режима и безопасность их
работы. Для диспетчеризации котельных необходима высокая степень надежности
работы исполнительных органов и датчиков систем автоматики. В ряде случаев
ограничиваются применением в котельных автоматики «минимум» предназначенной
для контроля лишь основных параметров (частичная автоматизация).

К выпускаемым и вновь разрабатываемым системам автоматизации отопительных
котельных предъявляется ряд технологических требований:

—       блочность, т. е возможность лёгкой замены вышедшего из строя
блока;

—       агрегатность, т. е. возможность набора любой схемы из
ограниченного числа унифицированных элементов.

—       Наличие устройств, позволяющих осуществлять телеуправление
автоматизированными установками по минимальному количеству каналов связи
минимальная инерционность и быстрейшее возвращение к норме при любом возможном
разбалансе системы.

—       Полная автоматизация работы вспомогательного оборудования:

регулирование давления в обратном коллекторе (подпитка теплосети),
давления в головке-деаэратора, уровня воды в баке-аккумуляторе деаэратора и др.

2.2.1 Контур регулирования давления пара в барабане котла

Назначение — удерживать постоянной заданную величину давления пара в
пределах точности регулирования путем изменения подачи топлива при колебаниях
расхода пара с котла от 20 до 120% его мощности.

Нижний предел (20%) определяется началом диапазона регулирования горелок,
которыми регулируются котлы ДЕ. Верхний предел (120%) определяется тем, что
кратковременно разрешается перегрузка котла.

Импульс по давлению пара для регулятора поступает из барабана котла. В
данной ситуации регулятор стремится поддерживать постоянным давление пара в
барабане; он также участвует и в регулировании общей нагрузки котельной.

2.2.2 Контур регулирования соотношения «газ-воздух»

Назначение — поддерживать заданное соотношение между количеством топлива
и воздуха во всем диапазоне изменения подачи топлива, которое определяется по
графику. Необходимые данные получают при теплотехнической наладке котла.

Для полного сжигания топлива используются несколько технологических
зависимостей между топливом и воздухом. Исходя из этого, строятся и схемы
автоматического регулирования: «давление топлива — давление воздуха»;
«расход пара — расход (давление) воздуха»; «положение РО топлива
— расход (давление) воздуха» и «количество кислорода 02 в уходящих
газах — количество воздуха».

Оптимальное количество воздуха будет выдерживаться, когда измеряется не
только расход топлива, но и его качественные показатели: состав, температура,
влажность и т.д. Наиболее точно это учитывается САР подачи воздуха,
удерживающей избыток (1,0-1,5%) кислорода 02 в уходящих газах. Однако из-за
сложности измерения кислорода наиболее часто применяется схема регулирования
соотношения «топливо — воздух».

Измерение количества топлива заключается в измерении давления
непосредственно на газовой горелке при постоянном сечении их выходных
отверстий. Такой метод измерения предусматривает и режимная карта котла.

Количество воздуха, подаваемого в топку, обычно измеряется по давлению
воздуха в воздуховоде перед котлом. Если на воздуховоде к котлам нет ручных
заслонок, т. к. горелка одна, то можно измерять количество воздуха по величине
давления в общем воздуховоде к котлам. В противном случае если прикрыть ручные
заслонки на горелках, то давление воздуха в общем воздухопроводе возрастет, что
как бы свидетельствует об увеличении количества воздуха от первоначального
положения ручных заслонок и регулятор будет прикрывать направляющий аппарат
вентилятора, хотя на горелки идет меньше воздуха и нужно наоборот увеличивать
подачу воздуха.

2.2.3 Контур регулирования разрежения

Назначение — полное удаление продуктов сгорания независимо от величины
нагрузки котла. Этого можно достичь при соответствии производительности
дымососа в каждый момент производительности вентилятора и количеству топлива.
Показателем такого соответствия является разрежение в топочной камере котла.

Избыточное давление в топке приводит к выбиванию газов и пламени из топки
в помещение котельной. С увеличением же разрежения в топке резко возрастают
присосы воздуха, снижающие экономичность работы котла за счет потерь с
уходящими газами и увеличение расхода электроэнергии на тягу.

На регулятор разрежения возлагается задача поддержания постоянного с
высокой точностью. Конкретная величина разрежения зависит от конструкции топки
и места отбора импульса. Дело в том, что в различных по высоте зонах топки
разрежение неодинаково. Для топок котлов типа ДЕ место отбора разрежения
располагается с фронта котла в верхней части топки над горелкой.

Основное требование к регулятору — максимально возможное быстродействие,
так как топка как объект регулирования разрежения практически безинерционна.

При увеличении количества воздуха, подаваемого в топку, разрежение в
топке уменьшится, одновременно снижается поступление воздуха через неплотности
обмуровки. Это говорит о значительном самовыравнивании топки как объекта
регулирования разрежения.

Из сказанного следует, что регулятор не должен иметь остаточной
неравномерности и может быть простым по закону регулирования. Как правило, для
котлов типа ДЕ ставят интегральный одноимпульсный регулятор разрежения.

2.2.4 Контур регулирования уровня в барабане котла

Назначение — поддерживать уровень воды в барабане постоянным с точностью
5 мм при изменении расхода пара с котла от 10 до 120%.

Уровень воды в барабане является одним из основных регулируемых
параметров паровых котлов. В равновесном состоянии участок питания котла
характеризуется равенством между количеством поступающей воды и расходом пара с
котла. Если это условие выдерживается, то уровень воды будет неизменным.
Отклонение уровня происходит по следующим причинам: изменение подачи воды,
расхода пара, теплонапряжения топки и давления пара в барабане. Отклонения
уровня от среднего положения при его регулировании не должны превышать 20 — 30
мм, так как в случае отказа регулятора достаточно 3 — 4 мин до упуска воды из
барабана или его перепитки. Упуск воды приводит к разрыву экранных труб и
выходу котла из строя; перепитка барабана котла приводит к повышению давления
пара, к забросу воды в паропровод, гидравлическим ударам и возможным разрывам
паропроводов.

В то же время барабанный котел обладает рядом свойств, затрудняющих
поддержание уровня в переходных режимах. При нанесении возмущения процесс изменения
уровня характеризуется запаздыванием, «набуханием» и отсутствием
самовыравнивания. В барабане котла регулируется уровень смеси пара и воды
(эмульсии), удельный вес которой меньше удельного веса воды. Поэтому в котлах
типа ДЕ, работающих на газе и мазуте, в случае резкого изменения нагрузки
происходит изменение уровня в ту же сторону, в чем и заключается явление —
«набухания». Иначе говоря, при повышении нагрузки увеличивается
количество пара в экранных трубках, поэтому увеличивается и количество воды, вытесненной
паром в барабан котла, что приводит к повышению уровня. «Набухание»
тем больше, чем сильнее экранирован котел и меньше давление пара.

«Набухание» вредно сказывается на процессе регулирования. Так,
при сбросе нагрузки подачу воды следует уменьшить, но уровень при этом
понижается, и регулятор воздействует на увеличение подачи воды. К тому же
поступление порции воды, имеющей низкую температуру, приводит к дополнительному
снижению уровня. Первоначальное изменение уровня в сторону, противоположную знаку
возмущения, приводит к запаздыванию регулирования.

Таким образом, задача регулирования уровня из-за отсутствия
самовыравнивания, наличия «набухания» и запаздывания значительно
усложняется.

Для котлов ДЕ производительностью до 25 т/ч и давлением 1,4 МПа (14
кгс/см2) практически применяется одноимпульсный изодромный регулятор питания
водой барабана котла.

Питательная вода из деаэратора с давлением 0,02 МПа (0,2 кгс/см2)
подается на питательный насос, который подымает давление воды до 1,5..2,0 МПа
(15..20 кгс/см2), чтобы преодолеть давление пара в барабане котла. Затем вода
через регулирующий орган поступаёт в экономайзер где она нагревается до
температуры на 20..30°С меньше, чем температура котловой воды. Оттуда
питательная вода поступает в барабан котла.

Для предупреждения обслуживающего персонала об отклонении основных
технологических параметров от нормы предусматривается технологическая
светозвуковая сигнализация. Схема технологической сигнализации котельной
разделяется, как правило, на схемы сигнализации котлоагрегатов и
вспомогательного оборудования котельной. В котельных с постоянным обслуживающим
персоналом должна предусматриваться сигнализация:

—       остановка котла (при срабатывании защиты);

—       причины срабатывания защиты;

—       понижения температуры и давления жидкого топлива в общем
трубопроводе к котлам;

—       понижения или повышения давления воды в обратном трубопроводе
тепловой сети;

—       понижения давления воды в питательной магистрали;

—       повышения или понижения уровня в баках (деаэраторных,
аккумуляторных систем горячего водоснабжения, конденсатных, питательной воды,
хранения жидкого топлива и др.), а также понижения уровня в баках промывочной
воды;

—       повышения температуры в баках хранения жидких присадок;

—       неисправность оборудования установок для снабжения котельных
жидким топливом (при их эксплуатации без постоянного обслуживающего персонала);

—       повышения температуры подшипников электродвигателей при
требовании завода-изготовителя;

—       понижения величины рН в обрабатываемой воде (в схемах
водоподготовки с подкислением);

—       повышения давления (ухудшения вакуума) в деаэраторе;

—       повышения или понижения давления газа.

Схема автоматизации котельной представлена в приложении А.

2.3   Выбор и обоснование технических средств автоматизации

Основным критерием при выборе современного датчика является его
интеллектуальность. Под этим термином понимается не просто наличие в датчике
микропроцессора, а программируемая многофункциональность датчика, модульность
его построения, наличие в нем интерфейсов к типовым цифровым полевым сетям.

В функции современного интеллектуального датчика обычно входят:

—       хранение архива измеренных значений;

—       первичная обработка измеренных значений, контроль их выхода
за заданные границы;

—       преобразование измерений в заданные технические единицы с коррекцией
по влияющим на точность измерения факторам;

—       самодиагностика и тестирование с выдачей сообщений оператору
о наименовании обнаруженной неисправности датчика;

—       дистанционная, с пульта оператора настройка шкалы датчика,
установка его нуля и градуировка.

Для измерения температуры воды используем
датчик ТСПУ Метран-276.

Термопреобразователь ТСПУ Метран-276
предназначен для измерения температуры нейтральных и агрессивных сред, по
отношению к которым материал защитной арматуры является коррозионно-стойким.

Чувствительный элемент первичного
преобразователя и встроенный в головку датчика измерительный преобразователь
преобразуют измеряемую температуру в унифицированный выходной сигнал
постоянного тока, что дает возможность построения АСУТП без применения дополнительных
нормирующих преобразователей [2].

Технические характеристики и параметры датчика ТСПУ Метран-276 приведены в таблице Г.1 в
приложении Г.

Для измерения температуры дымовых газов
используем датчик ТСП Метран-206.

Термопреобразователь ТСП Метран-206 предназначен для
измерения температуры жидких и газообразных химически неагрессивных сред, а
также агрессивных, не разрушающих материал защитной арматуры [2].

Технические характеристики и параметры датчика ТСП Метран-206.приведены
в таблице Г.2 в приложении Г.

Для измерения температуры подшипников
насосов используем преобразователь ТСП Метран-246 [2].

Технические характеристики и параметры датчика
Метран-246 приведены в таблице Г.3 в приложении Г.

Для измерения температуры подшипников вентиляторов выберем
преобразователь ТСМ Метран-243.

Назначение: для измерения температуры
малогабаритных подшипников и поверхности твердых тел [2].

Технические характеристики и параметры датчика ТСМ
Метран-243 приведены в таблице Г.4 в приложении Г.

Для контролирования кавитации потока воды
после насосов используем датчик ДМ — 2005 — Сг — 1Ех.

Манометры, показывающие сигнализирующие ДМ
— 2005 — Сг — 1Ех предназначены для измерения избыточного и вакуумметрического
давления различных сред и управлений внешними электрическими цепями от
сигнализирующего устройства прямого действия.

Приборы являются взрывозащищёнными с видом взрывозащиты
«взрывонепроницаемая оболочка» [7].

Технические характеристики и параметры датчика ДМ
— 2005 — Сг — 1Ех приведены в таблице Г.5 в приложении Г.

Для измерения давления газа используем Метран-100-ДИ.

Метран-100-ДИ-предназначен для преобразования избыточного давления в
стандартный токовый сигнал дистанционной передачи в системах автоматического
контроля, регулирования и управления.

В датчиках измеряемое избыточное давление воздействует на мембрану и
преобразуется в усилие на жестком центре, которое через шток передается на
рычаг тезопреобразователя. На измерительной мембране размещены тензорезисторы.
Деформация измерительной мембраны вызывает изменение сопротивления
тензорезисторов и разбаланс мостовой схемы. Электрический сигнал, образующийся
при разбалансе мостовой схемы, подается в электронный преобразователь.
Электронный преобразователь преобразует электрический сигнал от
тензопреобразователя в стандартный токовый выходной сигнал [3].

Технические характеристики и параметры датчика Метран-100-ДИ приведены в
таблице Г.6 в приложении Г.

Метран-100-ДД предназначен для измерения разности давлений, а также для
измерения уровня расхода в комплекте с ДКС (диафрагма каменная стандартная).

Мембраны приварены по наружному контуру к основанию и соединены между
собой центральным штоком, который связан с концом рычага преобразователя с
помощью тяги. Воздействие измеряемой разности давлений вызывает прогиб мембран,
изгиб мембраны тензопреобразователя и изменение сопротивления тензорезисторов.
Электрический сигнал от тензопреобразователя передается из измерительного блока
в электронный преобразователь [3,5].

Технические характеристики и параметры датчики Метран-100-ДД приведены в
таблице Г.7 в приложении Г.

Сигнализатор загазованности СТМ-30 предназначен для непрерывного контроля
взрывоопасных концентраций в воздухе помещения и открытых пространств горючих
газов, паров и их смесей.

Принцип действия сигнализатора термохимический основанный на изменении
теплового эффекта от окисления горючих газов и паров на каталитически активном
элементе датчика.

Используется мостовая схема измерения, подается напряжение питания и
выходное напряжение [6].

Технические характеристики и параметры датчика СТМ-30 приведены в таблице
Г.8 в приложении Г.

УЗС-207 (АД-102И — акустический датчик) —
предназначен для контроля одного или 2-х предельных уровней в различных
технологических сосудах или резервуарах.

Принцип работы акустического датчика (АД)
основан на определении времени прохождения ультразвукового сигнала через
рабочий зазор датчика [7].

Технические характеристики и параметры приведены датчика УЗС-207 в
таблице Г.9 в приложении Г.

Для контроля наличия пламени используется датчик фотоэлектрический
ФД — 1 ТУ1-586-0019-92. Датчик предназначен для преобразования пульсации
световой энергии факела пламени в изменения сопротивления датчика и применяется
в схемах защиты и сигнализации при погасании факела в топках котлов.

Технические характеристики и параметры приведены датчика ФД — 1 в таблице Г.10 в приложении Г.

Индукционный расходомер марки ЭРИС-ВТ применяют для
определения расхода подтоварной воды (с различных установок ДНС, УПН), речной,
озерной воды на водозаборных и водонапорных станциях.

Принцип работы основан на возникновении электродвижущей силы в датчике
жидкости, которая пересекает магнитное поле [4].

Технические характеристики и параметры датчика ЭРИС-ВТ
приведены в таблице Г.11 в приложении Г.

Для измерения разрежения в барабане котла используется
многопредельный измеритель давления/разрежения АДР-0.25.2.

Измерители давления многопредельные с цифровой и линейной
дискретной индикацией величины давления предназначены для: непрерывного
измерения значения абсолютного и избыточного давления воздуха, природных и
других газов, неагрессивных к материалам контактирующих деталей (кремний,
сталь); формирования дискретных выходных сигналов при достижении давлением
заданных уровней (уставок).

Технические характеристики и параметры приведены датчика АДР-0.25.2 в таблице Г.12 в приложении Г.

Счетчик вихревой газовый СВГ. М предназначен для оперативного
и коммерческого учета природного газа. Счетчик состоит:

—       датчик расхода (ДРГ. М);

—       датчик избыточного давления;

—       датчик температуры.

Принцип работы: тело находящиеся на пути обтекающих его струй
изменяет давление потока до тела обтекания и после него, в результате
происходит срыв вихрей. Образование вихрей происходит, поочередно получается
дорожка Кармана [4].

Технические характеристики и параметры датчика
СВГ. М приведены в таблице Г.13 в приложении Г.

Для измерения объёма пара, а также
количества тепловой энергии, переносимой паром, используется счётчик пара
вихревой СВП — 2500.

Счётчик пара состоит из датчика расхода
газа (пара) вихревого ДРГ.М, датчика расхода конденсата, датчиков температуры,
давления с электрическим выходным сигналом 0-5 мА или 4-20 мА, блока контроля
теплоты микропроцессорного БКТ.М.

Измеряемая среда — насыщенный или перегретый пар с
температурой 100-250⁰С. Датчик расхода
преобразует объём проходящего пара при рабочем давлении в последовательность
электрических импульсов ценой каждого 1∙10^-3 или 0,1∙10^-3
м³/имп в зависимости от типоразмера.

Датчик расхода может эксплуатироваться при
температуре окружающего воздуха от минус 40 до плюс 50°С.

Технические характеристики и параметры датчика СВП
— 2500 приведены в таблице Г.14 в приложении Г.

Механизмы исполнительные электрические
однооборотные (МЭО) постоянной скорости предназначены для перемещения
регулирующих органов в системах автоматического регулирования технологическими
процессами в соответствии с командными сигналами автоматических регулирующих и
управляющих устройств.

Механизмы состоят из следующих основных
узлов: электропривода, редуктора, штуцерного ввода, блока сигнализации
положения.

Принцип работы механизмов заключается в
преобразовании электрического командного сигнала во вращательное перемещение
выходного органа.

Электрическое питание механизмов
осуществляется трехфазным током напряжением: 220/380, или 240/415В с частотой
50Гц, или 220/380В с частотой 60Гц.

Электрическое питание выносного блока БП —
10 осуществляется от 220В с частотой 60Гц, допустимое отклонение напряжения
питания от -15 до +10%, частоты питания ±2% [7].

Для питания всех преобразователей используем блок питания,
Метра-602.

Блок питания Метран-602 предназначен для
преобразования сетевого напряжения 220В в стабилизированное напряжение 24 или
36В и питания датчиков с унифицированным выходным сигналом:

—       датчиков давления серии Метран и др.;

—       датчиков температуры серии Метран-270, Метран-270МП,
Метран-280 и др.

Блок питания Метран-602 состоит из сетевого
трансформатора и двух независимых каналов, каждый из которых имеет
стабилизатор, схему электронной защиты.

Схема электронной защиты предназначена для защиты блока питания от
перегрузок и коротких замыканий в нагрузке. Блок питания автоматически выходит
на рабочий режим после устранения замыкания в нагрузке.

Технические характеристики и параметры датчика
Метра-602. приведены в таблице Г.15 в
приложении Г.

3.  
Программируемый логический контроллер в системе автоматизации

3.1   Выбор контроллера

3.1.1   Обзор рынка контроллеров

При выборе контроллера произведем
сравнительный анализ нескольких видов программируемых логических контроллеров и
на основе данного анализа произведем выбор контроллера наиболее подходящий
условиям поставленной задачи. В настоящее время, множество фирм, как
зарубежных, так и российских занимается разработками в области создания
программируемых логических контроллеров, для их же применения в различных
отраслях промышленности. Рассмотрим несколько видов программируемых логических
контроллеров:

а)   контроллер серии SLC-500 фирмы «Allen-Bradley» (США).
Контроллер SLC-500 — широко используются во всем мире.

Плюсы:

1)         популярное решение для расширяемых приложений автоматизации;

2)      экономичные и легкие в использовании процессоры с большими
возможностями;

)        исключительная надежность, подтвержденная в сотнях тысяч
приложений;

)        расширенная система команд, включающая косвенную адресацию,
широкие математические возможности и вычисление выражений.

Основные характеристики SLC-500:

1)         контроллеры с фиксированной конфигурацией на 20, 30 или 40
входов-выходов;

2)      быстрый обмен сообщениями по сети, связь с другими сетями, а
также связь между модулями в шасси;

)        модульная конструкция ввода-вывода, памяти и интерфейсов связи
обеспечивает перестройку и расширение контроллера. При конфигурации контроллера
определяется необходимое количество входов-выходов, требуемый объём памяти и
тип сети связи. В последствии при необходимости расширения возможностей
контроллера можно добавить в него входы-выходы, память или интерфейсы связи;

)        аппаратура контроллера разработана для эксплуатации в тяжёлых
промышленных условиях, для противостояния вибрациям, повышенной температуре и
электромагнитным помехам;

)        компактная конструкция контроллера позволяет устанавливать его в
ограниченном пространстве;

)        удалённый доступ к контроллеру возможен посредством соединения с
ним по сетям Ethernet, ControlNet, DeviceNet, DH+, DH-485;

)        удалённый доступ к модулям ввода-вывода, расположенным в другом
месте может быть осуществлён посредством связи по сетям ControlNet, DeviceNet и
Remote I/O.

Семейство SLC-500 — это развивающееся
семейство малых программируемых контроллеров, построенное на двух аппаратных
модификациях: фиксированный контроллер с опцией расширения при помощи 2-x
слотного шасси, или модульный контроллер до 960 точек ввода-вывода. Средства
программирования и большинство модулей ввода-вывода совместимы для обеих
модификаций, так что можно реализовать с минимальной стоимостью широкий спектр
приложений.

Процессор SLC-5/04 включает сопроцессор
для увеличения скорости выполнения математических команд. Он также содержит
встроенный порт сети Data Highway Plus (DH+). Непосредственное подключение к
сети DH+ обеспечивает связь SLC-5/04 с процессорами семейства PLC-5 по сети DH+
без дополнительного оборудования. Любой программируемый контроллер SLC-500 в
сочетании с модулем непосредственной коммуникации (DCM), модулем сканера (SN)
или модулем распределенного сканера (DSN) для реализации распределенного
ввода-вывода может быть интегрирован в сеть дистанционного ввода-вывода
Allen-Bradley 1771 Remote I/O.

Семейство SLC-500 предлагает широкий выбор
модулей дискретного ввода-вывода, которые позволяют строить системы управления
с минимальными затратами. Кроме того, наличие 32-канальных модулей ввода-вывода
снижает требования к монтажному пространству.

б) контроллер серии S7-300 фирмы
«SIEMENS». SIMATIC S7-300 — это модульный программируемый контроллер,
предназначенный для построения систем автоматизации средней и низкой степени
сложности. Модульная конструкция, работа с естественным охлаждением,
возможность применения структур локального и распределенного ввода-вывода,
широкие коммуникационные возможности, множество функций, поддерживаемых на
уровне операционной системы, удобство эксплуатации и обслуживания обеспечивают
возможность получения рентабельных решений для построения систем
автоматического управления в различных областях промышленного производства. Эффективному
применению контроллеров способствует возможность использования нескольких типов
центральных процессоров различной производительности, наличие широкой гаммы
модулей ввода-вывода дискретных и аналоговых сигналов, функциональных модулей и
коммуникационных процессоров.

Контроллеры SIMATIC S7-300 имеют модульную
конструкцию и могут включать в свой состав:

1)         модуль центрального процессора (CPU);

2)      модули блоков питания (PS), обеспечивающие возможность питания
контроллера от сети переменного тока напряжением 120/230В или от источника
постоянного тока напряжением 24/48/60/110В;

)        функциональные модули (FM), способные самостоятельно решать
задачи автоматического регулирования, позиционирования, обработки сигналов;

)        интерфейсные модули (IM), обеспечивающие возможность подключения
к базовому блоку (стойка с CPU) стоек расширения ввода-вывода;

)        сигнальные модули (SM), предназначенные для ввода-вывода
дискретных и аналоговых сигналов с различными электрическими и временными
параметрами.

Контроллеры SIMATIC S7-300 позволяют использовать в своем
составе до 32 сигнальных и функциональных модулей, а также коммуникационных
процессоров, распределенных по 4 монтажным стойкам. Все модули работают с
естественным охлаждением [23].

Области применения SIMATIC S7-300:

1)         автоматизация машин специального назначения;

2)      автоматизация текстильных машин;

)        автоматизация упаковочных машин;

)        автоматизация машиностроительного оборудования;

)        автоматизация оборудования для производства технических средств
управления и электротехнической аппаратуры;

)        построение систем автоматического регулирования и
позиционирования;

)        автоматизированные измерительные установки и другие [22].

в) контроллер серии ЭЛСИ-Т фирмы «ЭЛЕСИ» (г.
Томск). Компактный, современный программируемый контроллер средней мощности.
Благодаря расширяемой модульной архитектуре контроллер ЭЛСИ-Т может быть
сконфигурирован для разнообразных применений от локальной автоматики до
распределенных систем управления. Системы на базе этого контроллера сочетают
компактность и прочность промышленной конструкции, тем самым, обеспечивает
экономичность и надежность установки в сложных промышленных условиях.

Контроллер осуществляет сбор и обработку информации с
первичных датчиков, формирование сигналов управления по заданным алгоритмам,
прием и передачу информации по стандартным интерфейсам V.23, V.27, RS — 232, RS
— 485, CAN.

Контроллер ЭЛСИ-Т имеет встроенную энергонезависимую память,
которая позволяет хранить наиболее важную для функционирования технологического
объекта оперативную информацию во время отсутствия электроснабжения.

Встроенные средства самодиагностики защищают технологический
объект от выдачи ложных управляющих воздействий и помогают при устранении
неисправностей.

Подключение к контроллеру пульта инженера предоставляет
доступ к текущей информации и позволяет изменять необходимые параметры и задачи
обработки.

Часы реального времени обеспечивают синхронную работу
контроллеров в распределенных системах управления.

Контроллер состоит из коммутационной панели, процессорного
модуля и набора модулей расширения, блока питания.

Процессорные модули имеют встроенный интерфейс CAN,
позволяющий непосредственно подключать удаленные интеллектуальные устройства
ввода-вывода.

Функциональность контроллера ЭЛСИ-Т
обеспечивается различными модулями ввода-вывода. Их особенностью отличительной
является встроенный микроконтроллер, это позволяет производить первичную
обработку данных непосредственно в модуле, высвободив ресурсы центрального
процессора для решения задач логического управления объектом. Встроенные
элементы автоматической калибровки исключают необходимость подстройки,
обеспечив точность измерения программными средствами модуля. Все модули
ввода-вывода обеспечивают гальваническую развязку 500 В.

Широкий набор интерфейсных модулей
позволяет использовать контроллер в локальных и распределенных системах
управления различных типов. Возможность подключения к различным полевым шинам
решает проблему обмена данными в системе между различными протоколами.

Питание контроллера осуществляется от сети
18…36В постоянного тока. Потребляемая мощность не более 50 Вт. Контроллер
ЭЛСИ-Т прост в программировании, надежен в эксплуатации, удобен при монтаже и
наладке.

г) контроллер ЭК-2000 фирмы «ЭМИКОН». Контроллеры
универсальные программируемые промышленные ЭК-2000. Для использования в
автоматизированных системах управления технологическими процессами, применяются
на нефтяных и газовых промыслах, при транспортировке и хранении нефти и газа, в
металлургии, химической промышленности, пищевой, машиностроении, коммунальном
хозяйстве.

Сетевая связь звездообразной и магистральной архитектуры
осуществляется через интерфейсы RS-232C, RS-485, модем V23 по протоколу MODBUS.
Контроллеры новой серии ЭК-2000 с архитектурой на базе x86 процессоров в
формате PC/104 работают под управлением ОС РВ QNX4.25.

Надежная конструкция контроллеров ЭК-2000 и устойчивое
программное обеспечение на базе ОС РВ QNX позволяет использовать их на самых
ответственных участках АСУ ТП, таких как системы автоматического пожаротушения
трубопроводного транспорта или установки по производству топлива для атомных
электростанций.

Контроллеры ЭМИКОН позволяют снижать стоимость систем (по
сравнению с системами, построенными на базе импортных контроллеров, например,
фирм MODICON, SIEMENS) в 2 и более раз, при этом по всем техническим
характеристикам (в том числе по надежности), они не уступают, а по некоторым
характеристикам (например, помехозащищенности) и превосходят аналогичные
изделия импортных производителей.

3.1.2   Критерии выбора

На сегодняшний день на рынке промышленных контроллеров есть обширный
спектр разнообразных контролеров, представителей различных фирм, заводов.
Проанализировав мировой рынок множества контроллеров, делаем вывод, что
наиболее подходящие по нужным параметрам, а именно число поддерживаемых
входов/выходов; поддерживаемые протоколы обмена; фирма-производитель и его
поддержка; стоимость оборудования и поставки являются ведущие мировые фирмы:
Siemens, Mitsubishi Electric, Allen-Bradley.

Для управления системой выбрана модель контроллера SLC-500 фирмы Allen-Bradley, так как
данная модель отвечает всем требованиям. И еще этот выбор сделан по
рекомендации технического отдела, который уже использует контроллеры этой фирмы
и уверен в надёжности их работы и простоте обслуживания

3.2   Выбор конфигурации и расчет энергопотребления контроллера

По конфигурации входных и выходных сигналов контроллера
выберем тип контроллера, модули ввода-вывода и рассчитаем энергопотребление
контроллера, выбрав источник питания фирмы «Allen-Bradley» семейства SLC-500.

Конфигурация сигналов контроллера представлена в таблице 3.1.

Таблица 3.1 —     Конфигурация сигналов контроллера

Тип сигнала	DI (24В)	DO (24В)	AI (4-20мА)
Количество сигналов	29	46	76

Конфигурация контроллера и расчет энергопотребления сведены в
таблице 3.2.

SLC-5/04 (1747-L543) — максимальный объем
памяти 64К слов (6К слов данные или программа, а 4К слов только данные).
Максимальное количество входов/выходов 4096. Максимальное количество локальных
аналоговых входов выходов 96. Коммуникационные порты DH+, RS-232. Ток нагрузки задней
шины 1,0А при 5В, 200мА при 24В. Среднее время сканирования программы 0,9мс, а
среднее время сканирования входов выходов 0,225мс [14].

Таблица 3.2 —     Конфигурация контроллера и расчет энергопотребления

№ шасси	№ слота	Каталожный номер	Источник питания 5В	Источник питания 24В	Описание
1	2	3	4	5	6
1746-A10	0	1747-L543	1	0,2	ЦП SLC-5/04
	1	1746-NI16I	0,125	0,075	Входные аналоговые модули
	2	1746-NI16I	0,125	0,075
	3	1746-NI16I	0,125	0,075
	4	1746-NI16I	0,125	0,075
	5	1746-NI16I	0,125	0,075
	6	1746-IB32	0,106	—	Входные дискретные модули
	7	1746-OB32	0,19	—	Выходные дискретные модули
	8	1746-OB32	0,19	—
	9	резерв	—	—	—
	Итого	I, А	2,111	0,575	Блок питания 1746-Р2
	БП	I, А	5	0,96
	Запас	I, А	2,889	0,385

1746-NI16I (16-входов) — входной аналоговый модуль, ток нагрузки задней
шины 125мА при 5В (75мА при 24В); ±20мА, 4-20мА, 0-1мА или 0-10мА. Максимальное
разрешение 16 бит. Число резервных сигналов 4 [12].

-IB32 (32-входа) — дискретный входной модуль постоянного тока.
Высокоуплотненный для использования в ограниченном свободном пространстве, ток
нагрузки задней шины при 5В-106мА, напряжение управления 15-30В. Число
резервных сигналов 3.

-OB32 (32-выхода) — дискретный выходной модуль постоянного тока.
Высокоуплотненный выход с низким потреблением тока при 5В-190мА, рабочее напряжение 5-50В. Число
резервных сигналов 18 [13].

Блок питания 1746-Р2 — номинальное входное напряжения питания 120 или
220В, ток источника питания монтажной платы 5А при 5В (0,96А при 24В),
максимальное значение активной потребляемой мощности 70Вт.

3.3   Разработка алгоритмов управления технологическим процессом

В основной программе при первом запуске процессора выполняется
инициализация аналоговых модулей путем копирования слова конфигурации с помощью
инструкции FLL из N10:0 в выходное слово модуля.
После инициализации осуществляется проверка данных на ошибки, если ошибок нет
данные записываются в память для дальнейшей обработки. После проверки данных и
записи их в память производится масштабирование и сохранение входных данных.

В основной программе возможен переход на подпрограммы:

—       подпрограмма регулирования уровня воды в барабане котла. В
подпрограмме осуществляется проверка на ошибки битов состояния для двух каналов
(уровень воды и положение клапана), запись каналов в память, масштабирование.
Проводится расчет управляющего воздействия с помощью ПИД — инструкции на основе
полученной информации — текущее значение уровня. Затем проводится сравнение
текущего положения клапана с вычисленным значением. На основе данной информации
клапан будет либо открываться, либо закрываться, при этом будет посылаться
сигнал на верхний уровень.

—       подпрограмма подготовки газопровода. Переход на подпрограмму
подготовки газопровода происходит, если режим ожидания розжига не включен. В
подпрограмме подготовки газопровода выполняется проверка условия: контроль
отсутствия пламени запальника в горелке должен быть установлен. Если функция
газопровода не включена, вырабатывается управляющий сигнал на включение функции
продувки газопровода. При этом устанавливается контрольное время (минимальная
длительность продувки устанавливается программно на 5 минут, при необходимости
к этому времени может быть добавлено дополнительное время, которое
устанавливается в пределах 0-10 минут), по истечению которого производится
проверка на включение продувки газопровода, если включение не подтверждается,
вырабатывается сигнал «Авария продувки». Задвижка газа должна быть
закрыта. При включении выхода закрытия задвижки газа задается контрольное время
50с для проверки выполнения закрытия. Если задвижка не закрылась,
вырабатывается сигнал «Авария закрытия». Если на светоиндикаторах
причины аварии присутствует сигнал о первопричине или повторной аварии
конкретной горелки включается индикация режима «Розжиг запрещен».
Если нет аварии, выполняются следующая проверка: кнопка «Розжиг»
данной горелки нажата. Если выше перечисленные условия выполняются, тогда
вырабатывается сигнал «Данная горелка готова к розжигу».

—       подпрограмма вентиляции топки. Переход на подпрограмму
вентиляции топки происходит, если режим ожидания розжига включен, вентиляция
топки не выполнялась и бит включения вентиляции топки равен единице. В
подпрограмме вентиляции топки производится проверка рабочего состояния дымососа
и вентилятора. Если условия выполняются, вырабатывается сигнал на выключение
регуляторов разряжения в топке, если нет, устанавливается контроль включенного
состояния пускателей дымососа и вентилятора, а также снимается контроль
разряжение в топке. После выключения регуляторов разряжения в топке снова
проверяется рабочее состояние дымососа и вентилятора. Если условие выполняется,
устанавливается контроль включенного состояния дымососа и вентилятора, в
противном случае, если направляющие аппараты дымососа и вентилятора в закрытом
состоянии, вырабатывается сигнал на включение дымососа и вентилятора (задержка
на разгон дымососа и вентилятора — 7с), если дымосос или вентилятор не
работает, вырабатывается сигнал «Авария включения». Если направляющие
аппараты дымососа и вентилятора не в закрытом состоянии — вырабатывается сигнал
на закрытие (контрольное время на закрытие — 75с). Если по окончании
контрольного времени операция закрывания направляющего аппарата не выполнена —
формируется аварийное сообщение «Авария закрытия». Если все
требования выполняются, включается индикация «Переход к вентиляции
топки».

—       подпрограмма подготовки котла ДЕ-6,5/14-ГМ к розжигу
(проверка основных параметров перед розжигом). Переход на подпрограмму
подготовки котла ДЕ-6,5/14-ГМ к розжигу происходит, если розжиг котла не
выполнялся, включена индикация » Переход к вентиляции топки » и бит
включения розжига котла установлен в единицу. В начале данной подпрограммы
выполняется регулирование разрежения в топке. При аварийном повышении
разрежения формируется аварийное сообщение «Авария высокое разрежение в
топке», вырабатывается сигнал на включение вентиляции топки (длительность
вентиляции устанавливается программно на 480с). По окончании времени
вентиляции, осуществляется проверка на выполнение вентиляции, если вентиляция
не выполнена, формируется сигнал «Авария выполнения вентиляции». Если
вентиляция выполнена, все параметры котла в норме включается индикация режима
«Котел к розжигу готов».

—       подпрограмма розжига горелок. Переход на подпрограмму розжига
горелок происходит, если горелки выключены, если горелки не в ремонте и бит
розжига горелок установлен в единицу. Если подготовительные операции не
проводились, розжиг горелок запрещен. Например, кнопка «Розжиг»
данной горелки не нажата, происходит переход на подпрограмму подготовки
газопровода при этом вырабатывается сигнал «Запрет розжига». Если
перед розжигом горелок вход «Вентиляция проведена» не включен,
происходит переход на подпрограмму вентиляции топки при этом формируется сообщение
«Вентиляция не проведена». Переход на подпрограмму подготовки котла
ДЕ-6,5/14-ГМ к розжигу и формирование сообщения «Котел к розжигу не
готов» происходи если общекотловые параметры не в норме. Заслонка газа
горелки закрывается, контрольное время на закрытие заслонки газа 75с. Если по
окончании контрольного времени заслонка газа горелки не закрыта, формируется
сообщение «Авария закрытия заслонки газа».         После того, как
контроль закрытого состояния заслонки газа установлен, вырабатывается сигнал на
включение искроразрядного устройства. При этом клапан газа на запальник должен
быть открыт, если клапан закрыт, производится открывание клапана (контрольное
время 6с). Если по окончании контрольного времени клапан газа не открылся,
формируется сообщение «Авария открытия» После
включения напряжения питания электромагнитного клапана топливный газ поступает
к запальнику, в течение 2-5с (в зависимости от длины запальника) происходит
заполнение корпуса газо-воздушной смесью. Подаются
кратковременные (не более 1с с паузой 5с) импульсы напряжения на индукционную
свечу зажигания, смесь зажигается, и информация о появлении факела запальника
передаётся от датчика на сигнализатор горения. Схема автоматики должна
обеспечивать блокировку клапана в открытом положении при наличии факела
запальника и закрывать его при погасании. После выключения искроразрядного
устройства производится проверка пламени запальника. Если пламя запальника
имеется, вырабатывается сигнал на включение факела горелки (отчет предельного
времени до включения контроля факела горелки 25с). Если контроль в течение 25с
не установлен, формируется сообщение «Авария факела горелки».

Листинг программы приведен в приложении Ж, а алгоритм
управления контроллером в приложении Е.

3.4   Верхний уровень управления

3.4.1   Автоматизированное рабочее место оператора

Программные средства автоматизированного рабочего место оператора
обеспечивают работу АСУТП по управлению всем оборудованием котельной.

Программное обеспечение АРМ оператора котельной выполняет функции:

—       диагностика и контроль состояния всех уровней системы,
настройка системы;

—       автоматизированное проектирование (создание и редактирование
мнемосхем, отчетных форм и т.д.) без останова системы;

—       обмен данными с системами управления и контроля
котлоагрегатами, обмен данными с системами управления и контроля
вспомогательным оборудованием;

—       контроль достоверности данных, предварительная обработка
данных;

—       технологическая сигнализация;

—       графический интерфейс с оператором (отображение динамических
мнемосхем, таблиц, графиков, гистограмм, управляющих пультов, меню), вывод
данных на принтер;

—       аварийная сигнализация, регистрация аварийных ситуаций;

—       создание архивов (история процесса, ведомости событий с
комментариями оператора, история аварийных событий, статистика работы
оборудования);

—       дистанционное управление;

—       расчет и представление технико-экономических показателей;

—       представление информации о работе оборудования в
корпоративную сеть.

3.4.2   Обзор и критерии выбора SCADA-пакетов

Для разработки человеко-машинного интерфейса (HMI) выбран программный пакет RSView 32. Критерием выбора является обзор рынка
программного обеспечения, представленный в таблице 3.3.

Система RSView32 — это интегрированное программное
обеспечение HMI для сбора данных, оперативного контроля и управления
автоматизированными устройствами и технологическими процессами. Производитель RSView32 — компания Rockwell Automation, признанный мировой лидер в области
производства комплексных средств для автоматизации. RSView32 — это программный продукт, являющийся одним из
компонентов комплекса средств для визуализации технологических процессов View Any Ware компании Rockwell Automation.

RSView32
поддерживает все передовые технологии Windows и легко интегрируется с большинством аппаратных платформ с
помощью OPC и DDE, а также программными продуктами Rockwell Software, Microsoft и другими продуктами, эффективно
используя технологии ActiveX,
VBA, OLE и ODBC.

RSView
32 — простой интерфейс для Microsoft Windows, со всеми
его характеристиками и функциональными возможностями, которые необходимы для
эффективного контроля и управления оборудованием и процессами автоматизации.
Технология ActiveX упрощает создание, интеграцию и повторное использование
компонентов программного обеспечения.

Экраны RSView32 могут содержать как простые
графические объекты (круги,элипсы, прямоугольники и др.), так и более сложные
объекты (тренды или отчеты по сигналам тревоги).

Анимация в RSView32
осуществляется с помощью управления цветом, видимостью, заполнением,
положением, размером или вращением.

Таблица 3.3 —     Обзор рынка программного обеспечения

Критерии	Системы
	RSView	Sitex	Trace Mode
1	2	3	4
Разработчики	Rockwell Automation-США	Jade Software — Великобритания	AdAstrA — Россия
Требования к системе (ОС)	Windows 95 и Windows NT	ОС реального времени QNX	Windows NT
Средства сетевой поддержки	Ethernet, Control Net, ARCNET	Ethernet, ARCNET, Token-Ring, FDDI, ATM	Ethernet, ARCNET, ATM
Средства взаимодействия с другими системами	DD, DDE и OPC	TCP/IP и DDE	OPC, NetBIOS и TCP/IP
Используемые технологии	ActiveX, OLE и ODBC	ActiveX, ODBC	ActiveX, ODBC
Встроенные командные языки	Visual Basic for Applications (VBA)	Visual Basic for Applications (VBA)	Visual Basic for Applications (VBA), Visual C++
Используемый синтаксис для поддержания БД	ANSI SQL	ANSI SQL	ANSI SQL
Графические возможности систем	Используются объекты созданные в AutoCAD, Corel DRAW	Графика и отчеты рассматриваются как производные (внимание-БД)	Высокие графические возможности

Если разработчику проекта не достаточно встроенных возможностей RSView32, имеется возможность
автоматизировать HMI-приложения с помощью мощного встроенного языка
программирования Visual Basic for Applications (VBA). Среда VBA предназначена для расширения возможностей RSView32.

Для связи с управляемыми устройствами RSView32 использует высокопроизводительные стандарты OPC или
DDE, которые стали основными
технологиями для связи нижнего и верхнего уровня автоматизации.

Для соединения с техникой Allen-Bradley используются прямые драйверные
связи, где максимально эффективно используются коммуникационные технологии Rockwell Automation. Это делает систему RSView32 самой высокопроизводительной SCADA-системой для управления
контроллерами Allen-Bradley.

В состав пакета RSView32
входит утилита мониторинга тегов, позволяющая в любой момент времени проверить
наличие связи SCADA-системы с каждым из исполнительных
устройств.

RSView32
предлагает ряд уникальных средств тестирования и отладки:

—       тестовый запуск участка для быстрого тестирования отдельного
экрана, графического объекта или анимации;

—       изменения проекта в режиме on-line;

—       возможность тестирования проекта при различных условиях за
счет использования наборов параметров, рассматриваемых как единое целое
состояние системы («рецептов»).

RSView32
дает возможность обезопасить проекты с помощью 16 уровней защиты проекта и
защиты на уровне системы. Защита на уровне проекта позволит ограничить доступ
пользователей или групп пользователей к определенным дисплеям или запретить, им
изменять определенные значения тегов. Защита на уровне системы позволит
заблокировать пользователей внутри проекта RSView32 так, что они не смогут выйти в операционную систему
Windows [15].

Sitex спроектирован, чтобы удовлетворить запросы в
области мониторинга и систем управления. Мощностью и структурой Sitex обязан
операционной системе QNX. Эта операционная система имеет собственные средства
для работы в сети, обеспечивающие быструю связь, устойчивую к отказам (FLEET),
равномерную загрузку и избыточность сети. Графический пользовательский интерфейс
Open Look, обеспечиваемый графической средой QNX Windows и используемый в
Sitex, облегчает его изучение и использование. Несколько окон могут быть
открыты одновременно, причем все они будут обновляться в режиме реального
времени. Каждый сервер в Sitex может поддерживать одновременно работу
нескольких серверов ввода-вывода.-это пакет, в котором внимание
акцентируется на базе данных системы, которая в наибольшей степени определяет
объект управления, а все остальные возможности (графика, отчеты и т.п.) рассматриваются
как производные.

Сервер распределенной базы данных реального времени с архитектурой,
обеспечивающей множественный доступ и активное резервирование серверов.
Множественность доступа — это очень полезная возможность. Во-первых, она
повышает «живучесть» системы благодаря способности отдельных серверов
продолжать работу автономно, в условиях потери связи с другими серверами.
Во-вторых, значительно уменьшается нагрузка на сеть, как это происходит в
случае с выделенным или централизованным сервером.

Серверы ввода-вывода Sitex обеспечивают поддержку большинства
устройств ввода-вывода (в том числе и российских, таких, как логический
микропроцессорный контроллер ЛОМИКОНТ, регулирующий микропроцессорный
контроллер РЕМИКОНТ).

Встроенные средства поддержки работы в сети QNX (сеть,
устойчивая к отказам — FLEET) позволяют работать через Ethernet, ARCNET,
Token-Ring, FDDI, ATM и последовательный порт. Средства взаимодействия с
другими системами по протоколам TCP/IP и DDE.

Графический интерфейс легок в обращении. Он
базируется на векторном объектно-ориентированном построителе экранных форм. В
этом построителе реализованы все необходимые средства, позволяющие динамически
отобразить связи в реальном времени. Для переносимости экранных форм реализован
импорт графики и редактор растровой графики (BMP, PCX), а также редактор
символов с полным набором цветов с инвертированием и вращением.

—       для связи основного и резервного АРМ используется функция
автоматического горячего резервирования модуля Double Force MPB;

—       быстрая помощь службы технической поддержки значительно
облегчает разработку проекта;

—       система управления тревогами обеспечивает автоматическое
генерирование аналоговых (отклонение величины от заданной), цифровых (изменение
состояния), составных (сочетание нескольких событий) и генерируемых
пользователем тревог. Все сообщения разбиваются по приоритетам и записываются в
отчет тревог.

Список дополнений в Trace Mode:

—       значительно увеличилось количество поддерживаемого системой
оборудования;

—       добавлена функция горячего переключения на резервный порт
RS-485 при отказе основного;

—       добавлена функция формирования времени изменения канала в
драйвере;

—       расширены функции OPC-сервера Trace Mode. Теперь MPB может
осуществлять полноценный обмен данными в реальном времени с любыми
приложениями, поддерживающими OPC-клиент (пользовательскими программами на
Visual Basic, Visual C++, SCADA-системами, базами данных);

—       реализована функция подъема архивов из контроллера;

—       в редактор представления данных включены новые формы
отображения:

—       тренд распределенных параметров. Он позволяет отображать
профили изменения параметров по длине аппаратов; новый ActiveX просмотра отчета
тревог;

—       расширена библиотека адаптивных алгоритмов — добавлен
модальный регулятор и блок идентификации объекта управления. Модальный
регулятор обеспечивает более высокое качество на инерционных объектах, чем
обыкновенный ПИД-регулятор.

При работе с базами данных:

—       длина запроса ограничена, возможность двойной подстановки
значения канала при формировании запроса не предусмотрена, каналы с одинаковыми
именами в разных, хотя и однотипных объектах интерфейс ODBC не различают;

—       нет возможности задания периодичности архивирования;

—       работа ODBC-драйвера замедлена;

—       нельзя напрямую обмениваться с внешними базами данных
(например, MySQL, MS SQL), это осуществляется только через ODBC-драйвер.

Для разработки интерфейса MMI мною выбран пакет RSView фирмы
Аllen-Brаdley. Этот пакет снабжен неплохими средствами для проектирования
экранов MMI и работы с контроллером. Но главная причина выбора этого пакета
заключается в использовании в АСУ ТП контроллеров от фирмы Аllen-Brаdley, это
обеспечивает гарантию полной совместимости пакета с выбранным оборудованием.

3.4.3   Описание разработанного интерфейса оператора

Создание проекта в среде RSView32
Works начинается с образования нового
каталога, где будут храниться все файлы самой системы и ее модулей. Каждый
модуль хранит свои файлы в собственном каталоге. Все работы в дальнейшем по
созданию системы управления ведутся с помощью менеджера проектов, который
помогает собрать в единую систему файлы различных модулей.

Основой для построения АСУ ТП в системе RSView32 является база данных тегов (Tag database). Тег — это единица информации
системы, он может отражать значение файла данных контроллера (внешние теги) или
представлять некую внутреннюю переменную системы (внутренние теги). Для всех
тэгов определяется уникальный идентификатор (имя), тип (аналоговый, дискретный,
цифровой), уровень доступа и краткое описание. Для внутренних тегов, еще
задается начальное значение, которое будет присвоено тегу при старте системы.
Для внешних тегов определяется класс сканирования, узел, адрес в формате
контроллера. Теги могут объединяться в группы по объектному или функциональному
принципу [15].

Таблица тегов HMI
(человеко-машинного интерфейса) представлена в приложении И.

Интерфейс оператора представляет собой графические экраны, содержащие
информацию о протекании процесса, значения технологических параметров,
состоянии оборудования. Интерфейс позволяет оператору в режиме реального
времени контролировать протекание процесса и управлять, при необходимости,
технологическим оборудованием.

При запуске системы активизируется окно (экран) входа в систему. В этом
окне пользователю предлагается назвать свой пароль или покинуть систему.
Внешний вид данного окна представлен на рисунке К.1 в приложении К.

Если комбинация пароля является правильной, то пользователь получает
доступ к главному окну проекта изображенного на рисунке К.2 в приложении К. На
данном экране представлен общий вид котельной, значения параметров, меню
навигации по экранам. По средствам меню навигации осуществляется переход на все
остальные окна.

Из главного окна проекта пользователь может открыть следующие окна:

—       окно подготовки воды представлено на рисунке К.3 в приложении
К. В данном окне осуществляется управление насосными агрегатами, также
представлены контуры регулирования температуры воды на выходе ТО-1 и ТО-2,
отображаются проценты открытия клапанов.

—       окно деаэратора представлено на рисунке К.4 в приложении К. В
данном окне представлен общий вид деаэратора, контроль уровня воды в нем,
контур регулирования давления пара. Также предоставляется возможность управления
насосными агрегатами.

—       окно котла представлено на рисунке К.5 в приложении К. В
данном окне представлены контуры регулирования параметров, необходимых для
нормальной работы котлоагрегата: разрежение в топке, соотношение
«газ-воздух», уровень воды в барабане, давление пара в барабане.
Отображаются проценты открытия клапанов. Также предусмотрен контроль
загазованности помещения.

—       окно аварий представлено на рисунке К.6 в приложении К. Окно
аварий необходимо для предупреждения оператора, следящего за технологическим
процессом, о возникновении определенной ситуации, которая может привести к
серьезным последствиям и потому требующая его внимания, а часто и
вмешательства. На данном окне отображаются все аварии, которые могут возникнуть
в результате технологического процесса, их общее количество, уровень опасности
каждой аварии, а также время возникновения аварии. Оператору предоставляется
возможность подтверждения, фильтрация аварий.

—       окно помощи представлено на рисунке К.7 в приложении К.
Отображает условные обозначения и назначение горячих клавиш.

—       окно тренда реального времени представлено на рисунке К.8 в
приложении К. Тренды реального времени отображают динамические изменения
параметра в текущем времени, в данном случае температура воды перед и после ТО-2
и на выходе деаэратора.

—       окно архивного тренда представлено на рисунке К.9 в
приложении К. Архивные тренды не являются динамическими. Тренды становятся
архивными после того, как данные будут записаны на диск. Отображаемые данные
тренда в таком режиме являются неподвижными и будут отображаться только за
определенный период.

На всех окнах соблюдаются следующие правила:

—       изменяющийся параметр отображен в прямоугольнике зеленого
цвета. При достижении параметром аварийного значения прямоугольник начинает мигать
красным.

—       синим цветом отображается работающее оборудование (насос
включен, клапан открыт).

—       красным отображаются аварийные ситуации.

При желании покинуть систему пользователь может получить доступ к окну
выхода из системы с любого из выше перечисленных окон. На данном окне
запрашивается подтверждение желания покинуть систему, а также отмена выхода из
системы. Окно выхода из системы представлено на рисунке К.10 в приложении К.

3.5   Выбор и описание протоколов обмена информацией

протокол определяет связь между многократными устройствами, которые
существуют на единственной (отдельной) паре проводов. Протокол поддерживает два
класса (занятия) устройств: респонденты и инициаторы. Все инициаторы на сети
получают шанс начать (ввести) передачи (перемещение) сообщения. Чтобы
определять, который инициатор имеет, право передать, символ, используется
пропускающий алгоритм. DH-485 обеспечивает связь 32 устройств, обладает
способностью добавлять или удалять узлы без прерывания (разрушения) сети,
максимальная длина сети 1219 м (4000 футов).

Data Highway Plus (DH+)
представляет одноранговую связь с эстафетной передачей мастера связи среди
(максимум) 64 узлов. Так как такой метод не требует опроса, это помогает
обеспечивать быструю и надежную передачу данных.

Возможности DH+:

—       удаленное программирование процессоров PLC-2, PLC-3, PLC-5 и
SLC 500;

—       прямые подключения с процессорами PLC-5 и промышленными
пультами программирования;

—       скорость связи 57,6 Кбод, максимальная длинна кабеля 3,048 м;

—       простые реконфигурация и расширение.

RS-232
— это стандарт Electronics Industries Association (EIA), определяющий механические, электрические и
функциональные характеристики для последовательной двоичной связи. Одна из
самых больших выгод связи RS-232
— то, что она позволяет интегрировать телефон и радиомодемы в систему
управления. Расстояние, на котором можно связаться с отдельными устройствами
системы, фактически безгранично.

В данном дипломном проекте был выбран протокол DH-485 для обмена
информацией между устройствами разработанной системы автоматизации.

4.  
Расчет надежности
проектируемой системы

4.1   Общие положения

Надежность АСУ ТП — способность системы выполнять заданные функции,
сохраняя во времени значения установленных в заданных пределах эксплуатационных
показателей, при заданных условиях эксплуатации. Надежность АСУ ТП
характеризуюется в основном безотказностью и ремонтопригодностью.

При оценке надёжности разрабатываемой системы АСУ ТП, рассматриваем
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.

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

а)   функция централизованного контроля характеризуется показателями
безотказности:

1)         наработка на отказ Т;

2)      вероятность безотказной работы функции в течение заданного
времени P(t).

б)   показателями ремонтопригодности:

1)         среднее время восстановления способности АСУ ТП к выполнению
функции (Тв).

в)   комплексными показателями:

1)         коэффициент готовности по функции Кг;

2)      коэффициент оперативной готовности по функции Ког.

г) управляющие функции АСУ ТП
характеризуются комплексным показателем надежности:

1)         коэффициент готовности по функции Кг.

4.2   Методика расчета показателей надежности

Расчёт показателей надёжности:

—       определяется перечень функций АСУ ТП, к которым предъявляются
требования с точки зрения надежности.

—       определяется состав технических средств, участвующих в
реализации функций АСУ ТП.

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

—       для каждого технического средства, участвующего в расчёте
надёжности определяются такие параметры как поток отказов, который определяется
по формуле:

 (4.1)

Поток восстановления определяется по формуле:  

 (4.2)

Т и Тв в расчетах берутся из норм технических условий на устройства.

—       производится 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
соответственно по формулам:

 (4.3)

 (4.4)

При параллельном соединении с горячим резервированием значения
показателей надёжности рассчитываются по формулам:

—        наработка на отказ:

; (4.5)

—        коэффициент готовности определяется по формуле:

; (4.6)

—        среднее время восстановления определяется по формуле:

; (4.7)

—       производится определение показателей надёжности по формулам:

; (4.8)             ; (4.9)

При
расчете принимается:

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

—       контроль состояния технических средств АСУ ТП непрерывный;

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

—       обслуживание осуществляется при неограниченном восстановлении
[18].

4.3   Расчет надежности по функции автоматического управления
проектируемой системы куста скважин

Функции системы, к которым предъявляются требования с точки зрения
надёжности, являются: сигнализация, управление, измерение и регистрация. В
реализации функции измерения принимают участие следующие составные элементы
системы:

—       датчик (Т=100000 ч);

—       модуль приема аналоговых сигналов (Т=220000 ч);

—       контроллер (Т=350000 ч);

—       ЭВМ (Т=150000 ч).

—       Тв=1 ч

Вычислим параметры потока отказов и восстановления по формулам:

, (4.10)

 . (4.11)

 (4.12)

.. (4.13)

, (4.14)

Используя
формулы (4.3) и (4.4), найдём параметры потоков отказа и восстановления системы
элементов:

l_Э = (1 + 0,46
+ 0,14 + 0,67)×10^-5 =
2,27×10^-5,
(4.15)

m_э=, (4.16)

Используя
формулы (4.3) и (4.4), найдём параметры надежности системы в целом:

Время
наработки на отказ системы:

 (4.17)

Время
восстановления системы:

час,
(4.18)

Вероятность
безотказной работы за 10000 часов определяется по формуле:

Р(10000)
= е ^-10000/Т,
(4.19)

Р(10000)
= е ^-10000/44052 =
0,797 (4.20)

По данным расчета можно сделать вывод, что система обладает хорошей
надежностью.

5.
Комплексная оценка экономической эффективности

.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
= ,                             (5.1)

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

a_t —
коэффициент дисконтирования (приведения), доли ед.;_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
,                               (5.2)

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

А_t — амортизационные отчисления от стоимости системы, тыс.р.;_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:

   (5.3)

где
К — общие единовременные затраты.

. (5.4)

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:

a_t = (1 + E_н)^{tp— t} ,
  (5.5)

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

t_p — расчетный год;- 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:

.           (5.6)

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:

.       (5.7)

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 , (5.8)

где    Н_пр — налог на прибыль, тыс.р.;

Н_им — налог на имущество, тыс.р.

 ,     (5.9)

где СТ_пр — ставка налога на прибыль.

, (5.10)

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

СТ_им — ставка налога на имущество.

.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), (5.11)

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, (5.12)

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

К_прог — затраты на программирование, руб.;

К_изг — затраты на изготовление, руб.

.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) , (5.13)

где    З_о — месячный оклад разработчика, р.;

Т_раз — трудоемкость разработки проекта и проектной
документации, ч×мес.;

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 5.1.

Данные для расчета трудоемкости представлены в таблице 5.2.

Таблица 5.1 — 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 — 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

Таблица 5.2 — 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. (5.14)

5.4 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 , (5.15)

где    З_о — месячный оклад программиста, тыс.р;

Т_прог — трудоемкость разработки программного обеспечения,
ч/мес;

К_{н.прогр} — коэффициент накладных расходов, доли ед. ;_мч
— стоимость машино-часа ЭВМ, р.;

К_ч — коэффициент перевода единиц времени.

Стоимость машино-часа ЭВМ рассчитывается по формуле:

     (5.16)

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

Т_пол — годовой фонд работы ЭВМ, час.

Эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле:

_экс =12×З_о ×(1+К_д)×(1+К_р)×(1+К_сн)+А+Т_р+Э+М+Н_рэкс
, (5.17)

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_зд×S_зд×Н_зд, (5.18)

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;_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 , (5.19)

где К_трэвм — коэффициент, учитывающий затраты на ремонт ЭВМ.

Подставив данные из табл.5.1 в формулы (5.18) (5.19) получаем затраты на
амортизацию (А) и затраты на ремонт (Т_р) соответственно.

А = 32000 × 0,2 + 12000 × 4 × 0,04 =
8320 руб.                   (5.20)

Т_р = 32000 × 0,05 = 1600 руб.                          (5.21)

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 , (5.22)

где    Ц — цена за один кВт/ч электроэнергии, р.;- 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.                (5.23)

Затраты на материалы определяем по формуле :

, (5.43)

где    i — вид материала;

Ц_i — цена i-того материала, р.;

М_i — количество i-го материала.

Расчет затрат на материалы представлен в табл. 5.3.

Таблица 5.3 — Перечень и стоимость материалов, используемых для ЭВМ

Наименование материала	Ед. изм.	Количество в год	Цена за ед., руб.	Стоимость, р.руб.
Упаковка бумаги (500 листов)	шт.	5	120	600
Чистящий набор для компьютера	шт.	1	150	150
Тонер	шт.	2	1000	2000
Итого	2750

В годовые эксплуатационные затраты по обслуживанию ЭВМ входят также
накладные расходы, которые рассчитываются по формуле:

Н_рэкс = 12 × З_о × (1 + К_д) × (1 + К_р) × К_нэкс, (5.25)

где К_нэкс — коэффициент накладных расходов, связанных с
эксплуатацией ЭВМ.

Подставив данные из табл.5.1 в формулу (5.24) получим Н_рэкс.

Н_рэкс = 12 × 1000 × (1 + 0,5) × (1 + 0,7) × 0,15 = 4590 руб.             (5.26)

S_экс = 12×1000×(1+0,5)×(1+0,7)×(1+0,26) + 8320 + 1600 + 1974,5 +
2575 + 4590 = 56465 руб.(5.27)

Вычислим стоимость одного машино-часа (С_мч), подставив данные
из табл.5.1 в формулу (5.16).

С_мч = 56465 руб/2208 ч = 26 руб./ч.               (5.28)

Вычислим капитальные затраты на разработку программного обеспечения К_прог,
по формуле (5.15) и исходных данных табл.5.1

К_прог=20000×0,5×(1+0,5)×(1+0,7)×(1+0,26)×(1+0,15) +26×0,5×184=39302 руб. (5.29)

.5 Затраты на изготовление, внедрение и отладку системы

Затраты на основную заработную плату при изготовлении устройства равны:

₀
= Т_м×З_о×(1+К_д) (1+К_р)×(1+К_сн), (5.30)

где    З_о — месячная зарплата изготовителя устройства, р.;

Т_м — трудоемкость изготовления устройства, чел × мес.₀=1 × 20000×(1+0,5) ×(1+,0,7) ×(1+0,26)=46620 руб.            (5.31)

Учитывая коэффициент транспортных затрат определим транспортные расходы
по формуле:

Р_трп =Ц_об × К_трп ,   (5.32)

где    К_трп — коэффициент, системы учитывающий транспортные
расходы, доли ед.;

Ц_об — сметная стоимость вводимой системы, руб.;

Для подсчета стоимости оборудования составим таблицу 5.5.

Таблица 5.5 — Смета затрат на материалы и покупные комплектующие изделия

№ п/п	Наименование	Ед.изм	Колво	Цена	Полная стоимость, руб. (без НДС)
1	Контроллер	шт.	6	186000	200000
2	Блок бесперебойного питания SMART-UPS2200	шт.	7	7000	49000
3	РУК-304	7	4250	29750
4	ДТ-1 — Р — 1	шт.	5	12600	63000
5	Метран серии 5400	шт.	5	7320	36600
6	Метран серии 8800	шт.	17	7450	26650
7	Метран-331	шт.	6	8180	49080
8	Альбатрос ДУУ4-10-ТВ	шт.	6	14040	84240
9	Метран 100-ДИ	шт.	1	6710	6710
10	ТСМУ Метран 205	шт.	5	1500	7500
11	Метран 100-ДД	шт.	5	9130	45650
12	Кабели	м.	20000	15	30000
13	СТМ-30	шт.	11	5500	60500
14	ВК-310-316	шт.	10	1370	13700
Итого	702380

Р_трп = 702380× 0,08= 25278,5 руб.          (5.33)

Стоимость монтажных и работ по формуле (5.32):

Р_м = Цоб × К_м ,     (5.34)

где    К_м — коэффициент, наладочных учитывающий стоимость монтажных и наладочных
работ, доли ед.

Р_м = 702380× 0,18 = 126428,4 руб.         (5.35)

Накладные расходы, связанные с изготовлением и отладкой проектируемой
системы, рассчитаем по формуле (5.36):

Н_ризг = Т_мон × З_раз × (1 + К_пр) × (1 + К_р) × К_нризг ,    (5.36)

Подставив данные в (5.36) получаем накладные сумму расходы (Н_ризг).

Н_ризг = 1 × 20000 × (1 + 0.5) × (1 + 0.7) × 0.15 = 7650 руб.             (5.37)

Полученные результаты заносим в таблицу 5.6 и находим общую сумму
капитальных затрат на изготовление системы.

Таблица 5.6 — Результирующая таблица для расчетов по статьям калькуляции

№ п/п	Статьи затрат	Затраты на изготовление, руб
1	Материалы и покупные комплектующие изделия	702380
2	Производственная заработная плата	46620
3	Транспортные расходы	56190,4
4	Накладные расходы	7650
5	Монтажные и наладочные работы	126428,4
Итого	939268

Итого:

К=К_раз + К_прог + К_изг = 110849+ 39302+
939268= 1089419 руб. (5.38)

Годовые эксплуатационные затраты в условиях функционирования системы
могут быть определены как сумма:

С = С_эл + С_рем + С_а , (5.39)

где    С_эл — затраты на электроэнергию, потребляемую системой,
р.;

C_зп — зарплата обслуживающего персонала с начислениями, р.;_рем
— затраты на ремонт, р.;_а — затраты на амортизацию, р.

Исходные данные для расчета представлены в таблице 5.7.

Таблица 5.7 — Исходные данные для расчета затрат на эксплуатацию

Показатель	Значение
Мощность потребляемая системой, Вт	250
Норма амортизации системы, %	20
Годовой фонд работы системы при выполнении задачи, ч	4380

Расчет годовых затрат на электроэнергию производим по формуле:

_эл = N × Ц_эл
× Т_зад × К_инт , (5.40)

где    N — мощность, потребляемая системой, кВт;

Ц_эл — стоимость одного кВт×ч электроэнергии, р.;

Т_зад — годовой фонд работы системы при выполнении задачи, час;

К_инт — коэффициент интенсивного использования мощности
оборудования.

Годовые затраты на электроэнергию действующего варианта системы:_эл
= 0,25 × 1,2 × 4380 × 0,7 = 920 руб.                      (5.41)

Текущие затраты на ремонт системы находим по формуле:

 (5.42)

где    К_обор — балансовая стоимость устройства, р.;

К_пр — норма отчислений на ремонт, %._пр = 702380 × 0,05 = 35119 руб.                                     (5.43)

Затраты на амортизацию оборудования находим по формуле :

_а
= К_обор × Н_а , (5.44)

где    К_обор — балансовая стоимость системы, р.;

Н_а — норма амортизационных отчислений, % .

С_а = 702380 × 0,2 = 140476 руб.     (5.45)

Введение в работу новой системы позволяет сократить 1 человека (снимается
необходимость обслуживания системы слесарем КИПиА).

Таблица 5.8 — Исходные данные действующей и проектируемой системы

Обслуживающий персонал	Действующая система	Проектируемая система	Оклад, руб.	Месячный оклад персонала действующей системы, руб.	Месячный оклад персонала проектируемой системы, руб.
Мастер	1	1	12000	12000	12000
Слесарь КИПиА	6	5	10000	60000	50000
Инженер	3	3	13000	39000	39000
Руководитель группы	1	1	14000	14000	14000
Итого	1110125000115000

Сокращение персонала влечёт за собой сокращение расходов на заработную
плату:_э = 12 × 25000 × (1+0,5) × (1+0,7) × (1+0,26) = 963900 руб.             (5.46)

Для полного расчета годовых эксплуатационных затрат в условиях
функционирования системы нужно подставим полученные значения в формулу (5.38):

С = 705,18+ 35119 + 140476 руб.= 176515 руб.               (5.47)

Экономия составляет:

Э= C_э-С=963900-176515=787385 руб.                      (5.48)

Показатели эффективности проекта приведены в таблице 5.8

Таблица 5.8 — Показатели эффективности проекта

Показатель	2010	2011	2012	2013	2014	2015
Единовременные затраты в проекте, руб.	1089420	—	—	—	—	—
Экономия эксплутационных затрат, руб.	—	787385	787385	787385	787385	787385
Амортизационные отчисления, руб. (20%)	—	217884	217884	217884	217884	217884
Налог на имущество, руб. (2,2%)	—	19174	14380	9587	4793	0,00
Налог на прибыль, руб (20%)	—	153642	154601	155560	156518	157477
Чистый доход, руб.	-1089420	396685	400520	404355	40190	412024
Коэффициент дисконтирования (Е=10,6%)	1	0,904	0,818	0,739	0,668	0,604
Накопленный чистый дисконтированный доход, руб.	-1089420	-730753	-403326	-104446	168351	417322

Точка пересечения линии ЧДДН и оси абсцисс позволяет определить период
окупаемости единовременных затрат. При вложении собственных средств предприятия
в реализацию проекта срок окупаемости составит — 3,4 года.

Рисунок. 5.1 — Определение срока окупаемости проекта

Рентабельность составляет:

R =
(НЧДД + К) × 100 / К,     (5.49)

R =
(417322+ 1089420) × 100/ 1089420= 138 %        (5.50)

Для построения кривой зависимости текущей дисконтированной стоимости и
коэффициента эффективности капитальных вложений зададимся несколькими
значениями Ен, рассчитаем для них a_{т ,} определим НЧДД и по полученным точкам построим кривую. Расчет необходимых
показателей приведен в таблице 5.9.

Таблица 5.9 — Данные для построения графика текущей дисконтированной
стоимости

Ен, %	ЧДДН, тыс. р
10	441
20	116
30	-109

На рисунке 5.2 точка пересечения НЧДД с горизонтальной осью показывает
значение ВНД. Она составляет 25%.

Рисунок. 5.2 — Зависимость ЧДДН от нормы дисконта

Это значит, что при финансировании проекта автоматизации производства за
счет заемных средств (т.е. с привлечением банковского кредита) реализация этого
проекта целесообразна при ставке за кредит не больше 25%.

При большей ставке ЧДДН<0, то реализация проекта будет убыточной.

Для выявления устойчивости проекта к
риску, проведем анализ чувствительности. В результате экспертной оценки было
выявлено, что наиболее нестабильными параметрами, влияющими на эффективность
проекта являются:

—       капитальные затраты [-20%; +20%];

—       экономия эксплуатационных затрат [-10%; +20%];

—       налоги [-20%; +20%].

Для построения прямой, отображающей зависимость ЧДД_пр от
изменения параметра, достаточно двух точек. Пересчет показателя эффективности
осуществляется для крайних значений вариации фактора. Данные для построения
диаграммы «паук» представлены в таблице 5.10.

Таблица 5.10 — Данные для оценки чувствительности проекта к риску

Параметр	Изменение параметра	ЧДДпр, тыс. руб.
Капитальные затраты	-20%	804
	0	417
	+20%	30
Экономия эксплуатационных затрат	-10%	182
	0	417
	+20%	888
Налоги	-20%	533
	0	417
	+20%	301

По данным таблицы 5.10 построим диаграмму чувствительности, отображающую
зависимость ЧДДпр от изменения указанных параметров. Диаграмма представлена на
рисунке 5.3.

Рисунок 5.3 — Диаграмма чувствительности проекта

Степень чувствительности проекта к изменению того или иного параметра
определяется углом наклона прямой к оси абсцисс. Рассматриваемый проект
наиболее чувствителен к изменению капитальных затрат и экономии
эксплуатационных затрат. Наименьшее влияние на значение ЧДД_пр окажет
изменение налоговых отчислений.

Изменения ЧДД при заданной вариации параметров находятся в положительной
области, поэтому проект не имеет риска.

 

5.6 Выводы по разделу

На основании полученных данных экономического расчета дипломного проекта
можно сделать следующие выводы:

–       экономия эксплуатационных затрат равна 963900 руб. ежегодно;

–       период возврата капитальных вложений составит 3,4 года;

–       внутренняя норма доходности 25%.

Основные экономические показатели сведены в таблицу 5.11.

Таблица 5.11 — Обобщающие показатели экономической эффективности проекта

Показатель	Величина
Единовременные затраты, руб.	1089420
Экономия эксплуатационных затрат, руб.	963 900
Накопленный чистый дисконтированный доход, руб.	417322
Рентабельность, %	138
Срок окупаемости, годы	3,4
Внутренняя норма доходности, %	25

6. Безопасность и экологичность проекта

Основой производства является технологический процесс, который
представляет собой совокупность производственных отношений, приводящий к
последовательным изменениям свойств сырья, с целью получения продукта с заранее
заданными свойствами. Из заданного технологического процесса вытекают
практические требования к каждому работнику производства. Они описываются в
технологическом регламенте, который является одним из важных технологических
документов. Соблюдение технологического регламента обеспечивает высокую
производительность процесса, надежность промышленного оборудования делает
безопасными, здоровыми условиями труда обслуживающего персонала. Нарушение
правил эксплуатации оборудования, повышение параметров технологического режима приводит
к тяжелым последствиям, вызванным пожарами и взрывами.

При строгом выполнении всех инструкций по технике безопасности,
противопожарным мероприятиям, можно предупредить опасности, возможные на
паровой котельной.

.1 Безопасность работающих

6.1.1 Анализ опасных и вредных
производственных факторов

Меры по обеспечению безопасности труда
должны предусматриваться на стадии проектирования и при вводе в действие
объектов и оборудования системы.

Модернизация системы необходима как для
уменьшения нагрузки оператора, так и для своевременного оповещения об аварийных
ситуациях. Контроль параметров осуществляется при помощи трех ПЭВМ.

Вредные факторы, оказывающие влияние на
организм человека при работе с ПЭВМ:

—       видимое излучение и мерцание экрана;

—       недостаточная четкость и контрастность
изображения на экране;

—       постоянная переадаптация глаз при
переходах на экраны различной яркости;

—       неравномерная и недостаточная освещенность
на рабочем месте;

—       неблагоприятные условия микроклимата;

—       не эргономичная организация рабочего
места;

—       уровень шума не соответствующий нормам;

—       возможность возникновения пожара;

—       разница между яркостью рабочей поверхности
и окружающими поверхностями.

.1.2 Организация рабочего места

Для эффективности взаимодействия
пользователя с процессом важная роль отводится мероприятиям, направленным на
совершенствование организации рабочего места диспетчера.

При организации рабочего места необходимо
соблюдать следующие условия:

—       обеспечение отличной связи между диспетчером и оборудованием;

—       необходимость создания свободного пространства;

—       рабочее место оптимально размещено в помещении, а также
предусмотрены проходы для работающих людей;

—       создание необходимых средств защиты работающих от действия
опасных и вредных производственных факторов (физических, психологических,
биологических и психофизиологических);

—       предусмотрены меры, предусматривающие или снижающие
преждевременное утомление работающего человека, предотвращающие возникновение у
него психофизиологического стресса;

—       создание искусственного освещения;

—       создание вытяжной и шумопоглащающей вентиляции;

—       диспетчерская не должна граничить с помещениями, в которых
уровни шума и вибрации превышают нормируемые значения.

При организации рабочего места оператора
следует обеспечить соответствие конструкции всех элементов рабочего места и их
взаимного расположения эргономическим требованиям с учетом характера
выполняемой пользователем деятельности, комплексности технических средств, форм
организации труда и основного рабочего положения пользователя.

Конструкция рабочего стола должна
обеспечивать оптимальное размещение на рабочей поверхности используемого
оборудования с учетом его количества и конструктивных особенностей, характера
выполняемой работы, при этом допускается использование рабочих столов различных
конструкций, отвечающих современным требованиям эргономики.

Высота рабочей поверхности стола для
пользователей должна регулироваться в пределах 700-800 (мм). При отсутствии
такой возможности высота рабочей поверхности стола должна составлять 725 (мм).

Рабочий стол должен иметь пространство для
ног высотой не менее 600 (мм), шириной не менее 500 (мм), глубиной на уровне
колен — не менее 450 (мм) и на уровне вытянутых ног — не менее 650 (мм).

Конструкция рабочего кресла (стула) должна
обеспечивать поддержание рациональной рабочей позы при работе на ПЭВМ,
позволять изменять позу с целью снижения статического напряжения мышц спины И
шейно-плечевой области для предупреждения развития утомления.

Тип рабочего кресла (стула) должен
выбираться в зависимости от характера и продолжительности работы с ПЭВМ с
учетом роста пользователя. Он должен быть подъемно-поворотным и регулируемым по
высоте и углам наклона сиденья и спинки, а также расстоянию спинки от переднего
края сиденья, при этом регулировка каждого параметра должна легко
осуществляемой и иметь надежную фиксацию.

Поверхность сиденья, спинки и других
элементов кресла (стула) должна быть полумягкой, с нескользящим, не
электризующимся и воздухопроницаемым покрытием, обеспечивающим легкую очистку
от загрязнении.

Для внутренней отделки интерьера помещений
с ПЭВМ должны использоваться диффузионно-отражающие материалы с коэффициентом
отражения от потолка — 0,6-0,7; для стен — 0,4-0,5; для пола — 0,3; для других
отражающих поверхностей в рабочей мебели 0,3-0,4. Полимерные материалы,
используемые для внутренней отделки интерьера помещений с ПЭВМ, должны быть
разрешены для применения органами и учреждениями Государственного
санитарно-эпидемиологического надзора.

.1.3 Микроклимат

В служебном помещении необходимо соблюдать
оптимальные метеорологические условия (микроклимат) производственной среды. В
понятие метеорологических условий производственной среды входят: влажность и
температура воздуха, его скорость движения. В соответствие с ГОСТ 30494-96
оптимальные нормы в холодный и переходный период года:

—       влажность воздуха — 60-40 %;

—       температура воздуха — 22-24 °С;

—       скорость движения воздуха — 0,1 м/с.

Температура
может колебаться в пределах от 21 до 25 °С при сохранении остальных параметров
микроклимата в выше указанных пределах.

Оптимальные нормы в теплый период года:

—       температура воздуха — 23-25 °С;

—       влажность воздуха — 60-40 %;

—       скорость движения воздуха — 0,1-0,2 м/с.

Температура может колебаться в пределах от
21 до 25 °С при сохранении остальных параметров микроклимата в указанных выше
пределах.

В помещениях с избытком явного тепла необходимо
предусматривать регулирование подачи теплоносителя для соблюдения необходимых
параметров микроклимата. В качестве нагревательных приборов в машинных залах
ЭВМ и хранилищах носителей информации следует устанавливать панели лучистого
отопления или регистры из гладких труб.

.1.4 Освещение

Для рационального освещения помещения, в котором работает оператор,
используется смешанное освещение, т.е. сочетание естественного и искусственного
освещения.

Естественное освещение осуществляется через окна в наружных стенах
здания.

Искусственное освещение используется при недостаточном естественном
освещении и осуществляется с помощью двух систем: местного и общего освещения.
Местное — освещение, предназначенное для определённого рабочего места. Общее —
освещение, светильники которого освещают всю площадь помещения.

Для помещения, где находится рабочее место оператора, используется
система общего освещения.

Нормами СНиП 23-05-95 для данных работ установлена необходимая
освещённость рабочего места Е_Н=200 лк (для работ средней точности,
когда наименьший размер объекта различения равен 0.5 — 1.0 мм).

Расчёт системы освещения производится методом коэффициента использования
светового потока, который выражается отношением светового потока, падающего на
расчётную поверхность, к суммарному потоку всех ламп. Его величина зависит от
характеристик светильника, размеров помещения, окраски стен и потолка,
характеризуемой коэффициентами отражения стен и потолка.

Основная формула для расчетов имеет вид:

F(6.1)

где:
   — нормируемая освещенность, лк;

 —
коэффициент запаса;

 —
освещаемая площадь, ;

 —
коэффициент неравномерности освещения;

 — число
ламп в светильнике;

 — число
светильников;

 —
коэффициент использования светового потока.

При
классе и подклассе зрительной работы 4В =200 лк,
для газоразрядных светильников =1,5, =60, для
люминесцентных ламп =1,1, =2, =6.

Находим
индекс помещения:

(6.2)

где:
   — длина, ширина, высота подвеса светильников над
рабочей поверхностью [19].

(6.3)

Для
данных условий .

Коэффициент
отражения потолка  принимаем 70 %.

Коэффициент
отражения стен  принимаем 50 %.

Для освещения операторной предположительно возьмем потолочные светильники
типа ЦНИПС-ОД-9, каждый с диффузно рассеивающим отражателем и с двумя
люминесцентными лампами.

В
соответствии с полученными значениями выбираем коэффициент использования
светового потока (для светильников, снабженных люминесцентными лампами)  %.

F,(6.4)

В данном случае подходят люминесцентные лампы ЛБ 40. Ее характеристики:

—       мощность 40 Вт;

—       световой поток 3000 лм;

—       световая отдача 75 лм/Вт.

.1.5 Шум в производственных помещениях

Предельно допустимые уровни звукового давления для основных наиболее
типичных видов трудовой деятельности и рабочих мест установлены СН
2.2.4/2.1.8.562-96. Для работы с часто получаемыми указаниями и акустическими
сигналами, работы требующей постоянного слухового контроля, операторской работы
по точному графику, в помещениях наблюдения и дистанционного управления уровень
эквивалентного звука не должен превышать 65 дБА.

Снижение шума, создаваемого на рабочих местах внутренними источниками, а
также шума извне осуществляется следующими методами:

—   рациональной планировкой помещения;

—   уменьшением шума в источнике;

—   уменьшением шума по пути его распространения.

Рекомендуется использовать менее шумное новое оборудование. Снижение шума
в источнике излучения можно обеспечить и применением перегородок и
звукопоглощающих панелей. Возможно использование амортизирующих прокладок
(подкладки под принтеры, столы). Важным для снижения шума в процессе
эксплуатации является правильная и своевременная регулировка, смазывание или
замены механических узлов шумящего оборудования. Рациональная планировка
помещения, размещение оборудования — важный фактор, позволяющим снизить шум при
существующем техническом обеспечении ЭВМ.

.1.6 Электробезопасность

Электрооборудование котельной получает питание непосредственно от сетей
напряжением 6 кВ или через понижающие трансформаторы с номинальным напряжением
во вторичной обмотке 400 В или 525 В. Таким образом, на производстве
используются электрооборудование как низкого (до 1000 В), так и высокого
напряжения (более 1000 В).

Для обеспечения электробезопасности при работе с вычислительной техникой
необходимо проводить организационные меры по электробезопасности. К ним
относится инструктаж, учеба, экзамен по технике безопасности, правильная
организации рабочего места и режима труда, применение защитных средств,
предупредительных плакатов и сигнализации, подбор кадров с учетом
профессиональных особенностей и т.д.

При эксплуатации электрооборудования должны соблюдаться меры:

—       к работе на электроустановках допускаются люди, прошедшие
инструктаж и сдавшие зачет или экзамен по технике безопасности, причисленные к
III группе по технике безопасности, с применением в случае необходимости в
соответствии с видом работ индивидуальных защитных средств. Допуск к работе
осуществляет лицо из оперативного персонала, ответственное за
электробезопасность в данном отделе, имеющее квалификационную группу не ниже IV
по распоряжению;

—       в лаборатории (отделе) допускается установка электроприборов
только в закрытом исполнении;

—       ограждение токоведущих частей электрооборудования. Для
предупреждения возможности прикосновения голые и изолированные токоведущие
части закрываются постоянными или временными ограждениями.

—       при наладке электрооборудования необходимо иметь инструменты
только с изолированными ручками;

—       электропроводка, используемая для канализации электроэнергии,
должна выполняться с соблюдением правил ПУЭ. При монтаже электропроводок надо
уделить особое внимание надежности соединений.

—       необходимо выполнять контроль изоляции электропроводки не
реже 1 раза в 6 месяцев. Контроль изоляции сводится к измерению сопротивлений
изоляции. Оно не должно превышать допустимых значений;

—       электрооборудование, вводимое в эксплуатацию, должно быть
подвергнуто приемо-сдаточным испытаниям. Заключение о пригодности оборудования
к эксплуатации дается на основании рассмотрения результатов всех испытаний.

.1.7 Пожаровзрывобезопасность

Пожарная безопасность может быть обеспечена активной пожарной
защитой и мерами пожарной профилактики. Пожарная профилактика включает комплекс
мероприятий, необходимых для предупреждения возникновения пожара или уменьшения его последствий.
Активная пожарная защита — меры, обеспечивающие успешную борьбу с возникающими
пожарами или взрывоопасными ситуациями.

Нормы пожаровзрыво-опасносности веществ и материалов
установлены ГОСТ 12.1.044-89 (ИСО 4589-84).

Характеристика взрывопожарной опасности котельной установки приведена в
таблице 6.1.

Таблица 6.1 — Характеристика взрывопожарной опасности котельной установке

Наименование производственных зданий, помещений, наружных установок	Класс взрывоопасной зоны	Категория и группа взрывоопасных смесей	Группа производственных процессов	Категория взрывопожарной опасности
Котельная установка	В — 1а	2А Т3	2	Г

Все производственные помещения оборудованы приточно-вытяжной и аварийной
вентиляцией для предупреждения образования взрывоопасных смесей,
сигнализаторами довзрывоопасных концентраций, соединенных с автоматикой
включения аварийной вентиляции. Ремонт электропроводок, электрооборудования,
замена электроламп в светильниках помещений технологических цехов следует
проводить только при снятом напряжении при наличии наряда-допуска. Должны
вывешиваться на отключающие ключи, рубильники предупредительные плакаты,
таблички о том, что линия и участок обесточены и на них ведутся ремонтные
работы.

Профилактические методы борьбы с пожарами:

Организационные — правильное содержание помещений, издание приказов по
вопросам усиления пожарной безопасности, противопожарный инструктаж служащих, и
т.д.

Технические — соблюдение противопожарных норм, правил при проектировании
помещений, при устройстве электропроводов и оборудования, отопления,
вентиляции, освещения.

Режимные — запрещение курения в не установленных местах, производство
пожароопасных работ в помещении машинного зала ВЦ и т.д.

Эксплуатационные: своевременные профилактические осмотры, ремонты
оборудования.

Необходимо предусмотреть безопасную эвакуацию людей на случай
возникновения пожара. При пожаре люди должны покинуть помещение в течение
минимального времени. В соответствии с СНиП 11-2-80 число эвакуационных выходов
из зданий, помещений должно составлять не менее двух. Активные методы борьбы с
пожарами:

—       изоляция очага горения от воздуха с помощью твердых веществ
(например, песок, покрывала и т.п.);

—       охлаждение очага горения ниже определенных температур —
достигается с помощью воды, но у нее есть ограничения на тушение
легковоспламеняющихся веществ, электроустановок и др., поэтому чаще применяют
углекислый газ, который при соединении с атмосферой снижает температуру до
-78°C;

—       интенсивное торможение скорости химической реакции в пламени.
В основном для этой цели применяют порошки;

—       механический срыв пламени в результате воздействия на него
сильной струи газа или воды.

6.2    Оценка экологичности проекта

Под загрязнением окружающей среды понимается всякое искусственное или
естественное изменение физических, химических и биологических характеристик
атмосферы, земли и воды, ухудшающее условия жизнедеятельности растительных или
животных организмов немедленно, а также в будущем.Непрерывное наращивание
мощностей промышленного производства, как известно, связано с интенсивным
использованием природного сырья, значительным расходованием воды и увеличением
выбросов в атмосферу загрязняющих веществ. Поэтому нельзя недооценивать
последствий усиленного воздействия человека на природу и связанной с этим
опасности нарушения экологического баланса.

6.2.1 Выбросы вредных
веществ в атмосферу

Перечень загрязняющих веществ, присутствующих в выбросах котельной и
максимально-разовый выбросы при работе котельной приведены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 — Суммарные выбросы котельной

Наименование выброса	Код	Класс опасности	ПДК мг/м3	Максимально-разовый выброс [г/с] на 1 котел	Максимально-разовый выброс [г/с] на 2 котла
Диоксид азота	301	2	0,085	0,0168555	0,033711
Оксид азота	304	3	0,4	0,0027390	0,005478
Оксид углерода	337	4	5,0	0,0549065	0,109813
Бенз(а)пирен	703	1	1,0∙10-6	1,67∙10-8	3,34∙10-8

Расчет выбросов оксидов азота при сжигании природного газа:

—       Расчетный
расход топлива : 16,39
[л/с] = 0,01639 [м³/с];

—        Низшая теплота сгорания топлива (Q_r): Q_r = 33,5 [МДж/м³];

—       Удельный выброс оксидов азота при сжигании газа (К_no2, К_no2^’);

—       Фактическая тепловая мощность котла по введенному в топку
теплу

(Q_T, Q_T^’):  [МВт], (6.5)

[г/МДж];
(6.6)

—       Коэффициент,
учитывающий температуру воздуха :
температура горячего воздуха t_гв = 30 [⁰С],

 =
1+0,002∙(t_гв — 30) =
1;    (6.7)

—       Коэффициент,
учитывающий влияние избытка воздуха на образование оксидов азота : котел работает в соответствии с режимной картой,
поэтому =1;

—       Коэффициент,
учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов через горелки на образование
оксидов азота : степень рециркуляции дымовых газов r = 0
[%],

= 0,16∙(r∙0,5)
= 0;    (6.8)

—       Коэффициент,
учитывающий ступенчатый ввод воздуха в топочную камеру : доля воздуха, подаваемая в промежуточную факельную
зону  [%],

=0,022∙=0;  (6.9)

—       Выброс оксидов азота (Mnox, Mnox^’, Mno, Mno^’, Mno2, Mno2^’): kп = 1 (для максимально-разового):

Mnox^’=Bp’∙Qr∙Kno2^’∙∙∙∙
(1 — )*(1 —)∙kп,
(6.10)

Mnox^’ =0,01639∙33,5∙0,03837∙1∙1∙1∙
(1-0) ∙ (1-0) = 0,0210694 [г/с],(6.11)

Mno^’ = 0,13∙ Mnox^’ = 0,002739 [г/с], (6.12)

Mno2^’
= 0,8∙ Mnox^’ = 0,0168555 [г/с]. (6.13)

Для снижения выбросов в атмосферу проводят различные мероприятия. В их
числе:

—       разработка новых технологий работы оборудования;

—       применение беспродувочных технологий;

—       поддержание запорной арматуры в герметичном состоянии;

—       соблюдение технологической дисциплины [20].

6.2.2 Загрязнение водной среды

К числу основных источников загрязнения поверхностных и подземных вод
относятся:

—       неочищенные или недостаточно очищенные производственные и
бытовые сточные воды;

—       ливневые сточные воды. В ливневом стоке наиболее
распространенными и опасными компонентами являются взвешенные вещества,
нефтепродукты, соединения металлов, азот- и фосфорсодержащие вещества;

—       загрязненные дренажные воды;

—       фильтрационные утечки вредных веществ из емкостей,
трубопроводов и других сооружений;

—       осадки, выпадающие на поверхность водных объектов и
содержащие пыль и загрязняющие вещества от промышленных выбросов.

Сточные воды от здания котельной поступают в
производственно-бытовую канализацию с последующей очисткой их на существующих
очистных сооружениях. Производственные стоки подвергаются полной химической
очистке на установке химической очистке сточных вод.

Запрещается спуск в канализацию вредных
веществ в концентрации и количестве, превышающих санитарные нормы. Для слива
вредных веществ должны быть установлены специальные емкости и разработана
инструкция по их нейтрализации и утилизации. За эксплуатацией очистных
сооружений должен осуществляться периодический контроль и приниматься меры по
обеспечению их бесперебойной работы с необходимой степенью, очистки сточных
вод. Трудноочищаемые стоки следует закачивать в поглощающие
скважины в соответствии с проектом или сжигать на установках термического
обезвреживания промышленных стоков.

В открытые водоемы и на поверхность земли
газовой отраслью сбрасывается около 50% общего объема сточных вод, около 7%
закачивается в подземные горизонты. В накопители, пруды — испарители и на поля
фильтрации поступает около 30% стоков, остальное количество канализируется в
другие водохозяйственные системы.

6.3 Чрезвычайные ситуации мирного времени

На основе анализа статистических данных об авариях на котельной прогнозируются
следующие чрезвычайные ситуации:

—       отключение электроэнергии;

—       взрыв газовоздушной смеси в помещении котельной;

—       пожар в помещении котельной.

Наиболее опасной для производства и жизни людей чрезвычайной ситуацией
является взрыв.

При
аварии на трубопроводе (подводящем газовую смесь к топке котла) количество газа
() равно 50% вышедшего газа. Величина дрейфа
газовоздушного облака принимается равной 300 м в сторону предприятия.

При
взрыве паро- и газовоздушной смеси (рисунок 6.1) выделяют зону детонационной
волны с радиусом () и зону ударной волны. Определяются также:

—       радиус зоны
смертельного поражения людей ();

—       радиус
безопасного удаления (), где давление ударной волны () равно 5кПа;

—       радиус
предельно допустимой взрывобезопасной концентрации пара, газа ().

Рисунок 6.1 — Распределение зон ударной волны при взрыве

Давление
во фронте ударной волны () в зоне ударной волны определяют по таблице 6.3.

Таблица 6.3 — Давление во фронте ударной волны
,Значение  на расстояниях от центра взрыва в долях от
кПа	1	1.05	1.1	1.2	1.4	1.6	2.0	3.0	4.0	6.0	8.0	10	12	15	20	30
900	900	486	279	207	162	99	86	45	26	14	9	7	5	4.5	2.7	1.8

Избыточное
давление в зоне детонационной волны = 900
кПа.

Радиус
зоны детонационной волны определяется по уравнению:

, (м)(6.14)

Радиус зоны смертельного поражения людей определяется по формуле:

, (м)(6.15)

В формулах (6.14) и (6.15):

 —
количество газа, пара в тоннах;

— радиус
зоны детонационной волны;

— радиус
смертельного поражения людей.

; .	(6.16) (6.17)

Таким образом, радиус детонационной волны составляет 1,97 метров, а зона
смертельного поражения людей 32,88. Определим силу фронта взрывной волны в
районе расположения операторной. Так как расстояние от технологического модуля
до операторной составляет 50 метров, используя данные таблицы 6.3, определяем,
что сила фронта ударной волны составит около 2,2 кПа. Результатом воздействия
на операторную будет слабая степень разрушения, повреждения оборудования незначительны,
возможен выход из строя некоторых приборов. Используя ту же таблицу, определим
радиус безопасного удаления, он составит около 40 метров.

Внедряемая система автоматизации и управления создает
не только улучшение режимов работы котельной, но и обеспечивает ее безопасную и
безаварийную работу. Так как она осуществляет контроль, сигнализацию предельных
параметров, а также производит аварийный останов котла при
возникновении аварийной ситуации и пожаре.

Вероятность аварии на газовой котельной очень мала, так как все
технологическое оборудование соответствует нормам противопожарной безопасности,
все используемые исполнительные механизмы и датчики во взрывозащищенном
исполнении. Применение новых высокоточных и быстродействующих систем
автоматизации позволяет своевременно обнаруживать и предотвращать аварийные
ситуации.

Мероприятия по применению систем очистки и внедрение новых технологий
позволят уменьшить загрязнение окружающей среды.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном дипломном проекте представлена автоматизированная система
управления котельной комплексного сборного пункта с котлоагрегатами
ДЕ-6,5/14-ГМ на базе программируемого логического контроллера серии SLC-500 на
основе процессора SLC-5/04 фирмы «Allen-Bradley».

Применение данного контроллера позволяет выполнять следующие функции:
сбор и обработку аналоговых измерений; сбор и обработку цифровых сигналов
аварий, предупредительной сигнализации и состояний технологического
оборудования; выдачу управляющих воздействий на различные механизмы;
автоматическое регулирование; обмен информацией с верхним уровнем управления.

Использованы современные преобразователи и датчики нижнего уровня
отечественного производства, отвечающие требованиям автоматизации, приведена
схема их соединения с контроллером.

Произведен выбор и обоснование технических средств автоматизации.
Основным критерием при выборе современного датчика послужила его
интеллектуальность, то есть не просто наличие в датчике микропроцессора, а
программируемая многофункциональность датчика, модульность его построения,
наличие в нем интерфейсов к типовым цифровым полевым сетям.

Произведен анализ отечественных и зарубежных контроллеров. Выбор сделан в
пользу программируемого логического контроллера SLC-500. Выбрана конфигурация и
произведен расчет энергопотребления контроллера. Разработана структура АСУ ТП.

Программирование и отладка программ пользователя производится с
персонального компьютера на языке лестничной логики Ladder Logic с
использованием программного продукта RSLogix 500.

Разработан верхний уровень управления — рабочее место оператора. Рабочее
место оператора реализовано на персональном компьютере с помощью программного
пакета RSView 32. Критерием выбора послужил обзор рынка программного
обеспечения. Верхний уровень системы управления обеспечивает выполнение
следующих функций: отображение и регистрация; управление и регулирование
параметров технологического процесса; обработка и хранение информации;
аварийная сигнализация; формирование и вывод на экран монитора оперативных
данных в виде мнемосхем, трендов, таблиц.

Произведен расчет и анализ системы автоматического регулирования уровня
воды в барабане котлоагрегата при ступенчатом изменении положения регулирующего
органа, получены оптимальные настройки ПИ-регулятора: Кр = 0,99, Ти = 14с.
Показатели качества процесса регулирования: перерегулирование 18%, время
регулирования 27,5с — удовлетворяют производственным требованиям.

Рассмотрены вопросы безопасности и экологичности проекта. Произведен
расчет выбросов оксидов азота при сжигании природного газа. Разработанная
система позволяет обеспечить более надежное и качественное управление
технологическим процессом котельной, решать задачи по автоматизации и
оптимизации ведения технологического режима, увеличить экологическую
безопасность и защиту труда за счет мониторинга технологического процесса и,
как следствие, раннего предупреждения и локализации возможных аварий.

Произведен расчет экономической эффективности проекта, определена
рентабельность капитальных вложений — 201%. На основании графиков определена
внутренняя норма доходности — 45% и срок окупаемости системы — 2,2 года.
Полученные результаты свидетельствуют об экономической эффективности внедрения
проекта.

котельный контроллер программируемый автоматический

Список использованных источников

1       Технологический
регламент котельного агрегата ДЕ-6,5/14-ГМ.

         Приборы
и средства автоматизации: Каталог. Т.1. Приборы для измерения температуры. —
М.: ООО Издательство «Научтехлитиздат», 2004. — 276 с.

         Приборы
и средства автоматизации. Каталог. Т.2. Приборы для измерения давления,
перепада давления и разряжения. — М.: ООО Издательство
«Научтехлитиздат», 2004. — 168с.

         Приборы
и средства автоматизации. Каталог. Т.3. Приборы для измерения расхода и
количества жидкости, газа, пара и учета тепловой энергии. — М.: ООО Издательство
«Научтехлитиздат», 2004. — 238с.

         Приборы
и средства автоматизации. Каталог. Т.4. Приборы для измерения и регулирования
уровня жидкости и сыпучих материалов. — М.: ООО Издательство
«Научтехлитиздат», 2004. — 176с.

         Приборы
и средства автоматизации. Каталог. Т.5. Приборы для определения состава и
свойств газа, жидкости, твердых и сыпучих веществ. — М.: ООО Издательство
«Научтехлитиздат», 2005. — 368с.

         Приборы
и средства автоматизации. Каталог. Т.7. Приборы регулирующие. Сигнализаторы
температуры, давления, уровня. Датчики реле. Исполнительные механизмы
отечественного и зарубежного производства. М.: ООО Издательство
«Научтехлитиздат», 2005. — 488с.

         Ротач
В. Я. Теория автоматического управления: Учебник для вузов. — М.: Издательство
МЭИ, 2004. — 400с.

         Онищенко
Н. П. Эксплуатация котельных установок. — М.: «Агропромиздат», 1987.
— 352с.

         Устройства
и эксплуатация котлов. Справочник. Вергазов В. С. — М.: , 1991. —
271с.Семейство малых программируемых контроллеров SLC-500. / Allen-Bradly A
Rockwell International Company. 1995 — 27с.

         Описание инструкций языка Ladder Logic. /
Allen-Bradley A Rockwell International Company. 1995 — 74с.

         Аналоговые
модули ввода-вывода (серия 1746) SLC-500. Руководство пользователя / Allen-Bradley A Rockwell International Company. 1996 — 66с.

         Дискретные
модули ввода-вывода (серия 1746) SLC-500. Руководство пользователя / Allen-Bradley A Rockwell International Company. 1996 — 48с.

         Плещев
В.В. Выбор средств разработки программного обеспечения АСУ // Промышленные
контроллеры, 2003.-.№8.- с.32-34.

         RSView
32. Руководство пользователя.-Milwaukee: Rockwell Software Inc. 1997 — 557 с.

         Паровые
и водогрейные котлы. Справочное пособие. М.: НПО ОБТ/ Составитель — А. К.
Зыков, 1995. — 119с.

         Борщов
Д. Я. Эксплуатация отопительной котельной на газообразном топливе. — М.:
«Стройиздат», 1988. — 240с.

         Бессонов
А.А., Мороз А.В. Надежность системы автоматического регулирования. — Л:
«Энергоатом», 1984. — 216 с.

         Безопасность
жизнедеятельности и промышленная безопасность: Учебное пособие.-2-е изд.
стереот./ Под ред. проф. В.Д. Шантарина — Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. — 308с.

         Методические
указания к выполнению раздела «Безопасность и экологичность проекта»
в дипломных проектах технологических специальностей. Составители: Г.В.
Старикова, В.П. Милевский, В.Д. Шантарин.- Тюмень: ТюмГНГУ, 2002.

         Методические
указания к оценке экономической эффективности технических систем в курсовом и
дипломном проектировании для студентов направления АСОиУ, АТП, УИТС дневного и
заочного обучения. Составители: И.А. Силифонкина, М.П. Ермакова,
Тюмень:ТюмГНГУ, 2003.

         Компоненты
для комплексной автоматизации. Siemens. SIMATIC. — М., 2006. — 167с.

23     <www.cta.ru.>

Приложение А

Схема автоматизации котельной

Рисунок А.1 — Схема автоматизации (подготовка воды)

Рисунок А.2 — Схема автоматизации (котлы)

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Таблица КИПиА

Таблица Б.1 — Таблица КИПиА

№

Наименование параметра (единица измерения)

Обозначение на схеме

Единицы измерения

Тип сигнала

Пределы измерения датчика (исполнит, мех.)

Пределы изменения параметра

Название измерит, устройства (исполнит, мех.)

Диапазон вх/вых сигнала

DI

DO

AI

AO

1

Давление воды перед насосом №1 (БН-1)

PIS

МПа

+

24В

0-0,05

ДМ-2005 Сг-1Ех

0-2,5

2

Температура подшипников насоса №1 (БН-1)

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСП М-246 (PtlOO)

-50-120

3

Температура подшипников двигателя №1 (БН-1)

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСП М-246 (PtlOO)

-50-120

4

Давление воды после насоса №1 (БН-1)

PIS

МПа

+

24В

0-0,5

ДМ-2005 Сг-1Ех

0-2,5

5

Насос №1 включен (БН-1)

HS NS

+

24В

5

Включение насоса №1 (БН-1)

HS NS

+

24В

5

Выключение насоса №1 (БН-1)

HS NS

+

24В

6

Давление воды перед насосом №2 (БН-1)

PIS

МПа

+

24В

0-0,05

ДМ-2005 Сг-1Ех

0-2,5

8

Температура подшипников двигателя №2 (БН-1)

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСП М-246 (PtlOO)

-50-120

9

Давление воды после насоса №2 (БН-1)

PIS

+

24В

0-0,5

ДМ-2005 Сг-1Ех

0-2,5

10

Насос №2 включен (БН-1)

HS NS

+

24В

10

Включение насоса №2 (БН-1)

HS NS

+

24В

10

Выключение насоса №2 (БН-1)

HS NS

+

24В

11

Регулирование давления пара в деаэраторе

РТ

МПа

+

4-20 мА

0,12

Метран- 100-ДИ

0-1

12

Клапан, регулирующий №1 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

12

Клапан, регулирующий №1 (открыть)

HS NS

%

+

24В

МЭО

12

Клапан, регулирующий №1 (закрыть)

HS NS

%

+

24В

МЭО

13

Уровень воды в деаэраторе

LT

+

4-20 мА

170

Метран-100-ДД

14

Клапан, регулирующий №2 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

14

Клапан, регулирующий №2 (открыть)

HS NS

+

24В

МЭО

14

Клапан, регулирующий №2 (закрыть)

HS NS

+

24В

МЭО

15

Сигнализация уровня воды в деаэраторе (верхний уровень)

LE

см

+

24В

250

УЗС 207

8-300

15

Сигнализация уровня воды в деаэраторе (нижний уровень)

LE

см

+

24В

50

УЗС 207

8-300

16

Давление воды на выходе деаэратора

РТ

МПа

+

4-20 мА

0,1-0,15

Метран- 100-ДИ

0-1

17

Температура воды на выходе деаэратора

ТТ

°С

+

4-20 мА

0-100

ТСПУ Метран- 276

0-100

18

Расход воды на входе деаэратора

FE FT

м3/ч

+

4-20 мА

2-7

ЭрисВТ-50

0,8-30

19

Температура дымовых газов после ТО-2

ТТ

°С

+

4-20 мА

0-120

ТСП М-206

-50-200

20

Регулирование температуры воды после ТО-2

ТТ

°С

+

4-20 мА

75

ТСПУ Метран-276

0-100

21

Регулирование температуры воды перед ТО-2

ТТ

°С

+

4-20 мА

50

ТСПУ Метран-276

0-100

22

Клапан, регулирующий №3 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

22

Клапан, регулирующий №3 (открыть)

HS NS

+

24В

МЭО

22

Клапан, регулирующий №3 (закрыть)

HS NS

+

24В

МЭО

23

Давление воды перед ТО-2

РТ

МПа

+

4-20 мА

0-0,6

Метран- 100-ДИ

0-1

24

Давление воды после ТО-2

РТ

МПа

+

4-20 мА

0-0,65

Метран- 100-ДИ

0-1

25

Температура дымовых газов перед ТО-2

ТТ

°С

+

4-20 мА

0-150

ТСП М-206

-50-200

26

Температура дымовых газов после ТО-1

ТТ

°С

+

4-20 мА

0-120

ТСП М-206

-50-200

27

Регулирование температуры воды после ТО-1

ТТ

°С

+

4-20 мА

45

ТСПУ Метран-276

0-100

28

Регулирование температуры воды перед ТО-1

ТТ

°С

+

4-20 мА

15

ТСПУ Метран-276

0-100

29

Клапан, регулирующий №4 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

29

Клапан, регулирующий №4 (открыть)

HS NS

+

24В

МЭО

29

Клапан, регулирующий №4 (закрыть)

HS NS

+

24В

МЭО

30

Давление воды после ТО-1

РТ

МПа

+

4-20 мА

0-0,6

Метран- 100-ДИ

0-1

31

Давление воды перед ТО-1

РТ

МПа

+

4-20 мА

0-0,5

Метран- 100-ДИ

0-1

32

Температура дымовых газов перед ТО-1

ТТ

°С

+

4-20 мА

0-150

ТСП М-206

-50-200

33

Давление воды перед насосом №1 (БН-2)

PIS

МПа

+

24В

0-0,15

ДМ-2005 Сг-1Ех

0-2,5

34

Температура подшипников насоса №1 (БН-2)

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСП М-246 (PtlOO)

-50-120

35

Температура подшипников двигателя №1 (БН-2)

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСП М-246 (PtlOO)

-50-120

36

Давление воды после насоса №1 (БН-2)

PIS

МПа

+

24В

0-1,65

ДМ-2005 Сг-1Ех

0-2,5

37

Насос №1 включен (БН-2)

HS NS

+

24В

37

Включение насоса №1 (БН-2)

HS NS

+

24В

37

Выключение насоса №1 (БН-2)

HS NS

+

24В

38

Давление воды перед насосом №2 (БН-2)

PIS

МПа

+

24В

0-0,15

ДМ-2005 Сг-1Ех

0-2,5

39

Температура подшипников насоса №2 (БН-2)

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСП М-246 (PtlOO)

-50-120

40

Температура подшипников двигателя №2 (БН-2)

ТЕ

°С

+

4-20 мА

ТСП М-246 (PtlOO)

-50-120

41

Давление воды после насоса №2 (БН-2)

PIS

МПа

+

24В

0-1,65

ДМ-2005 Сг-1Ех

0-2,5

42

Насос №2 включен (БН-2)

HS NS

+

24В

42

Включение насоса №2 (БН-2)

HS NS

+

24В

42

Выключение насоса №2 (БН-2)

HS NS

+

24В

43

Давление воды перед насосом №3 (БН-2)

PIS

МПа

+

24В

0-0,15

ДМ-2005 Сг-1Ех

0-2,5

44

Температура подшипников насоса №3 (БН-2)

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСП М-246 (PtlOO)

-50-120

45

Температура подшипников двигателя №3 (БН-2)

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСП М-246 (PtlOO)

-50-120

46

Давление воды после насоса №3 (БН-2)

PIS

МПа

+

24В

0-1,65

ДМ-2005 Сг-1Ех

0-2,5

47

Насос №3 включен (БН-2)

HS NS

+

24В

47

Включение насоса №3 (БН-2)

HS NS

+

24В

47

Выключение насоса №3 (БН-2)

HS NS

+

24В

48

Расход топливного газа в узле учета газа

FE FT

м3/ч

+

4-20 мА

2366

СВГ. М-2500

62,5-2500

49

Давление топливного газа в узле учета газа

PT

МПа

+

4-20 мА

0,02

Метран- 100-ДИ

0-1

50

Температура топливного газа в узле учета газа

ТТ

°С

+

4-20 мА

30-50

ТСП М-206

-50-200

51

Температура топливного газа на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1

ТТ

°С

+

4-20 мА

30-50

ТСП М-206

-50-200

52

Расход топливного газа на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1

FE FT

м3/ч

+

4-20 мА

1183

СВГ. М-1600

40-1600

53

Температура подшипников вентилятора

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСМ М-243 (100М)

-50-120

54

Дутьевой вентилятор включен

HS NS

+

24В

54

Включение дутьевого вентилятора

HS NS

+

24В

55

Регулирование давления пара в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1

РТ

МПа

+

4-20 мА

1,4

Метран- 100-ДИ

0-1,5

56

Клапан, регулирующий №5 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

56

Клапан, регулирующий №5 (открыть)

HS NS

+

24В

МЭО

56

Клапан, регулирующий №5 (закрыть)

HS NS

+

24В

МЭО

57

Регулирование давления топливного газа на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1

PT

МПа

+

4-20 мА

0,02

Метран- 100-ДИ

0-1

58

Регулирование давления потока воздуха на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1

РТ

МПа

+

4-20 мА

0,01

Метран- 100-ДИ

0-1

59

Клапан, регулирующий №6 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

59

Клапан, регулирующий №6 (открыть)

HS NS

+

24В

МЭО

59

Клапан, регулирующий №6 (закрыть)

HS NS

+

24В

МЭО

60

Расход пара на выходе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1

FE FT

м3/ч

+

4-20 мА

62,5-2250

СВП-2500

0-2500

61

Контроль пламени в котле ДЕ-6,5/14-ГМ №1

BE

+

24В

ФД — 1

62

Регулирование разрежения в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1

PТ

МПа

+

4-20 мА

0-0,15

АДР 0.25.2

0-0,25

63

Клапан, регулирующий №8 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

63

Клапан, регулирующий №8 (открыть)

HS NS

+

24В

МЭО

63

Клапан, регулирующий №8 (закрыть)

HS NS

+

24В

МЭО

64

Расход питательной воды на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1

FE FT

м3/ч

+

4-20 мА

2-7

ЭрисВТ-50

0,8-30

65

Регулирование уровня воды в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1

LT

см

+

4-20 мА

90

Метран-100-ДД

66

Клапан, регулирующий №7 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

66

Клапан, регулирующий №7 (открыть)

HS NS

+

24В

МЭО

67

Сигнализация уровня воды в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1 (верхний уровень)

LE

см

+

24В

100

УЗС 207

8-300

67

Сигнализация уровня воды в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1 (нижний уровень)

LE

см

+

24В

50

УЗС 207

8-300

68

Температура питательной воды после экономайзера

TT

°С

+

4-20 мА

0-130

ТСПУ Метран- 276

0-150

69

Температура питательной воды перед экономайзером

TT

°С

+

4-20 мА

0-100

ТСПУ Метран- 276

0-150

70

Давление воды на выходе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1

РТ

МПа

+

4-20 мА

0-0,7

Метран- 100-ДИ

0-1

71

Температура воды на выходе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1

ТТ

°С

+

4-20 мА

0-180

ТСПУ Метран- 276

0-200

72

Температура топливного газа на входе котла ДЕ-16/14-ГМ №2

ТТ

°С

+

4-20 мА

30-50

ТСП М-206

-50-200

Расход топливного газа на входе котла ДЕ-16/14-ГМ №2

FE FT

м3/ч

+

4-20 мА

1183

СВГ. М-1600

40-1600

74

Температура подшипников вентилятора

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСМ М-243 (100М)

-50-120

75

Дутьевой вентилятор включен

HS NS

+

24В

75

Включение дутьевого вентилятора

HS NS

+

24В

75

Выключение дутьевого вентилятора

HS NS

+

24В

76

Регулирование давления пара в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2

РТ

МПа

+

4-20 мА

1,4

Метран- 100-ДИ

0-1,5

77

Клапан, регулирующий №9 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

77

Клапан, регулирующий №9 (открыть)

HS NS

+

24В

МЭО

77

Клапан, регулирующий №9 (закрыть)

HS NS

+

24В

МЭО

78

Регулирование давления топливного газа на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2

PT

МПа

+

4-20 мА

0,02

Метран- 100-ДИ

0-1

79

Регулирование давления потока воздуха на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2

РТ

кПа

+

4-20 мА

0,01

Метран- 100-ДИ

0-1

80

Клапан, регулирующий №10 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

80

Клапан, регулирующий №10 (открыть)

HS NS

+

24В

МЭО

80

Клапан, регулирующий №10 (закрыть)

HS NS

+

24В

МЭО

81

Расход пара на выходе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2

FE FT

м3/ч

+

4-20 мА

62,5-2250

СВП-2500

0-2500

82

Контроль пламени в котле ДЕ-6,5/14-ГМ №2

BE

+

24В

ФД — 1

83

Регулирование разрежения в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2

PТ

МПа

+

4-20 мА

0-0,15

АДР 0.25.2

0-0,25

84

Клапан, регулирующий №12 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

84

Клапан, регулирующий №12 (открыть)

HS NS

+

24В

МЭО

84

Клапан, регулирующий №12 (закрыть)

HS NS

+

24В

МЭО

85

Расход питательной воды на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2

FE FT

м3/ч

+

4-20 мА

2-7

ЭрисВТ-50

0,8-30

86

Регулирование уровня воды в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2

LT

+

4-20 мА

90

Метран-100-ДД

87

Клапан, регулирующий №11 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

87

Клапан, регулирующий №11 (открыть)

HS NS

+

24В

МЭО

87

Клапан, регулирующий №11 (закрыть)

HS NS

+

24В

МЭО

88

Сигнализация уровня воды в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2 (верхний уровень)

LE

см

+

24В

100

УЗС 207

8-300

88

Сигнализация уровня воды в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2 (нижний уровень)

LE

см

+

24В

50

УЗС 207

8-300

89

Температура питательной воды после экономайзера

TT

°С

+

4-20 мА

0-130

ТСПУ Метран- 276

0-150

90

Температура питательной воды перед экономайзером

TT

°С

+

4-20 мА

0-90

ТСПУ Метран- 276

0-100

91

Давление воды на выходе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2

РТ

МПа

+

4-20 мА

0-0,7

Метран- 100-ДИ

0-1

92

Температура воды на выходе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2

ТТ

°С

+

4-20 мА

0-180

ТСПУ Метран- 276

0-200

93

Температура подшипников вентилятора

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСМ М-243 (100М)

-50-120

94

Температура подшипников вентилятора

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСМ М-243 (100М)

-50-120

95

Вытяжной вентилятор включен

HS NS

+

24В

95

Включение вытяжного вентилятора

HS NS

+

24В

95

Выключение вытяжного вентилятора

HS NS

+

24В

96

Вытяжной вентилятор включен

HS NS

+

24В

96

Включение вытяжного вентилятора

HS NS

+

24В

96

Выключение вытяжного вентилятора

HS NS

+

24В

97

Контроль загазованности помещения (нижний придел)

QE

%

+

4-20 мА

5

СТМ-30

0-100

97

Контроль загазованности помещения (верхний придел)

QE

%

+

4-20 мА

50

СТМ-30

0-100

98

Контроль загазованности помещения (нижний придел)

QE

%

+

4-20 мА

5

СТМ-30

0-100

98

Контроль загазованности помещения (верхний придел)

QE

%

+

4-20 мА

50

СТМ-30

0-100

99

Вытяжной вентилятор включен

HS NS

+

24В

99

Включение вытяжного вентилятора

HS NS

+

24В

99

Выключение вытяжного вентилятора

HS NS

+

24В

100

Вытяжной вентилятор включен

HS NS

+

24В

100

Включение вытяжного вентилятора

HS NS

+

24В

100

Выключение вытяжного вентилятора

HS NS

+

Сумма

29

46

76

ПРИЛОЖЕНИЕ В

Таблица RTU

Таблицы В.1 — Таблица RTU

№ шасси	№ слота	№ контакта	Адрес ввода/вывода	Наименование параметра (единица измерения)	Тип сигнала	Пределы измерения Датчика (исполнит, мех.)	Диапазон вх/вых сигнала
					DI	DO	AI	AO
	0	Процессорный модуль 1747-L543
	1 1746-NI16I	0	I: 1.0	Температура подшипников насоса №1 (БН-1) (°С)			+		4-20 мА	-50-120
		1	I: 1.1	Температура подшипников двигателя №1 (БН-1) (°С)			+		4-20 мА	-50-120
		2	I: 1.2	Температура подшипников насоса №2 (БН-1) (°С)			+		4-20 мА	-50-120
		3	I: 1.3	Температура подшипников двигателя №2 (БН-1) (°С)			+		4-20 мА	-50-120
		4	I: 1.4	Давление пара в деаэраторе (МПа)			+		4-20 мА	0-1
		5	I: 1.5	Процент открытия клапана №1 (%)			+		4-20 мА	0-100
		6	I: 1.6	Уровень воды в деаэраторе			+		4-20 мА
		7	I: 1.7	Процент открытия клапана №2 (%)			+		4-20 мА	0-100
		8	I: 1.8	Давление воды на выходе деаэратора (МПа)			+		4-20 мА	0-1
		9	I: 1.9	Температура воды на выходе деаэратора (°С)			+		4-20 мА	0-100
		10	I: 1.10	Расход воды на входе деаэратора (м3/ч)			+		4-20 мА	0,8-30
		11	I: 1.11	Температура дымовых газов после ТО-2 (°С)			+		4-20 мА	-50-200
		12	I: 1.12	Температура воды после ТО-2 (°С)			+		4-20 мА	0-100
		13	I: 1.13	Температура воды перед ТО-2 (°С)			+		4-20 мА	0-100
		14	I: 1.14	Процент открытия клапана №3 (%)			+		4-20 мА	0-100
		15	I: 1.15	Давление воды перед ТО-2 (МПа)			+		4-20 мА	0-1
	2 1746-NI16I	0	I: 2.0	Давление воды после ТО-2 (МПа)			+		4-20 мА	0-1
		1	I: 2.1	Температура дымовых газов перед ТО-2 (°С)			+		4-20 мА	-50-200
		2	I: 2.2	Температура дымовых газов после ТО-1 (°С)			+		4-20 мА	-50-200
		3	I: 2.3	Температура воды после ТО-1 (°С)			+		4-20 мА	0-100
		4	I: 2.4	Температура воды перед ТО-1 (°С)			+		4-20 мА	0-100
		5	I: 2.5	Процент открытия клапана №4 (%)			+		4-20 мА	0-100
		6	I: 2.6	Давление воды после ТО-1 (МПа)			+		4-20 мА	0-1
		7	I: 2.7	Давление воды перед ТО-1 (МПа)			+		4-20 мА	0-1
		8	I: 2.8	Температура дымовых газов перед ТО-1 (°С)			+		4-20 мА	-50-200
		9	I: 2.9	Температура подшипников насоса №1 (БН-2) (°С)			+		4-20 мА	-50-120
		10	I: 2.10	Температура подшипников двигателя №1 (БН-2) (°С)			+		4-20 мА	-50-120
		11	I: 2.11	Температура подшипников насоса №2 (БН-2) (°С)			+		4-20 мА	-50-120
		12	I: 2.12	Температура подшипников двигателя №2 (БН-2) (°С)			+		4-20 мА	-50-120
		13	I: 2.13	Температура подшипников насоса №3 (БН-2) (°С)			+		4-20 мА	-50-120
		14	I: 2.14	Температура подшипников двигателя №3 (БН-2) (°С)			+		4-20 мА	-50-120
		15	I: 2.15	Расход топливного газа в узле учета газа (м3/ч)			+		4-20 мА	62,5-2500
	3 1746-NI16I	0	I: 3.0	Давление топливного газа в узле учета газа (МПа)			+		4-20 мА	0-1
		1	I: 3.1	Температура топливного газа в узле учета газа (°С)			+		4-20 мА	-50-200
		2	I: 3.2	Температура топливного газа на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1 (°С)			+		4-20 мА	-50-200
		3	I: 3.3	Расход топливного газа на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1 (м3/ч)			+		4-20 мА	40-1600
		4	I: 3.4	Температура подшипников вентилятора (°С)			+		4-20 мА	-50-120
		5	I: 3.5	Давление пара в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1 (МПа)			+		4-20 мА	0-1,5
		6	I: 3.6	Процент открытия клапана №5 (%)			+		4-20 мА	0-100
		7	I: 3.7	Давление топливного газа на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1 (МПа)			+		4-20 мА	0-1
		8	I: 3.8	Давление потока воздуха на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1 (МПа)			+		4-20 мА	0-1
		9	I: 3.9	Процент открытия клапана №6 (%)			+		4-20 мА	0-100
		10	I: 3.10	Расход пара на выходе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1 (м3/ч)			+		4-20 мА	0-2500
		11	I: 3.11	Процент открытия клапана №8 (%)			+		4-20 мА	0-100
		12	I: 3.12	Расход питательной воды на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1 (м3/ч)			+		4-20 мА	0,8-30
		13	I: 3.13	Уровень воды в барабане котла  ДЕ-6,5/14-ГМ №1 (см)			+		4-20 мА
		14	I: 3.14	Процент открытия клапана №7 (%)			+		4-20 мА	0-100
		15	I: 3.15	Температура питательной воды после экономайзера (°С)			+		4-20 мА	0-150
	4 1746-NI16I	0	I: 4.0	Температура питательной воды перед экономайзером (°С)			+		4-20 мА	0-150
		1	I: 4.1	Давление воды на выходе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1 (МПа)			+		4-20 мА	0-1
		2	I: 4.2	Температура воды на выходе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1 (°С)			+		4-20 мА	-50-200
		3	I: 4.3	Температура топливного газа на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2 (°С)			+		4-20 мА	-50-200
		4	I: 4.4	Расход топливного газа на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2 (м3/ч)			+		4-20 мА	40-1600
		5	I: 4.5	Температура подшипников вентилятора (°С)			+		4-20 мА	-50-120
		6	I: 4.6	Давление пара в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2 (МПа)		4-20 мА	0-1,5
		7	I: 4.7	Процент открытия клапана №9 (%)			+		4-20 мА	0-100
		8	I: 4.8	Давление топливного газа на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2 (кПа)			+		4-20 мА	0-1
		9	I: 4.9	Давление потока воздуха на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2 (кПа)			+		4-20 мА	0-1
		10	I: 4.10	Процент открытия клапана №10 (%)			+		4-20 мА	0-100
		11	I: 4.11	Расход пара на выходе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2 (м3/ч)			+		4-20 мА	0-2500
		12	I: 4.12	Процент открытия клапана №12 (%)			+		4-20 мА	0-100
		13	I: 4.13	Расход питательной воды на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2 (м3/ч)			+		4-20 мА	0,8-30
		14	I: 4.14	Уровень воды в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2			+		4-20 мА
		15	I: 4.15	Процент открытия клапана №11 (%)			+		4-20 мА	0-100
		0	I: 5.0	Температура питательной воды после экономайзера (°С)			+		4-20 мА	0-150
1746-A10	5 1746-NI16I	2	I: 5.2	Давление воды на выходе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2 (МПа)			+		4-20 мА	0-1
		3	I: 5.3	Температура воды на выходе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2 (°С)			+		4-20 мА	0-200
		4	I: 5.4	Температура подшипников вентилятора (°С)			+		4-20 мА	-50-120
		5	I: 5.5	Температура подшипников вентилятора (°С)			+		4-20 мА	-50-120
		6	I: 5.6	Контроль загазованности помещения (нижний придел), %			+		4-20 мА	0-100
		7	I: 5.7	Контроль загазованности помещения (верхний придел), %			+		4-20 мА	0-100
		8	I: 5.8	Контроль загазованности помещения (нижний придел), %			+		4-20 мА	0-100
		9	I: 5.9	Контроль загазованности помещения (верхний придел), %			+		4-20 мА	0-100
		10	I: 5.10	Разрежение в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1 (МПа)			+		4-20 мА	0-0,25
		11	I: 5.11	Разрежение в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2 (МПа)			+		4-20 мА	0-0,25
		0	I: 6.0/0	Давление воды перед насосом №1 (БН-1) (МПа)	+				24В	0-2,5
		1	I: 6.0/1	Давление воды после насоса №1 (БН-1) (МПа)	+				24В	0-2,5
	6 1746-IB32	2	I: 6.0/2	Насос №1 включен (БН-1)	+				24В
		3	I: 6.0/3	Давление воды перед насосом №2 (БН-1)(МПа)	+				24В	0-2,5
		4	I: 6.0/4	Давление воды после насоса №2 (БН-1) (МПа)	+				24В	0-2,5
		5	I: 6.0/5	Насос №2 включен (БН-1)	+				24В
		6	I: 6.0/6	Сигнализация уровня воды в деаэраторе (верхний уровень) (см)	+				24В	8-300
		7	I: 6.0/7	Сигнализация уровня воды в деаэраторе (нижний уровень) (см)	+				24В	8-300
		8	I: 6.0/8	Давление воды перед насосом №1 (БН-2) (МПа)	+				24В	0-2,5
		9	I: 6.0/9	Давление воды после насоса №1 (БН-2) (МПа)	+				24В	0-2,5
		10	I: 6.0/10	Насос №1 включен (БН-2)	+				24В
		11	I: 6.0/11	Давление воды перед насосом №2 (БН-2) (МПа)	+				24В	0-2,5
		12	I: 6.0/12	Давление воды после насоса №2 (БН-2) (МПа)	+				24В	0-2,5
		13	I: 6.0/13	Насос №2 включен (БН-2)	+				24В
		14	I: 6.0/14	Давление воды перед насосом №3 (БН-2) (МПа)	+				24В	0-2,5
		15	I: 6.0/15	Давление воды после насоса №3 (БН-2) (МПа)	+				24В	0-2,5
		16	I: 6.1/0	Насос №3 включен (БН-2)	+				24В
		17	I: 6.1/1	Дутьевой вентилятор включен	+				24В
		18	I: 6.1/2	Контроль пламени в котле ДЕ-6,5/14-ГМ №1	+				24В
		19	I: 6.1/3	Сигнализация уровня воды в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1 (верхний уровень) (см)	+				24В	8-300
		20	I: 6.1/4	Сигнализация уровня воды в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1 (нижний уровень) (см)	+				24В	8-300
		21	I: 6.1/5	Дутьевой вентилятор включен	+				24В
		22	I: 6.1/6	Контроль пламени в котле ДЕ-6,5/14-ГМ №2	+				24В
		23	I: 6.1/7	Сигнализация уровня воды в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1 (верхний уровень) (см)	+				24В	8-300
		24	I: 6.1/8	Сигнализация уровня воды в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1 (нижний уровень) (см)	+				24В	8-300
		25	I: 6.1/9	Вытяжной вентилятор включен	+				24В
		26	I: 6.1/10	Вытяжной вентилятор включен	+				24В
		27	I: 6.1/11	Вытяжной вентилятор включен	+				24В
		28	I: 6.1/12	Вытяжной вентилятор включен	+				24В
	7 1746-OB32	0	O: 7.0/0	Включение насоса №1 (БН-1)		+			24В
		1	O: 7.0/1	Выключение насоса №1 (БН-1)		+			24В
		2	O: 7.0/2	Включение насоса №2 (БН-1)		+			24В
		3	O: 7.0/3	Выключение насоса №2 (БН-1)		+			24В
		4	O: 7.0/4	Клапан, регулирующий №1 (открыть)		+			24В
		5	O: 7.0/5	Клапан, регулирующий №1 (закрыть)		+			24В
		6	O: 7.0/6	Клапан, регулирующий №2 (открыть)		+			24В
		7	O: 7.0/7	Клапан, регулирующий №2 (закрыть)		+			24В
		8	O: 7.0/8	Клапан, регулирующий №3 (открыть)		+			24В
		9	O: 7.0/9	Клапан, регулирующий №3 (закрыть)		+			24В
		10	O: 7.0/10	Клапан, регулирующий №4 (открыть)		+			24В
		11	O: 7.0/11	Клапан, регулирующий №4 (закрыть)		+			24В
		12	O: 7.0/12	Включение насоса №1 (БН-2)		+
		13	O: 7.0/13	Выключение насоса №1 (БН-2)		+			24В
		14	O: 7.0/14	Включение насоса №2 (БН-2)		+			24В
		15	O: 7.0/15	Выключение насоса №2 (БН-2)		+			24В
		16	O:7.1/0	Включение насоса №3 (БН-2)		+			24В
		17	O: 7.1/1	Выключение насоса №3 (БН-2)		+			24В
		18	O: 7.1/2	Включение дутьевого вентилятора		+			24В
		19	O: 7.1/3	Выключение дутьевого вентилятора		+			24В
		20	O: 7.1/4	Клапан, регулирующий №5 (открыть)		+			24В
		21	O: 7.1/5	Клапан, регулирующий №5 (закрыть)		+			24В
		22	O: 7.1/6	Клапан, регулирующий №6 (открыть)		+			24В
		23	O: 7.1/7	Клапан, регулирующий №6 (закрыть)		+			24В
		24	O: 7.1/8	Клапан, регулирующий №8 (открыть)		+			24В
		25	O: 7.1/9	Клапан, регулирующий №8 (закрыть)		+			24В
		26	O: 7.1/10	Клапан, регулирующий №7 (открыть)		+			24В
		27	O: 7.1/11	Клапан, регулирующий №7 (закрыть)		+			24В
		28	O: 7.1/12	Включение дутьевого вентилятора		+			24В
		29	O: 7.1/13	Выключение дутьевого вентилятора		+			24В
		30	O: 7.1/14	Клапан, регулирующий №9 (открыть)		+			24В
		31	O: 7.1/15	Клапан, регулирующий №9 (закрыть)		+			24В
	8 1746-OB32	0	O: 8.0/0	Клапан, регулирующий №10 (открыть)		+			24В
		1	O: 8.0/1	Клапан, регулирующий №10 (закрыть)		+			24В
		2	O: 8.0/2	Клапан, регулирующий №12 (открыть)		+			24В
		3	O: 8.0/3	Клапан, регулирующий №12 (закрыть)		+			24В
		4	O: 8.0/4	Клапан, регулирующий №11 (открыть)		+			24В
		5	O: 8.0/5	Клапан, регулирующий №11 (закрыть)		+			24В
		6	O: 8.0/6	Включение вытяжного вентилятора		+			24В
		7	O: 8.0/7	Выключение вытяжного вентилятора		+			24В
		8	O: 8.0/8	Включение вытяжного вентилятора		+			24В
		9	O: 8.0/9	Выключение вытяжного вентилятора		+			24В
		10	O: 8.0/10	Включение вытяжного вентилятора		+			24В
		11	O: 8.0/11	Выключение вытяжного вентилятора		+			24В
		12	O: 8.0/12	Включение вытяжного вентилятора		+			24В
		13	O: 8.0/13	Выключение вытяжного вентилятора		+			24В
	9	—	—	Резерв
Сумма	29	46	76

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

Характеристики и параметры датчиков

Таблица Г.1 — Технические характеристики и параметры ТСПУ Метран-276

Тип и исполнение термопреобразователя	НСХ	Выходной сигнал, мА	Диапазон преобразуемых температур, °С	Предел допускаемой основной приведенной погрешности, ±у, %	Зависимость выходного сигнала от температуры
ТСПУ Метран-276 МП	100П	0-5; 4-20	-50-500	0,25; 0,5	линейная

Таблица Г.2 — Технические характеристики и параметры ТСП Метран-206

Тип и исполнение термопреобразователя	НСХ	Выходной сигнал, мА	Диапазон преобразуемых температур,°С	Предел допускаемой основной приведенной погрешности, ±у, %	Количество чувствительных элементов
ТСП Метран-206	100П	4-20	-200-500	0,5	1 или 2

Таблица Г.3 — Технические характеристики и параметры ТСП Метран-246

Тип и исполнение термопреобразователя	НСХ	Выходной сигнал, мА	Диапазон преобразуемых температур, °С	Предел допускаемой основной приведенной погрешности, ±у, %	Схема соединения
ТСП Метран-246	100П	4-20	-50-120	0,5	4-х проводная

Таблица Г.4 — Технические характеристики и параметры ТСМ Метран-243

Тип и исполнение термопреобразователя	НСХ	Выходной сигнал, мА	Диапазоны преобразуемых температур,°С	Предел допускаемой основной приведенной погрешности, ±у, %	Схема соединения
ТСМ Метран-243	50М	4-20	-50-120	0,5	4-х проводная

Таблица Г.5 — Технические характеристики и параметры ДМ — 2005 — Сг — 1Ех

Название измерительного устройства	Выходной сигнал, В	Диапазон показаний прибора кгс/см2	Класс точности прибора	Диапазон измерений избыточного давления, %	Предел допускаемой основной погрешности срабатывания сигнализирующего устройства, %
ДМ — 2005 — Сг — 1Ех	24	0,1….1600	1,5	0….75	+/-2,5

Таблица Г.6 — Технические характеристики и параметры Метран-100-ДИ

Название измерительного устройства	Выходной сигнал, мА	Диапазоны измеряемых давлений	Предел допускаемой основной приведенной погрешности, ±у, %
		минимальный, кПа	максимальный, МПа
Метран-100-ДИ	4-20	0-0,04	0-100	0,25; 0,5

Таблица Г.7 — Технические характеристики и параметры
Метран-100-ДД

Название измерительного устройства	Выходной сигнал, мА	Верхний предел измерения, МПа	Температура окружающего воздуха, 0С	Предел допускаемой основной приведенной погрешности, ±у, %
Метран-100-ДД	4-20	1,6…10	-30…50	0,25; 0,5

Таблица Г.8 — Технические характеристики и параметры СТМ-30

Название измерительного устройства	Выходной сигнал, мА	Диапазон измерения, % НКПР	Рабочая температура среды, 0С	Количество анализируемых компонентов	Цифровой выход
СТМ-30	4-20	0-50	-60…+50	140	RS-232

Таблица Г.9 — Технические характеристики и параметры
УЗС-207

Условное обозначение сигнализатора	Условное обозначение акустического датчика (АД)	Номинальная линия срабатывания	Выходной сигнал, В	Температура, 0С	Давление, МПа
УЗС-207	АД-102И	80, 100, 160, 250, 400, 600, 1000, 1600, 2000, 3000, 4000, 5000, 6000	24	250	6,4

Таблица Г.10 — Технические характеристики и параметры
ФД-1

Название измерительного устройства	Выходной сигнал, В	Тепловое сопротивление, кОм	Температура окружающего воздуха, 0С	Габаритные размеры, мм
ФД-1	24	56-560	-5 — 50	98106133

Таблица Г.11 — Технические характеристики и параметры ЭРИС-ВТ

Название измерительного устройства	Выходной сигнал, мА	Основная относительная погрешность, ± %	Расход, м3/ч	Условный диаметр (Ду), мм	Давление, МПа
			Qmin	Qmax
ЭРИС-ВТ	4-20	1,5	5	12500	100…1000	1,6

Таблица Г.12 — Технические характеристики и параметры АДР-0.25.2

Название измерительного устройства	Выходной сигнал, мА	Диапазон измерения, кПа	Рабочая температура окружающей среды, 0С	Влажность воздуха при температуре 350С, %
АДР-0.25.2	4-20	0-0,25	5-50	98

Таблица Г.13 — Технические характеристики и параметры СВГ. М

Название измерительного устройства	Выходной сигнал, мА	Основная относительная погрешность, ± %	Расход, м3/ч	Условный диаметр (Ду), мм	Давление, МПа
			Qmin	Qmax
СВГ. М	4-20	1-1,5	4	10000	50…200	0,16-2,5

Таблица Г.14 — Технические характеристики и параметры СВП-2500

Название измерительного устройства	Выходной сигнал, мА	Основная относительная погрешность, ± %	Расход, м3/ч	Условный диаметр (Ду), мм
			Qmin	Qmax
СВП-2500	4-20	3	62,5	2500	100	1,6-2,5

Таблица Г.15 — Технические характеристики и параметры
Метран-602

Блок питания	Количество каналов	Выходное напряжение, В	Максимальный ток нагрузки, мА	Ток срабатывания защиты, мА	Ток короткого замыкания, мА
Метран-602	2	24; 36	50	75	45

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

Список переменных в контроллере

Таблица Д.1 — Таблица переменных в контроллере

Адрес переменной	Адрес ввода/вывода	Комментарий
F8: 0	I: 1.0	Температура подшипников насоса №1 (БН-1)
F8: 1	I: 1.1	Температура подшипников двигателя №1 (БН-1)
F8: 2	I: 1.2	Температура подшипников насоса №2 (БН-1)
F8: 3	I: 1.3	Температура подшипников двигателя №2 (БН-1)
F8: 4	I: 1.4	Давление пара в деаэраторе
F8: 5	I: 1.5	Процент открытия клапана №1
F8: 6	I: 1.6	Уровень воды в деаэраторе
F8: 7	I: 1.7	Процент открытия клапана №2
F8: 8	I: 1.8	Давление воды на выходе деаэратора
F8: 9	I: 1.9	Температура воды на выходе деаэратора
F8: 10	I: 1.10	Расход воды на входе деаэратора
F8: 11	I: 1.11	Температура дымовых газов после ТО-2
F8: 12	I: 1.12	Температура воды после ТО-2
F8: 13	I: 1.13	Температура воды перед ТО-2
F8: 14	I: 1.14	Процент открытия клапана №3
F8: 15	I: 1.15	Давление воды перед ТО-2
F8: 16	I: 2.0	Давление воды после ТО-2
F8: 17	I: 2.1	Температура дымовых газов перед ТО-2
F8: 18	I: 2.2	Температура дымовых газов после ТО-1
F8: 19	I: 2.3	Температура воды после ТО-1
F8: 20	I: 2.4	Температура воды перед ТО-1
F8: 21	I: 2.5	Процент открытия клапана №4
F8: 22	I: 2.6	Давление воды после ТО-1
F8: 23	I: 2.7	Давление воды перед ТО-1
F8: 24	I: 2.8	Температура дымовых газов перед ТО-1
F8: 25	I: 2.9	Температура подшипников насоса №1 (БН-2)
F8: 26	I: 2.10	Температура подшипников двигателя №1 (БН-2)
F8: 27	I: 2.11	Температура подшипников насоса №2 (БН-2)
F8: 28	I: 2.12	Температура подшипников двигателя №2 (БН-2)
F8: 29	I: 2.13	Температура подшипников насоса №3 (БН-2)
F8: 30	I: 2.14	Температура подшипников двигателя №3 (БН-2)
F8: 31	I: 2.15	Расход топливного газа в узле учета газа
F8: 32	I: 3.0	Давление топливного газа в узле учета газа
F8: 33	I: 3.1	Температура топливного газа в узле учета газа
F8: 34	I: 3.2	Температура топл. газа на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1
F8: 35	I: 3.3	Расход топливного газа на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1
F8: 36	I: 3.4	Температура подшипников вентилятора
F8: 37	I: 3.5	Давление пара в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1
F8: 38	I: 3.6	Процент открытия клапана №5
F8: 39	I: 3.7	Давление топливного газа на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1
F8: 40	I: 3.8	Давление потока воздуха на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1
F8: 41	I: 3.9	Процент открытия клапана №6
F8: 42	I: 3.10	Расход пара на выходе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1
F8: 43	I: 3.11	Процент открытия клапана №8
F8: 44	I: 3.12	Расход питательной воды на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1
F8: 45	I: 3.13	Уровень воды в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1
F8: 46	I: 3.14	Процент открытия клапана №7
F8: 47	I: 3.15	Температура питательной воды после экономайзера
F8: 48	I: 4.0	Температура питательной воды перед экономайзером
F8: 49	I: 4.1	Давление воды на выходе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1
F8: 50	I: 4.2	Температура воды на выходе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1
F8: 51	I: 4.3	Температура топл. газа на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2
F8: 52	I: 4.4	Расход топливного газа на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2
F8: 53	I: 4.5	Температура подшипников вентилятора
F8: 54	I: 4.6	Давление пара в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2
F8: 55	I: 4.7	Процент открытия клапана №9
F8: 56	I: 4.8	Давление топливного газа на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2
F8: 57	I: 4.9	Давление потока воздуха на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2
F8: 58	I: 4.10	Процент открытия клапана №10
F8: 59	I: 4.11	Расход пара на выходе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2
F8: 60	I: 4.12	Процент открытия клапана №12
F8: 61	I: 4.13	Расход питательной воды на входе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2
F8: 62	I: 4.14	Уровень воды в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2
F8: 63	I: 4.15	Процент открытия клапана №11
F8: 64	I: 5.0	Температура питательной воды после экономайзера
F8: 65	I: 5.1	Температура питательной воды перед экономайзером
F8: 66	I: 5.2	Давление воды на выходе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2
F8: 67	I: 5.3	Температура воды на выходе котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2
F8: 68	I: 5.4	Температура подшипников вентилятора
F8: 69	I: 5.5	Температура подшипников вентилятора
F8: 70	I: 5.6	Контроль загазованности помещения (нижний придел)
F8: 71	I: 5.7	Контроль загазованности помещения (верхний придел)
F8: 72	I: 5.8	Контроль загазованности помещения (нижний придел)
F8: 73	I: 5.9	Контроль загазованности помещения (верхний придел)
F8: 74	I: 5.10	Разрежение в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1
F8: 75	I: 5.11	Разрежение в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №2
B3: 0/0	I: 6.0/0	Давление воды перед насосом №1(БН-1)
B3: 0/1	I: 6.0/1	Давление воды после насоса №1 (БН-1)
B3: 0/2	I: 6.0/2	Насос №1 включен (БН-1)
B3: 0/3	I: 6.0/3	Давление воды перед насосом №2 (БН-1)
B3: 0/4	I: 6.0/4	Давление воды после насоса №2 (БН-1)
B3: 0/5	I: 6.0/5	Насос №2 включен (БН-1)
B3: 0/6	I: 6.0/6	Сигнализация уровня воды в деаэраторе (верхний уровень)
B3: 0/7	I: 6.0/7	Сигнализация уровня воды в деаэраторе (нижний уровень)
B3: 0/8	I: 6.0/8	Давление воды перед насосом №1 (БН-2)
B3: 0/9	I: 6.0/9	Давление воды после насоса №1 (БН-2)
B3: 0/10	I: 6.0/10	Насос №1 включен (БН-2)
B3: 0/11	I: 6.0/11	Давление воды перед насосом №2 (БН-2)
B3: 0/12	I: 6.0/12	Давление воды после насоса №2 (БН-2)
B3: 0/13	I: 6.0/13	Насос №2 включен (БН-2)
B3: 0/14	I: 6.0/14	Давление воды перед насосом №3 (БН-2)
B3: 0/15	I: 6.0/15	Давление воды после насоса №3 (БН-2)
B3: 1/0	I: 6.1/0	Насос №3 включен (БН-2)
B3: 1/1	I: 6.1/1	Дутьевой вентилятор включен
B3: 1/2	I: 6.1/2	Контроль пламени в котле ДЕ-6,5/14-ГМ №1
B3: 1/3	I: 6.1/3	Сигнализация уровня воды в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1 (верхний уровень)
B3: 1/4	I: 6.1/4	Сигнализация уровня воды в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1 (нижний уровень)
B3: 1/5	I: 6.1/5	Дутьевой вентилятор включен
B3: 1/6	I: 6.1/6	Контроль пламени в котле ДЕ-6,5/14-ГМ №2
B3: 1/7	I: 6.1/7	Сигнализация уровня воды в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1 (верхний уровень)
B3: 1/8	I: 6.1/8	Сигнализация уровня воды в барабане котла ДЕ-6,5/14-ГМ №1 (нижний уровень)
B3: 1/9	I: 6.1/9	Вытяжной вентилятор включен
B3: 1/10	I: 6.1/10	Вытяжной вентилятор включен
B3: 1/11	I: 6.1/11	Вытяжной вентилятор включен
B3: 1/12	I: 6.1/12	Вытяжной вентилятор включен

ПРИЛОЖЕНИЕ Е

Алгоритм управления контроллером

Рисунок Е.1 — Алгоритм основной программы

Рисунок Е.2 — Алгоритм подпрограммы розжига горелки

Рисунок Е.4 — Алгоритм подпрограммы вентиляции топки

Рисунок Е.5 — Алгоритм подпрограммы регулирования уровня воды в барабане
котла

Рисунок Е.6 — Алгоритм подпрограммы подготовки котла ДЕ-6,5/14 ГМ к
розжигу

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж

Листинг программы

Рисунок Ж.1 — Основная программа

Рисунок Ж.2 — Начало подпрограммы регулирования уровня воды в барабане
котла

Рисунок Ж.3 — Окончание подпрограммы регулирования уровня воды в барабане
котла

Рисунок Ж.4 — Начало подпрограммы подготовки газопровода

Рисунок Ж.5 — Окончание подпрограммы подготовки газопровода

Рисунок Ж.6 — Начало подпрограммы вентиляции топки

Рисунок Ж.7 — Окончание подпрограммы вентиляции топки

Рисунок Ж.8 -Начало подпрограммы подготовки котла ДЕ-6,5/14-ГМ к розжигу

Рисунок Ж.9 — Продолжение подпрограммы подготовки котла ДЕ-6,5/14-ГМ к
розжигу

Рисунок Ж.10 — Окончание подпрограммы подготовки котла ДЕ-6,5/14-ГМ к
розжигу

Рисунок Ж.11 — Начало подпрограммы розжига горелки

Рисунок Ж.12 — Продолжение подпрограммы розжига горелки

Рисунок Ж.13 — Окончание подпрограммы розжига горелки

ПРИЛОЖЕНИЕ К

Экраны HМI

Рисунок К.1 — Окно входа в систему

Рисунок К.2 — Главный экран

Рисунок К.3 — Подготовка воды

Рисунок К.4 — Деаэратор

Рисунок К.5 — Котел

Рисунок К.6 — Экран аварий

Рисунок К.7 — Окно помощи

Рисунок К.8 — Тренд реального времени

Рисунок К.9 — Тренд архивный

Рисунок К.10 — Окно выхода из системы