Модернизация системы управления на базе контроллера SIMATIC S7 фирмы Siemens, Реферат

Котельная установка является сложным и высокотехнологичным объектом. Она предназначена для выработки тепла, направленного на производственные нужды предприятия.

По уровню насыщенности автоматикой котельные установки занимают одно из ведущих мест, при этом обеспечивается:

уменьшение численности рабочего персонала и увеличение точности поддержания параметров вырабатываемого пара, изменение характера его труда;
повышение безопасности труда и надежность работы оборудования;
увеличение экономичности работы;
уменьшение вредных выбросов в атмосферу.

В настоящее время все большую актуальность в системах автоматизации приобретают задачи внедрения технологий, позволяющие обеспечить сбережение ресурсов и энергии, а также уменьшение потерь от простоя оборудования из-за ремонта. Необходимо также совершенствовать программные средства с целью внедрения новейших методик оценки эффективности работы существующего оборудования.

Целью данного дипломного проекта является обеспечение стабильного, качественного и надежного функционирования водогрейной котельной за счет внедрения системы, предназначенной для контроля и управления технологическим процессом, на базе контроллера SIMATIC S7 фирмы Siemens. Для реализации этой задачи был выполнен подбор оборудования, а также разработано специализированное программное обеспечение, обеспечивающее стабильность работы котельной в автоматическом режиме.

Задачами дипломного проекта являются:

обеспечение автономной безопасной работы блочно-модульной котельной, для автоматического пуска, работы и останова узлов и агрегатов в соответствии с заложенной программой. Система автоматики и электроснабжения (САЭ) должна обеспечивать непрерывную работу котельной без присутствия обслуживающего персонала, производить автоматическое включение резерва, производить погодозависимое регулирование отдачи тепла, осуществлять контроль и защиту технологического оборудования по заданным параметрам, хранение архива событий и параметров заданной глубины;

разработка программы для автоматической работы водогрейной котельной в среде разработки STEP 7.

1. Технология котельной, .1 Общая характеристика процесса

Проектируемая САЭ предназначена для обеспечения автономной безопасной работы блочно-модульной котельной, для автоматического пуска, работы и останова узлов и агрегатов в соответствии с заложенной программой. САЭ должна обеспечивать непрерывную работу котельной без присутствия обслуживающего персонала, производить автоматическое включение резерва, производить погодозависимое регулирование отдачи тепла, осуществлять контроль и защиту технологического оборудования по заданным параметрам, обеспечивать хранение архива событий и параметров заданной глубины. Защитное и коммутационное оборудование САЭ должно обеспечивать защиту электрооборудования, обеспечивающую его сохранность при перегрузках, коротком замыкании, утечках, а также аварийное включение резервного фидера при исчезновении питания на основном.

3 стр., 1245 слов

Курсовая работа медицинское оборудование

... и лечения. Медицинские аппараты – технические устройства, обеспечивающие воздействие на объект каким-либо видом энергии с целью изменения объекта или определения его характеристик. Медицинское оборудование – ... совокупность устройств, приспособлений, приборов, механизмов и т. п., необходимых для производства каких-либо работ в медицине. В ...

Структура производства приведена на рисунке 1.1

технология котельной 1

Рисунок 1.1 — Структура производства

1.2 Физико-химические основы процессов производства

Основными элементами рабочего процесса, осуществляемого в котельной, являются:

процесс горения топлива;
процесс теплообмена между продуктами сгорания или самим горящим топливом с водой;
процесс нагрева воды.

Во время работы в котлоагрегатах образуются два взаимодействующих друг с другом потока: поток рабочего тела и поток образующегося в топке теплоносителя [1].

В результате этого взаимодействия на выходе объекта получается горячая вода заданного давления и температуры.

Процессы нагрева воды и передачи энергии в котлоагрегате однозначно связаны с количеством вещества в потоках рабочего тела и теплоносителя. Горение топлива является сложным физико-химическим процессом. Химическая сторона горения представляет собой процесс окисления его горючих элементов кислородом, проходящий при определенной температуре и сопровождающийся выделением тепла. Интенсивность горения, а так же экономичность и устойчивость процесса горения топлива зависят от способа подвода и распределения воздуха между частицами топлива. Условно принято процесс сжигания топлива делить на три стадии: зажигание, горение и дожигание. Эти стадии в основном протекают последовательно во времени, частично накладываются одна на другую.

Расчет процесса горения обычно сводится к определению количества воздуха в м ³ , необходимого для сгорания единицы массы или объема топлива количества и состава теплового баланса и определению температуры горения. водогрейная котельная контроллер технологический

Процесс теплообмена в котле идет через водогазонепроницаемые теплопроводные стенки, называющиеся поверхностью нагрева. Поверхности нагрева выполняются в виде труб. Внутри труб происходит непрерывная циркуляция воды, а снаружи они омываются горячими топочными газами или воспринимают тепловую энергию лучеиспусканием. Таким образом, в котлоагрегате имеют место все виды теплопередачи: теплопроводность, конвекция и лучеиспускание. Соответственно поверхность нагрева подразделяется на конвективные и радиационные. Количество тепла, передаваемое через единицу площади нагрева в единицу времени носит название теплового напряжения поверхности нагрева. Это напряжение ограничена, во-первых, свойствами материала поверхности нагрева, во-вторых, максимально возможной интенсивностью теплопередачи от горячего теплоносителя к поверхности, от поверхности нагрева к холодному теплоносителю.

4 стр., 1558 слов

Процесс горения и его виды

... нагрева. Всякий источник зажигания должен иметь достаточный запас теплоты или энергии, передаваемой реагирующим веществам. Поэтому на процесс возникновения горения ... распределение жировых веществ тонким слоем на их поверхности и поглощение кислорода из воздуха. Окисление масла ... калий, натрий, карбид кальция и карбиды щелочных металлов. Кальций загорается при взаимодействии с горячей водой. Окись ...

Интенсивность коэффициента теплопередачи тем выше, чем выше разность температур теплоносителей, скорость их перемещения относительно поверхности нагрева и чем выше чистота поверхности.

Основные факторы, влияющие на процесс теплообмена:

площадь поверхности теплообмена;
коэффициент теплопроводности;
разность температур;
количество пластин в теплообменнике.

1.2.1 Описание схемы технологического процесса

В схеме котельной можно выделить три контура.

Котловой контур состоит из трех водогрейных котлов, два их которых являются основными с номинальной мощностью 1040 кВт, а один резервный с номинальной мощностью 360 кВт, установленных параллельно, котловых насосов, производительностью 60 м ³ /ч и 21 м³ /ч и термогидравлического разделителя.

Термогидравлический разделитель — это вертикальная перемычка с диаметром, превышающим диаметр коллекторов в 3-5 раз, где за счет низких скоростей происходит эффективный теплообмен, причем этот узел позволяет разделить контуры регулирования и сделать их «независимыми». Оптимальный режим, благоприятный для оборудования, при котором достигается наивысший КПД создается, если в котловом контуре поддерживается температура около 90-95°С. На теплообменник температура регулируется в зависимости от разницы между температурным графиком подачи теплотрассы, зависящим от температуры наружного воздуха, и фактической температурой подачи теплотрассы.

В данном контуре вода подогревается до нужной температуры в зависимости от температуры на улице и далее попадает во второй контур.

Контур теплообменников состоит из пластинчатых теплообменников и двух насосов (рисунок 1.2).

описание схемы технологического процесса 1

неподвижная плита с присоединительными патрубками;
2 — задняя прижимная плита;
3 — теплообменные пластины с уплотнительными прокладками;
4 — верхняя направляющая;
5 — нижняя направляющая.;
6 — задняя стойка;
7 — комплект резьбовых шпилек

Рисунок 1.2 — Строение теплообменника

Пластинчатый теплообменник — это устройство, в котором осуществляется передача теплоты от горячего теплоносителя к холодной (нагреваемой) среде через стальные гофрированные пластины, которые установлены в раму и стянуты в пакет [2].

Такая конструкция теплообменника обеспечивает эффективную компоновку теплообменной поверхности и, соответственно, малые габариты самого аппарата.

Все пластины в пакете одинаковы, только развернуты одна за другой на 180°C, поэтому при стягивании пакета пластин образуются каналы, по которым и протекают жидкости, участвующие в теплообмене. Такая установка пластин обеспечивает чередование горячих и холодных каналов.

В процессе теплообмена жидкости движутся навстречу друг другу (в противотоке).

В местах их возможного перетекания находится либо стальная пластина, либо двойное резиновое уплотнение, что практически исключает смешение жидкостей (рисунок 1.3).

описание схемы технологического процесса 2

Рисунок 1.3 — Направление потоков в теплообменнике

Вид гофрирования пластин и их количество, устанавливаемое в раму, зависят от эксплуатационных требований к пластинчатому теплообменнику. Материал, из которого изготавливаются пластины, может быть различным: от недорогой нержавеющей стали до различных сплавов, способных работать с агрессивными жидкостями.

Материалы для изготовления уплотнительных прокладок также различаются в зависимости от условий применения пластинчатых теплообменников. Обычно используются различные полимеры на основе натуральных или синтетических каучуков.

Вода, нагретая в котлах, попадает в теплообменники и в зависимости от интенсивности работы насосов второго контура, производительностью 60 м ³ /ч, которая задается ПИД — регулятором, происходит нагрев воды в третьем контуре.

Третий контур состоит из теплообменников, мощностью 894400 ккал/час, теплотрассы и сетевых насосов, производительностью 60 м ³ /ч. Вода третьего контура, нагретая в теплообменниках, проходит по теплотрассе и попадает к потребителю. Циркуляция воды в третьем контуре обеспечивается непрерывной работой одного из двух сетевых насосов.

1.3 Характеристики исходного сырья, материалов, полуфабрикатов и продуктов

Топливом для котельной является природный газ.

Газ, поступающий из скважин, необходимо подготовить к транспортировке конечному пользователю — котельной. Необходимость подготовки газа вызвана присутствием в нём кроме целевых компонентов примесей, вызывающих затруднения при транспортировке либо применении. Так, пары воды, содержащейся в газе, при определенных условиях могут образовывать гидраты или, конденсируясь, скапливаться в различных местах (изгиб трубопровода, например), мешая продвижению газа; сероводород вызывает сильную коррозию газового оборудования (трубы, ёмкости теплообменников и т. д.).

Газ подготавливают по различным схемам. Согласно одной из них, в непосредственной близости от месторождения сооружается установка комплексной подготовки газа (УКПГ), на котором производится очистка и осушка газа.

Если газ содержит в большом количестве гелий либо сероводород, то газ обрабатывают на газоперерабатывающем заводе, где выделяют гелий и серу.

Ориентировочные физические характеристики:

плотность ρ = 0,7 кг/м³ (сухой газообразный) либо 400 кг/м³ (жидкий);
температура возгорания t = 650 °C;
теплота сгорания 16 — 35 МДж/м³ (для газообразного).

Качество подпиточной и сетевой воды должны соответствовать требованиям «Правил технической эксплуатации коммунальных тепловых котельных» [1].

Качество питательной воды паровых котлов должно удовлетворять нормам, представленным в таблице 1.1.

Таблица 1.1 — Нормы питательной воды

Показатель	Рабочее давление, МПа (кгс/см²)
	0,9 (9)	1,4 (14)	2,4 (44)	4 (40)
Прозрачность по шрифту не менее, м	0,3	0,4	0,4	0,4
Общая жесткость, мкг-экв/кг	30* —— 40	15* —— 20	10* —— 15	5* —— 10
Содержание соединений железа (в пересчете на Fе), мкг/кг	Не нормируется	300 ———— Не нормируется	100 —— 200	50 —— 100
Содержание растворенного кислорода (для котлов с паропроизводительностью 2 т/ч и более), мкг/кг	50 —— 100	30 —— 50	20 —— 50	20 —— 30
Значение рН при 25° С	8,5 10,5
Содержание нефтепродуктов, мкг/кг	5	3	3	0,5

Качество сетевой воды и подпиточной воды водогрейных котлов должно удовлетворять требованиям, представленным в таблице 1.2.

Таблица 1.2 — Требования к качеству воды

Показатель	Система теплоснабжения
	открытая		закрытая
	Температура сетевой воды, °С
	115	150	115	150
Прозрачность по шрифту не менее, м	0,4	0,4	0,4	0,3
Карбонатная жесткость при рН: не более 8,5	800 —— 700	750 —— 600	800 —— 700	750 —— 600
более 8,5	Не допускается		По расчету ОСТ 108.030.47-81
Содержание растворенного кислорода, мкг/кг	50	30	50	30
Содержание соединений железа (в пересчете на Fе), мкг/кг	300	300 ——-250	600 ——500	500 —— 400
Значение рН при 25 °С	От 7,0 до 8,5		От 7,0 до 11,0
Содержание нефтепродуктов, мг/кг	—	1,0	—

2. Патентная проработка, .1 Направление и обоснование предмета поиска

В данном дипломном проекте рассматривается автоматизация котельной предприятия ОАО «Туймазытехуглерод». Автоматизация осуществляется с помощью технических средств автоматизации. Они должны обеспечить нормальное прохождение технологических процессов котельной, а также обеспечить сигнализацию аварийных ситуаций. Основным параметром безопасности являются контроль воздушной среды газоанализаторами, поэтому патентные исследования проводились для применяемого газоанализатора Polytron IR — Тип 334 работающего на принципе поглощения инфракрасного излучения.

2.2 Регламент патентного поиска

Патентный поиск проводился с использованием фондов УГНТУ по источникам патентной документации Российской Федерации. Глубина патентного поиска пять лет (2007-2011 гг.).

Поиск проводился по индексам международной классификации измерении (МПК) G 01N 21/61 «Исследование или анализ материалов с помощью оптических средств, т.е. с использованием инфракрасного излучения».

При этом были использованы следующие источники патентной информации:

документы справочно-поискового аппарата;
полные описания к патентам Российской Федерации;
официальный бюллетень комитета Российской Федерации по патентным и товарным знакам «Изобретения.

Полезные модели».

2.3 Результаты патентного поиска

Результаты просмотра источников патентной информации приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 — Результаты патентного поиска

Страна	Индекс МПК	Номера просмотренных патентов	Выявленные аналоги
Россия	G 01N 21/61	№№ 2299423-2421709	№ 2299423 «Оптико-электронный спектральный газоанализатор» № 2299424 «Оптико-электронный спектральный газоанализатор» № 2395799 «Газоанализатор угарного газа» № 2420732 «Газоанализатор» № 2421709 «Оптический абсорбционный газоанализатор»

2.4 Анализ результатов патентного поиска

Анализ патентных исследований позволяет дать оценку некоторым устройствам, найденным в результате проведенных патентных исследований.

Рассмотрим более подробно аналоги, приведенные в таблице 2.1.

Изобретение по патенту № 2299423 относится к технике газового анализа и может быть использовано для определения качественного и количественного состава газовых смесей, образуемых в результате жизнедеятельности организмов или выделяемых в процессе работы различных устройств, двигателей внутреннего сгорания, а также для контроля качества парфюмерных изделий. Устройство содержит блок питания, к выходу которого подсоединены осветительный элемент, быстрый фотозатвор входного пучка, быстрый фотозатвор выходного пучка, блок детекторов и многоканальный усилитель, а к входу присоединен блок управления через цифроаналоговый преобразователь, к оптической кювете последовательно присоединены элемент для формирования спектрального разложения анализируемого сигнала, быстрый фотозатвор выходного пучка, оптическая система, содержащая спектральные окна, блок детекторов, многоканальный усилитель, аналого-цифровой преобразователь и блок управления. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей и повышение разрешающей способности за счет обеспечения возможности анализа спектров испускания.

Изобретение по патенту № 2299424 относится к технике газового анализа и может быть использовано для определения качественного и количественного состава газовых смесей, образуемых в результате жизнедеятельности организмов или выделяемых в процессе работы различных устройств, двигателей внутреннего сгорания, а также для контроля качества парфюмерных изделий. Устройство содержит блок питания, к выходу которого подсоединены осветительный элемент, быстрый фотозатвор входного пучка, быстрый фотозатвор выходного пучка, блок детекторов, многоканальный усилитель, а к входу присоединен блок управления, через цифроаналоговый преобразователь; оптическую кювету, к которой последовательно присоединены быстрый фотозатвор выходного пучка, элемент для формирования спектрального разложения анализируемого сигнала, оптическая система, фотоприемник, многоканальный усилитель, аналого-цифровой преобразователь, блок управления, при этом осветительный элемент, быстрый фотозатвор входного пучка и оптическая кювета расположены на одной оптической оси; а оптическая кювета, быстрый фотозатвор выходного пучка, элемент для формирования спектрального разложения анализируемого сигнала, оптическая система, блок детекторов расположены на другой оптической оси. Оптическая система содержит спектральные окна от 1 до n для передачи анализируемого сигнала на фотоприемник, выполненный в виде блока детекторов, содержащего от 1 до … n детекторов, позволяющий по отдельности регистрировать и преобразовывать испускаемый оптический сигнал в каждом заранее заданном спектральном диапазоне. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей и повышение разрешающей способности.

Изобретение по патенту № 2395799 относится к области газового анализа, в частности к детектирующим устройствам для регистрации и измерения содержания оксида углерода. Датчик содержит полупроводниковое основание и подложку. Полупроводниковое основание выполнено из поликристаллической пленки теллурида цинка, легированного антимонидом галлия. Подложкой служит электродная площадка пьезокварцевого резонатора. Изобретение обеспечивает повышение чувствительности датчика и технологичности его изготовления.

Изобретение по патенту № 2420732 относится к машиностроению, в частности к устройствам систем безопасности. Газоанализатор содержит корпус воздухозаборного устройства, в котором расположен гофрированный резиновый сильфон 9 с двумя фланцами и стакан 10 с пружиной, а во внутренних гофрах сильфона установлены распорные кольца для придания ему жесткости и сохранения постоянного объема, шток 7 для сжатия сильфона, фиксатор 5 со стопором, при этом на верхней плите корпуса имеется неподвижная втулка для направления штока при сжатии сильфона, причем на штуцер 2 с внутренней стороны надета резиновая трубка, которая через нижний фланец соединяется с внутренней полостью сильфона, а к противоположному свободному ее концу подсоединена индикаторная трубка, на цилиндрической поверхности штока 7 сделаны четыре продольные канавки с двумя углублениями, предназначенными для фиксации двух положений штока стопором, причем расстояние между углублениями на канавках подобрано таким образом, чтобы при ходе штока от одного углубления до другого сильфон забирал заданный объем исследуемого воздуха. Достигается повышение эффективности, быстродействия и надежности срабатывания системы.

Изобретение по патенту № 2421709 относится к области измерительной техники и может быть использовано для количественного определения концентрации отдельных компонентов в многокомпонентных газовых смесях.

Газоанализатор содержит источник лазерного излучения с устройством разделения лучистого потока на два одинаковых пучка, камеру для анализируемой смеси и приемник рабочего канала, последовательно расположенные на пути прохождения одного пучка; камеру с «нулевым» газом и приемник сравнительного канала, расположенные на пути другого пучка. Приемники, расположенные на пути двух раздельных лучей, выполнены в виде идентичных металлических пластин, изготовленных из сплава, претерпевающего мартенситное превращение в заданном интервале температур измерения, размещенных на диэлектрических подложках с малым коэффициентом теплопроводности, и соединенных с соответствующими входами устройства измерения электросопротивления, сопряженного с блоком управления, приема и обработки данных. Изобретение расширяет спектральный диапазон газоанализатора в сторону длинноволновой области и повышает его надежность.

Патентные исследования показали, что существующие на сегодняшний день инфракрасные газоанализаторы разнообразны по своему устройству и обладают как достоинствами, так и недостатками.

Таким образом, проведенный патентный поиск показал целесообразность применения приборов, позволяющих определить концентрацию газа по поглощению инфракрасного излучения.

3. Автоматизация котельной, .1 Анализ процесса как объекта автоматизации

Для оптимального хода процесса теплообмена некоторые его параметры требуется поддерживать постоянными, а некоторые — изменять по определенному закону. Одной из основных задач автоматического регулирования является постоянное изменение температуры в теплотрассе в зависимости от температуры окружающей среды для погодозависимого регулирования.

Основными факторами, влияющими на процесс теплообмена, являются: площадь поверхности теплообмена, коэффициент теплопроводности, разность температур, количество пластин в теплообменнике. Технологический режим теплообмена определяется в первую очередь работой самого теплообменника. Соответственно для управления процессом необходимо поддерживать давление, температуру в контурах и уровень жидкости в подпиточной ёмкости в заданных пределах.

В проекте предусматривается ведение процесса теплообмена с применением современной техники автоматического контроля и регулирования с целью максимального облегчения труда обслуживающего персонала, для обеспечения его нормальной работы и повышения безопасности и надёжности работы котельной, структурная схема АСУ ТП представлена на рисунке 3.1.

3.2 Функциональная схема автоматизации водогрейной котельной ОАО «Туймазытехуглерод»

Функциональная схема автоматизации водогрейной котельной ОАО «Туймазытехуглерод» представлена на рисунке 3.2.

функциональная схема автоматизации водогрейной котельной оао туймазытехуглерод 1

Рисунок 3.1 — Структурная схема АСУТП

Перечень средств КИП и А представлен в таблице 3.1.

Таблица 3.1 — Перечень средств КИП и А

Позиция	Наименование	Кол., шт.
1, 4, 6, 8, 24	Датчик давления АИР-10/Ех	5	EEx ia IICT6
2, 23, 25	Клапан регулирующий Samson SV72.4	3	EEx ia IICT6
3, 5, 7, 9, 11, 13, 15, 30	Заслонка отсечная Samson LTR43	8	EEx d IICT6
10, 12, 14	Датчик погасания пламени СПП 1.01.04	3	EEx ia IICT6
16, 18, 20, 26	Термометр сопротивления ТСМУ 0104/Ех	4	EEx ia IICT6
17, 19, 21, 27, 28	Привод частотный ABB ACS550	5	EEx d IICT6
22	Датчик уровня Foxboro 244LD	1	EEx ia IICT6
29	Датчик загазованности Polytron IP тип 334	1	EEx ia IICT6
31	Датчик перепада давления Foxboro IDP10	1	EEx ia IICT6

При ведении технологического режима необходимо контролировать параметры, представленные в таблицах 3.2 и 3.3.

Таблица 3.2 — Контролируемые параметры

Номер позиции	Наименование параметра
Температура
16	Температура воды на входе котла 1
18	Температура воды на входе котла 2
20	Температура воды на входе котла 3
26	Температура воды на выходе в теплосеть
Давление
1	Давление топливного газа
4	Давление воды на выходе котла 1
6	Давление воды на выходе котла 2
8	Давление воды на выходе котла 3
24	Давление воды на выходе в теплосеть
31	Перепад давления на фильтре

Таблица 3.3 — Регулируемые параметры

Номер позиции	Наименование параметра
Температура
16	Температура на выходе котла 1
18	Температура на выходе котла 2
20	Температура на выходе котла 3
Давление
1	Давление газа на входе в котельную
24	Давление воды на выходе в теплосеть
Уровень
2	Уровень в подпиточной емкости

Перечень блокировок представлен в таблице 3.4.

Таблица 3.4 — Перечень блокировок

№ сценария	Позиция	Условие	Действие
1	PISA 1-2	Давление топливного газа на входе P<Pmin	1) Закрытие задвижки SV3
2	PISA 4-2	Давление воды на входе в котел К1 P<Pmin	1) Закрытие задвижки SV5
3	PISA 6-2	Давление воды на входе в котел К2 P<Pmin	1) Закрытие задвижки SV7
4	PISA 8-2	1) Закрытие задвижки SV9
5	BSA 10-2	Отсутствие пламени на горелке Г1	1) Закрытие задвижки SV11
6	BSA 12-2	Отсутствие пламени на горелке Г2	1) Закрытие задвижки SV13
7	BSA 14-2	Отсутствие пламени на горелке Г3	1) Закрытие задвижки SV15
8	QSA 29-2	Загазованность в помещении >50% НКПВ	1) Закрытие задвижки SV30

3.3 Параметры сигнализации и блокировки

В целях предотвращения аварийной ситуации в случае понижения давления топливного газа ниже порога срабатывания блокировки PISA1-3, закрывается отсекатель SV3 на общем трубопроводе воды в котлы К1, К2, К3.

В целях предотвращения прогара змеевиков в случае понижения давления воды на входе в котлы К1, К2, К3 ниже порога срабатывания блокировок PISA4-3, PISA6-3, PISA8-3 закрываются соответственно отсекатели SV5, SV7, SV9 на трубопроводах топливного газа в соответствующие котлы К1, К2, К3.

В случае срабатывания сигнализаторов отсутствия пламени BSA10-3, BSA12-3, BSA14-3 закрываются соответственно отсекатели SV11, SV13, SV15 на трубопроводах воды в соответствующие котлы К1, К2, К3.

В случае наличия углеводородного газа в помещении котельной свыше 50% НКПВ срабатывает блокировка QSA29-3 и закрывается отсекатель SV30 на общем трубопроводе топливного газа.

3.3.1 Блокировка котлов

Блокировка котлов происходит программно, DO контроллера «пуск горелки» (B1BURN_ON, B2BURN_ON, B3BURN_ON) не замыкается до тех пор, пока не будут устранены причины блокировки и сняты в меню. Блокировка происходит при:

наличии сигнала «пожар в котельной» FIRE_A срабатывает сигнализация (HORN);
снижении давления воды на выходе котла (B1OUT_P, B2OUT_P, B3OUT_P, поз.

4, поз. 6, поз. 8) ниже заданного (BOUT_P_1), включается звуковая сигнализация (HORN);

повышении температуры теплоносителя на выходе (B1OUT_T, B2OUT_T, B3OUT_T, поз. 16, поз. 18, поз. 20) котлов выше 110°С и до тех пор, пока не снизится до заданной 105°С срабатывает звуковая сигнализация (HORN);

повышении температуры воды на выходе в теплосеть до C1_T02_max=110°С (C1_T02, поз. 26), срабатывает звуковая сигнализация (HORN);
отсутствии сигнала о том, что котловой насос набрал рабочее давление через заданное время после его включения, срабатывает звуковая сигнализация (HORN).

3.3.2 Запреты на пуск котлов

Котлы не запускаются, DO контроллера «пуск горелки» (B1BURN_ON, B2BURN_ON, B3BURN_ON) не замыкается до тех пор, пока есть запрет. Как только запрет снимется (неважно как, самостоятельно или с участием персонала), контроллер может замкнуть DO «пуск горелки» (B1BURN_ON, B2BURN_ON, B3BURN_ON).

Флажки «котел заблокирован» не появляются. Перечень запретов:

срабатывание датчика CH — CH_A_01;
срабатывание второго порога датчика CO — CO_A_02;
аварийное повышение давления газа на входе в котельную KG_P (поз. 1) до заданного KG_P_4, при этом срабатывает звуковая сигнализация (HORN), запрет и сигнализация работают до понижения давления до заданного KG_P_3;
понижение давления газа на входе в котельную KG_P (поз. 1) до заданного KG_P_1, при этом срабатывает звуковая сигнализация (HORN) запрет и сигнализация работают до повышения давления до заданного KG_P_2;
неисправность (сигнал ниже 4 мА или выше 20 мА) датчиков: давления газа на входе в котельную (поз.

1), температуры на выходе (поз. 16, поз. 18, поз. 20) каждого котла, давления на выходе котла (поз. 4, поз. 6, поз. 8);

повышение давления воды в котле (B1OUT_P, B2OUT_P, B3OUT_P, поз. 4, поз. 6, поз. 8) выше заданного (BOUT_P_3), включается звуковая сигнализация (HORN), запрет и сигнализация работают до понижения давления до заданного BOUT_P_2.

По последним пунктам запрет на пуск только того котла, датчик которого неисправен.

Если в контроллер приходит сигнал «горелка авария» (B1BURN_ERR, B2BURN_ERR, B3BURN_ERR), то контроллер не подает сигнал на запуск горелки.

3.3.3 Сигнализация состояний

Температура воды на выходе в теплосеть: С2_T (поз. 26).

Значение температуры регистрируется, и при достижении верхней (С2_T_max) или нижней (С2_T_min) уставки звучит сирена (HORN) и производится запись в архив тревог.

При повышении давления KIN_P (поз. 24) выше заданного (KIN_P_max) контроллер выдает сигнал DO «открыть клапан снижения давления» (VSPD_ON), включается звуковая сигнализация (HORN), и работают пока давление не снизится до заданного (KIN_P_1).

Информация об аварийном состоянии сетевых насосов формируется в контроллере, при отсутствии зайданного давления. При снижении давления ниже заданного, контроллер отключает насос и выдают на DI контроллера сигнал «авария сетевого насоса» (P3_ERR, P4_ERR).

При этом в работу вступает второй сетевой насос. Отключение происходит на определенное время ожидания, после чего сигнал «авария сетевого насоса» (P3_ERR, P4_ERR) снимается и происходит попытка повторного пуска насоса.

Значения параметров теплоносителя регистрируются, и сигнализация (HORN) срабатывает при:

понижении температуры воды теплоносителя на выходе котельной (KOUT_T, поз. 26) ниже заданного (KOUT_T_min);
понижении давления воды на выходе котельной (KOUT_P, поз. 24) ниже заданного (KOUT_P_min).

Затопление пола: на DI контроллера поступает сигнал WATER_A, звучит сирена.

Подпиточная емкость: при достижении уровня в подпиточной емкости (KT_L, поз. 22) KY_L_1 включается сирена, и не отключается, пока не достигнет KT_L_2. При достижении уровня KY_L_4 включается сирена, и не отключается пока не достигнет KT_L_3.

3.4 Анализ существующей АСУ ТП

Существующая схема автоматизации отсутствует, т.к. проект данной котельной является новым и находится на стадии реализации.

3.5 Требования к проектируемой АСУТП

Технические средства должны включать в себя:

панель визуализации для отображения технологического процесса с возможностью просмотра всех параметров котельной, изменения параметров и осуществления управления;
контроллер, который производит сбор, обработку, накопление информации и управление технологическим процессом;
кабели и устройства связи между операторской панелью и контроллерами.

Система должна обеспечивать ввод следующих типов сигналов:

аналоговых (4-20 мА);
дискретных (24В, сухой контакт).

Система должна обеспечивать вывод следующих типов сигналов:

аналоговых (4-20 мА);
дискретных (24В до 0,5А пост. тока).

Отображение информации на панели визуализации должно обеспечивать получение полной характеристики текущего состояния технологического процесса и оборудования в виде наиболее удобном для восприятия каждой конкретной ситуации. Информационные сообщения на экранах панели визуализации должны быть понятными пользователю и выводиться на русском языке.

3.6 Разработка системы управления

На среднем уровне используется программируемый логический контроллер S7-314-2DP, ЧРП MICROMASTER 420, панель оператора OP-177B [2].

Операторская станция реализована на SCADA-системе WinCC flexible фирмы «SIEMENS».S7-300 — это модульный программируемый контроллер, предназначенный для построения систем автоматизации низкой и средней 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.

3.6.1 Состав системы

Система включает:

модули блоков питания (PS), которые используются для подключения SIMATIC S7-300 к источникам питания переменного напряжения 120/230 вольт или постоянного 24 вольт;
блоки центральных процессоров (CPU);
в составе контроллера могут использоваться центральные процессоры различной производительности;

сигнальные модули (SM) для ввода-вывода дискретных и аналоговых сигналов;
частотно-регулируемые приводы.

3.6.2 Выбор и обоснование датчиков и преобразователей

Для контроля и регулирования технологических параметров процесса теплообмена используются отечественные средства автоматизации.

При выборе средств автоматизации необходимо учитывать следующие требования: обеспечение необходимой точности измерения, взаимозаменяемость, надежность в работе, дешевизна.

Исходя из этих требований, были выбраны следующие средства контроля и регулирования.

Датчики давления АИР, и предназначеные для использования в системах контроля и регулирования нейтральных и агрессивных сред. Датчики имеют одно-мембранную «сухую» конструкцию преобразователя давления, в котором отсутствует разделительная жидкость.

Основные преимущества датчиков давления АИР:

долговременная стабильность сигнала;
высокая точность преобразования;
стойкость к вибрации и гидроударам;
повышенная стойкость к изменению температуры окружающей среды;
долговечность.

В качестве датчика уровня жидких сред, также используется датчик избыточного давления АИР, позволяющий измерять и гидростатическое давление.

Для первичного преобразования температур процесса выбраны термопреобразователи SТС-035-80 с унифицированным токовым выходным сигналом (4 …20 мА) ТСМУ 0104. Они состоят из первичного преобразователя температуры и измерительного преобразователя (ИП), предназначенного для преобразования температуры в токовый выходной сигнал. Имеется компенсатор нелинейности сигнала первичного преобразователя температуры.

Термопреобразователи предназначены для преобразования температуры различных, в том числе и агрессивных, сред в унифицированный токовый сигнал 4…20 мА.

3.6.3 Выбор программно-технических средств

Микроконтроллер SIMATIC S7-300 [5] .

Он находит применение для автоматизации машин специального назначения (текстильных и упаковочных машин, машиностроительного оборудования, оборудования для производства технических средств управления и электротехнического оборудования, в системах автоматизации судовых установок и систем водоснабжения и т.д.).

Программируемые контроллеры S7-300 могут включать в свой состав:

модуль центрального процессора (CPU).
В зависимости от степени сложности решаемых задач в программируемом контроллере могут использоваться различные типы центральных процессоров;
сигнальные модули (SM), предназначенные для ввода и вывода дискретных и аналоговых сигналов, в том числе FailSafe и модули со встроенными Ex-барьерами. Поддерживаются отечественные ГОСТ градуировки термопреобразователь сопротивления;
коммуникационные процессоры (CP) -интеллектуальные модули, выполняющие автономную обработку коммуникационных задач для промышленных сетей AS-Interface, PROFIBUS, Industrial Ethernet и интерфейс PtP.

Применение загружаемых драйверов для CP 341 позволяет расширить коммуникационные возможности контроллера поддержкой обмена данными в сетях MODBUS RTU и Data Highway. Для организации модемной связи в составе программируемого контроллера S7-300 могут использоваться коммуникационные модули семейства SINAUT ST7;

функциональные модули (FM) — интеллектуальные модули, оснащенные встроенным микропроцессором и способные выполнять задачи автоматического регулирования, взвешивания, позиционирования, скоростного счета, управления перемещением и т.д. Целый ряд функциональных модулей способен продолжать выполнение возложенных на них задач даже в случае остановки центрального процессора;

интерфейсные модули (IM) для подключения стоек расширения к базовому блоку контроллера, что позволяет использовать в системе локального ввода-вывода до 32 модулей различного назначения. Модули IM 365 позволяют создавать 2-рядные конфигурации, модули IM 360 и IM 361 — 2-, 3- и 4-рядные конфигурации;

блоки питания (PS) для питания контроллера от сети переменного или постоянного тока.

Конструкция контроллера отличается высокой гибкостью и удобством обслуживания:

все модули устанавливаются на профильную шину S7-300 и фиксируются в рабочих положениях винтами. Объединение модулей в единую систему выполняется с помощью шинных соединителей (входят в комплект поставки каждого модуля), устанавливаемых на тыльную часть корпуса;
произвольный порядок размещения модулей в монтажных стойках. Фиксированные посадочные места занимают только модули PS, CPU и IM;
наличие съемных фронтальных соединителей (заказываются отдельно), позволяющих производить быструю замену модулей без демонтажа их внешних цепей и упрощающих выполнение операций подключения внешних цепей модулей. Механическое кодирование фронтальных соединителей исключает возможность возникновения ошибок при замене модулей;
применение гибких и модульных соединителей TOP Connect, существенно упрощающих выполнение монтажных работ и снижающих время их выполнения.

Все центральные процессоры S7-300 характеризуются следующими показателями:

высокое быстродействие;
загружаемая память в виде микро карты памяти MMC (3В NFlash) емкостью до 8 Мбайт;
развитые коммуникационные возможности, одновременная поддержка большого количества активных коммуникационных соединений;
работа без буферной батареи.используется для загрузки программы, сохранения данных при перебоях в питании CPU, хранения архива проекта с символьной таблицей и комментарии, а также для архивирования промежуточных данных.

Центральные процессоры CPU 3xxC и CPU 31xT-2 DP оснащены набором встроенных входов и выходов, а их операционная система дополнена поддержкой технологических функций. Указанные особенности позволяют использовать такие центральные процессоры в качестве готовых блоков управления.

Типовой набор встроенных технологических функций позволяет решать задачи скоростного счета, измерения частоты или длительности периода, ПИД-регулирования, позиционирования, перевода части дискретных выходов в импульсный режим.

Все центральные процессоры S7-300 оснащены встроенным интерфейсом MPI, который используется для программирования, диагностики и построения простейших сетевых структур. В CPU 317 первый встроенный интерфейс имеет двойное назначение и может использоваться для подключения либо к сети MPI, либо к сети PROFIBUS DP. Целый ряд центральных процессоров имеет второй встроенный интерфейс:

CPU 31…-2 DP имеют дополнительный интерфейс ведущего/ведомого устройства PROFIBUS DP;
CPU 31…C-2 PtP имеют дополнительный интерфейс для организации PtP связи;
CPU 31x-2 PN/DP оснащены встроенным интерфейсом Industrial Ethernet, обеспечивающим поддержку стандарта PROFInet;

CPU 315T-2 DP / 317T-2 DP оснащен встроенным интерфейсом PROFIBUS DP/Drive, предназначенный для обмена данными и синхронизации работы преобразователей частоты, выполняющих функции ведомых DP

Система команд центральных процессоров включает в свой состав более 350 инструкций и позволяет выполнять:

логические операции, операции сдвига, вращения, дополнения, операции сравнения, преобразования типов данных, операции с таймерами и счетчиками;

арифметические операции с фиксированной и плавающей точкой, извлечение квадратного корня, логарифмические операции, тригонометрические функции, операции со скобками;

операции загрузки, сохранения и перемещения данных, операции переходов, вызова блоков, и другие операции.

Для программирования и конфигурирования S7-300 могут использоваться пакеты STEP 7 или STEP 7 Lite. Пакет STEP 7 Lite применяется для программирования и конфигурирования контроллеров S7-300, используемых в качестве автономных систем управления, не содержащих CP и FM.

Кроме того, для программирования контроллеров S7-300 может использоваться также весь набор программного обеспечения Runtime, а также широкий спектр инструментальных средств проектирования.

Промышленная сеть стандарта PROFIBUS.(PROcess FIeld BUS) — это промышленная сеть полевого уровня, отвечающая требованиям части 2 европейских норм EN 50170 и международного стандарта IEC 61158-3 Ed2. Она используется для организации связи между программируемыми контроллерами с одной стороны, и станциями распределенного ввода-вывода ET 200, устройствами человеко-машинного интерфейса и другими приборами полевого уровня с другой. Кроме того, PROFIBUS позволяет выполнять дистанционное программирование и конфигурирование систем автоматизации, их отладку и диагностирование.позволяет использовать как электрические, так и оптические каналы связи. В последнем случае существенно возрастает стойкость сети к воздействию электромагнитных помех. Существенному снижению затрат на построение оптоволоконных каналов связи способствует наличие широкой гаммы интерфейсных модулей, коммуникационных процессоров и других сетевых компонентов, оснащенных встроенным оптическим интерфейсом.

Основными преимуществами сети PROFIBUS являются высокая степень готовности, защита данных, стандартная структура сообщений и возможность свободного подключения и отключения сетевых узлов во время работы сети.

В качестве активных (ведущих) устройств сети PROFIBUS могут использоваться:

системы SIMATIC S7-300, S7-400, M7-300, M7-400 и С7 с интерфейсом PROFIBUS-DP;

устройства человеко-машинного интерфейса;
программаторы PG 720, PG 740, PG 760 со встроенным интерфейсом;
персональные компьютеры с коммуникационными процессорами СР 5412(А2) /5511/ 5611 / 5613;
системы управления SINUMERIK;
системы управления SIMADYN;
SCADA пакет WinCC flexible.

Программное обеспечение SIMATIC WinCC flexible предназначено для решения обширного комплекса задач человеко-машинного интерфейса: от разработки проекта отдельно взятой панели оператора до разработки мощных систем человеко-машинного интерфейса с архитектурой клиент/сервер. Оно объединяет в себе простоту работы с пакетом SIMATIC ProTool, широкие функциональные возможности SIMATIC WinCC, а также новые инновационные технологии

WinCC flexible обеспечивает возможность разработки проектов для всех типов панелей оператора на базе Windows. Разработка проектов для текстовых и графических панелей с операционной системой RMOS (OP3/ TD17/OP7/OP17/OP27/TP27/OP37/TP37) не поддерживается. Однако WinCC flexible поддерживает конвертацию проектов RMOS-панелей в проекты панелей на базе Windows CE.

WinCC flexible может работать под управлением операционных систем Windows 2000 Professional/ 2000 Server/ XP Professional и характеризуется

поддержка сквозной разработки проектов различной степени сложности;

наглядный интуитивно понятный интерфейс, существенно повышающий эффективность выполнения проектных работ.

Новые функциональные возможности программного обеспечения Runtime. Использование Web-технологий для:

обеспечения доступа с одной панели оператора или SIMATIC PC к данным другой панели;
дистанционного обслуживания, наблюдения, диагностики, загрузки проектов.

поддержки текстовых библиотек для многоязычных текстов;

поддержки функций эмуляции работы проектов для всех панелей оператора на базе Windows CE, а также компьютерных систем визуализации на основе SIMATIC WinCC flexible Runtime;
мощной системы обслуживания сообщений и переменных;
поддержки проектирования коммуникационных соединений и определения параметров передачи данных;
включения HMI-станций в проекты STEP 7. Просмотр HMI-объектов в дереве STEP 7;
сокращения затрат на обучение персонала;
расширенной графической системы с поддержкой шаблонов и языково-зависимой графики;
поддержкой аналоговых сообщений и свободно конфигурируемых классов сообщений;
улучшенной защиты доступа с учетом требований различных секторов промышленного производства;
обеспечения доступа к Runtime графическим объектам с помощью Visual Basic Scripts на панелях операторов серий 270 и 370, а также на компьютерах;

расширенных коммуникативные возможности для управления, сервиса и диагностики:

обмена данными с одновременной поддержкой нескольких коммуникационных протоколов;
дистанционного управления, диагностики и администрирования;
событийной пересылки сообщений по каналам электронной почты;
поддержки специализированных HTML страниц, соответствующих конкретным типам приборов SIMATIC HMI;
HTTP связь с другими SIMATIC HMI системами.

Возможность применения опциональных пакетов для архивирования данных, обслуживания сообщений, поддержки функций OPC.

В зависимости от требуемого объема поддерживаемых функций пакет SIMATIC WinCC flexible может поставляться в различных вариантах:

SIMATIC WinCC flexible Micro: для конфигурирования микро панелей оператора SIMATIC TP177 Micro и OP73 Micro;
SIMATIC WinCC flexible Compact: функции пакета SIMATIC WinCC flexible Micro + конфигурирование панелей SIMATIC серии 70 (OP73, OP77A, OP77B), серии 177 (TP177A/ TP177B/ OP177B/ Mobile Panel 177), а также панелей систем автоматизации C7-635;

SIMATIC WinCC flexible Standard: функции пакета SIMATIC WinCC flexible Compact + конфигурирование панелей SIMATIC серий 270 (TP 270/ OP270/ MP 270B) и 370 (MP370), а также панелей систем автоматизации C7-636;

— SIMATIC WinCC flexible Advanced: функции пакета SIMATIC WinCC flexible Standard + проектирование компьютерных систем визуализации на базе SIMATIC WinCC flexible Runtime. WinCC flexible Runtime поставляется с лицензиями на обслуживание 128, 512 и 2048 переменных (Power Tags).

Дополнительно оно позволяет обслуживать до 4000 сообщений и использовать внутренние переменные.

Программное обеспечение STEP 7.7 — это базовый пакет программ, включающий в свой состав весь спектр инструментальных средств, необходимых для программирования и эксплуатации систем управления, построенных на основе программируемых контроллеров SIMATIC S7/C7, а также систем компьютерного управления SIMATIC WinAC. 7 поставляется в трех вариантах:

STEP 7 Lite — облегченная версия, используемая для программирования только SIMATIC S7-300 и SIMATIC C7;
STEP 7 — полная версия для приложений, связанных с применением всех систем автоматизации SIMATIC;
STEP 7 Professional — это пакет программ. В состав пакета входят STEP 7, S7-SCL, S7-GRAPH и S7-PLCSIM.

Отличительной особенностью пакета STEP 7 является возможность разработки комплексных проектов автоматизации, базирующихся на использовании множества программируемых контроллеров, промышленных компьютеров, устройств и систем человеко-машинного интерфейса, устройств распределенного ввода-вывода, сетевых структур промышленной связи. Ограничения на разработку таких проектов накладываются только функциональными возможностями программаторов или компьютеров, на которых установлен STEP 7.

Инструментальные средства STEP 7 позволяют реализовать:

конфигурирование и определение параметров настройки аппаратуры;
конфигурирование систем промышленной связи и настройку параметров передачи данных;
программирование, тестирование, отладку и запуск программ отдельных систем автоматизации, а также их локальное или дистанционное обслуживание;
документирование и архивирование данных проекта;

— функции оперативного управления и диагностирования аппаратуры.7 входит в комплект поставки программаторов SIMATIC Field PG и SIMATIC Power PG. Он может поставляться в виде самостоятельного пакета программ для персональных компьютеров, работающих под управлением операционных систем Windows 95/98/NT/ME/2000PROF/XP PROF. Для возможности подключения программируемых контроллеров компьютер должен быть оснащен MPI картой или PC/MPI адаптером и соединительным кабелем.7 обеспечивает параллельное выполнение работ по одному проекту несколькими разработчиками. Единственным ограничением при этом является невозможность одновременной записи данных несколькими разработчиками.

3.7 Реализация проекта с использованием SCADA-системы

3.7.1 Назначение и условия применения

АРМ оператора предназначено для контроля и управления технологическим процессом и работой оборудования котельной станции (рисунок 3.3).

назначение и условия применения 1

Рисунок 3.3 — Общий вид экрана АРМ оператора

АРМ оператора реализована на базе панели оператора Simatic OP177B и интегрирована в шкаф автоматики, находящийся непосредственно в помещении котельной станции, дополнительного оборудования для полноценного функционирования системы не требуется.

АРМ оператора обладает следующими возможностями:

контроль состояния объекта;
возможность управления технологическим процессом;
сигнализация отклонения параметров от нормы;
регулирование параметров;
защита технологического оборудования и персонала в аварийных ситуациях;
формирование архивов;
формирование журнала аварийных сообщений.

Перед началом работы пользователь должен ознакомиться со следующими эксплуатационными документами:

документация и требования по эксплуатации оборудования;
настоящее руководство;
требования по технике безопасности.

3.7.2 Подготовка к работе

Состав и содержание дистрибутивного носителя данных:

прикладная программа визуализации и управления, разработанная и исполняемая в среде SIMATIC WinCC Flexible;
прикладная программа для контроллера SIMATIC S7, разработанная в пакете программного обеспечения SIMATIC STEP 7, для управления технологическим процессом котельной станции.

Порядок загрузки данных и программ.

После включения питания шкафа автоматики происходит автоматическая загрузка операционной системы панели оператора. После загрузки проекта на панели оператора активизируется стартовый экран системы, на котором после авторизации пользователя отображаются основные элементы навигации системы.

Порядок проверки работоспособности.

Перед проверкой системы на работоспособность необходимо проверить уставки по котельной, а так же уставки по котлам.

При работоспособности АРМ оператора будут корректно отображаться текущие значения с контроллера (чёткое отображение текущих значений на общем фоне), положение регулирующих органов, запорной арматуры как показано на рисунке 3.4.

подготовка к работе 1

Рисунок 3.4 — Экран «Общая схема»

При неработоспособности АРМ оператора (обрыве связи) не будет корректного отображения текущих значений с контроллера (отображение «0,0»).

3.7.3 Описание операций

АРМ оператора построена по интуитивно понятному принципу и имеет стандартный для Windows-приложений интерфейс. Экран панели оператора является сенсорным, работа с элементами управления осуществляется по средствам не сильных нажатий подушечкой пальца в нужную область экрана.

Стартовым и основным экраном является экран изображенный на рисунке 3.3, на нем расположены средства авторизации и кнопки при нажатии которых активизируются соответствующие названиям кнопок экраны. Основным экраном является экран «Общая схема», на нем отображаются основные технологические параметры котельной станции, при нажатии в область, выделенную на рисунке 3.5 цветом, возможно осуществить переход к экрану «Котлы» и экран «Насосы» соответственно.

описание операций 1

Рисунок 3.5 — Функциональные области экрана «Общая схема»

На рисунке 3.6 изображен экран «Котлы», на нем отображается состояние горелок котлов и основные технологические параметры. При нажатии в область котла возможно осуществить переход к экрану в «Уставки котлов».

На рисунке 3.7 и 3.8 изображены экраны «Насосы» и «Уставки» соответственно, эти экраны содержат поля ввода, которые служат для ввода значений технологических параметров.

описание операций 2

Рисунок 3.6 — Экран «Котлы»

описание операций 3

Рисунок 3.7 — Экран «Насосы»

описание операций 4

Рисунок 3.8- Экран «Уставки»

описание операций 5

Рисунок 3.9 — Экранная клавиатура

Для ввода значения технологического параметра необходимо нажать подушечкой пальца в область поля ввода, после чего на экране возникнет экранная клавиатура изображенная на рисунке 3.9.

После ввода необходимого значения технологического параметра необходимо нажать на экране экранной клавиатуры клавишу “Enter”, экранная клавиатура исчезнет и будет осуществлен переход к предыдущему экрану.

3.7.4 Описание работы АРМ оператора

При начале работы с панелью оператора, а так же при открытии двери шкафа автоматизации возникает стартовый экран, предлагающий войти в систему, при нажатии на кнопку «Вход в систему» возникает окно, предлагающее ввести имя пользователя и пароль. После входа в систему пользователю становятся видны функциональные элементы — кнопки перехода к соответствующим экранам, изображенные на рисунках 3.10 и 3.11.

описание работы арм оператора 1

Рисунок 3.10 — Окно авторизации

описание работы арм оператора 2

Рисунок 3.11 — Экран «Стартовое окно»

Нажатие в область кнопки на экране «Стартовое окно» приводит к переходу на соответствующий экран, а возврат к общему экрану осуществляется по средствам нажатия кнопки F1. На экране «общая схема» изображена общая структурная схема котельной, с отображением основных технологических параметров и состояний клапанов, насосов и горелок, а так же, по средствам иконок отображается возникновение аварийных ситуаций: пожар, затопление котельной, превышение уровня загазованности по СО и СН.

Из экрана «Общая схема» возможен переход на экраны «котлы» и «насосы» путем нажатия в область насосов и котлов соответственно, непосредственно на экране «Общая схема» (рисунок 3.12).

На экране «Котлы» (рисунок 3.13) отображается состояние технологических параметров котлов, по средствам иконок отображается состояние горелок (в ожидании, малое горение, большое горение, неисправность).

Переход к уставкам котлов возможно осуществить нажатием в область нужного котла.

На рисунке 3.14 изображен экран уставок первого котла, экраны уставок второго и третьего котла аналогичны. Ввод уставки осуществляется по средствам нажатия на соответствующее поле ввода, затем на возникшей экранной клавиатуре, вводится числовое значение уставки.

описание работы арм оператора 3

Рисунок 3.12 — Экран «Общая схема»

описание работы арм оператора 4

Рисунок 3.13 — Экран «Котлы»

описание работы арм оператора 5

Рисунок 3.14 — Экран «Уставки котлов»

На рисунке 3.15 изображен экран «насосы», на котором отображаются и задаются настройки ПИД-регулятора и отображается частота вращения двигателя насоса.

описание работы арм оператора 6

Рисунок 3.15 — Экран «Насосы»

Ввод настроек осуществляется по средствам нажатия на соответствующее поле ввода, затем, на возникшей экранной клавиатуре, вводится числовое значение настройки.

На рисунке 3.16 изображен экран «Уставки», на котором отображаются и задаются общие уставки по котельной, для перемещения по списку уставок необходимо использовать кнопки-стрелки расположенные в правой части экрана.

Ввод уставок осуществляется по средствам нажатия на соответствующее поле ввода, затем на возникшей экранной клавиатуре, вводится числовое значение уставки.

описание работы арм оператора 7

Рисунок 3.16 — Экран «Уставки»

На рисунке 3.17 изображен экран блокировок и аварийных сообщений, при возникновении аварийного сообщение оно отображается в виде строки содержащей поля порядковый номер сообщения, время, дата и статус сообщения.

описание работы арм оператора 8

Рисунок 3.17 — Экран «блокировки»

Статус может быть С — возникновение, CK — сообщение квитировано, CD — причина устранена. Для получения более подробной информации необходимо нажать кнопку инфо, расположенную в нижнем левом углу экрана, для квитирования сообщения необходимо выделить нужное сообщение и нажать кнопку квитировать, расположенную в нижнем правом углу экрана.

3.7.5 Привилегии пользователей

Для работы с панелью оператора предусмотрено три типа пользователей:

Master — начальник котельной;
Adm — наладчик;
Operator — оператор.

Каждый из пользователей имеет свои права доступа к функциям автоматизированной системы, при этом при попытке обращения к функциям не доступным для данного пользователя возникает окно авторизации.

При этом наладчик (Adm) имеет наивысший уровень доступа к функциям системы и ему доступны абсолютно все функции, за исключением «пороговая температура наружного воздуха», на экране «Уставки».

Начальнику котельной (Master) доступны абсолютно все функции системы.

Оператору (Operator) доступны только в режиме чтения следующие функции АРМ котельной станции:

пороговая температура наружного воздуха;
нижний порог рабочего интервала первого контура;
верхний порог рабочего интервала первого контура;
время ожидания котлового контура;
разница времени наработки котлов 1 и 2 для переназначения с целью выравнивания наработки;
разница времени наработки насосов 3 и 4 для переназначения с целью выравнивания наработки;
время повторной попытки запуска сетевого насоса;
время работы вентилятора;
время ожидания пароля.

А также оператору не доступен экран «Котлы» и переход в ручной режим.

3.7.6 Архив

Экран «Архивы» логически разделяется на три части: «Дискретные входные сигналы», «Дискретные выходные сигналы», «Аналоговые сигналы». Переход в каждую из частей осуществляется соответствующими кнопками (рисунок 3.18).

привилегии пользователей 1

Рисунок 3.18 — Экран «Архивы»

На рисунке 3.19 изображен архив аналоговых значений, где отображаются 10 последних значений аналоговой переменной «Котельная температура обратки», занесенных в архив.

привилегии пользователей 2

Рисунок 3.19 — Экран «Архив аналоговых значений»

Переход к другим переменным осуществляется по средствам кнопок горизонтальной прокрутки, а для просмотра более ранних значений переменной необходимо использовать кнопки вертикальной прокрутки.

Архивные значения хранятся в количестве, согласно установленному пределу и при достижении лимита перезаписываются, начиная с самого старого.

3.8 Выбор датчика загазованности воздушной среды

Котельная представляет собой закрытое помещение с высокой температурой поверхности котла, водопроводов, паропроводов. Топливом для котла служит природный газ метан. Для обеспечения безопасности необходим контроль довзрывоопасной концентрации газа, который обеспечивается сигнализирующим прибором Polytron IR — Тип 334 в зоне над газовыми блоками котлов [5].

Внешний вид датчика Polytron IR — Тип 334 показан на рисунке 3.20.

выбор датчика загазованности воздушной среды 1

Рисунок 3.20 — Внешний вид датчика Polytron IR — Тип 334

В инфракрасном датчике газов фирмы Drager используются самые современные технологии. Они отличаются высокой надежностью даже в суровых условиях эксплуатации и обладают гибкими возможностями настройки. Постоянное самотестирование обеспечивает высокую отказоустойчивость.

Газоизмерительная головка Polytron IR является датчиком, работающим на принципе поглощения инфракрасного излучения. Polytron IR предназначен для стационарного непрерывного контроля концентрации взрывоопасных газов и паров, содержащих углеводороды, в окружающем воздухе. Измерительный диапазон от 0 до 100 % НПВ. Головку можно настроить для измерения различных газов и паров.

Преимущества Polytron IR:

стабильность сигнала;
универсальные возможности настройки;
оптимальная чувствительность к типичным углеводородам;

надёжная работа в диапазоне температур от минус 55 до плюс 65 ^о С; устойчивость к ВЧ помехам;

международная сертификация взрывозащиты;
аналоговый выходной сигнал 4 — 20 мА для измеряемых значений, двунаправленные интерфейсы RS 485 и HART для настройки измерительной головки и измерения;
корпус из нержавеющей стали 316;
встроенный порт для ручного управляющего модуля;
срок службы минимум до 15 лет;
отсутствие эффектов отравления сенсора высокими концентрациями углеводородов и парами металлов.

Настройка и калибровка измерительной головки несложны и выполняются через меню с помощью ручного управляющего модуля.

В Polytron IR применяется революционная нефокусирующая оптическая система с двойной компенсацией, которая позволяет работать безотказно даже при загрязнении оптики, приводящем к ослаблению инфракрасного луча. В случае такой ситуации, измерительная головка переключится в резервный режим и выдаст специальный предупреждающий сигнал, при этом возвратится в режим измерения, как только концентрация газа превысит 15% НПВ.

Конструкция и принцип работы показан на рисунке 3.21.

Анализируемый окружающий воздух поступает в кювету в результате тепловых конвекционных потоков.

выбор датчика загазованности воздушной среды 2 — инфракрасный излучатель; L2 — внутренний излучатель; S — зеркало; D1 , D2 — детекторы

Рисунок 3.21 — Конструкция и принцип работы Polytron IR

Инфракрасный излучатель L1 генерирует широкополосный модулируемый луч (можно видеть мигание видимых компонент).

Луч проходит через выходную апертуру и дважды пересекает кювету. Параллельное зеркало S отражает луч, направляя его на детекторы D1 и D2 в оптическом модуле. Для предотвращения конденсации атмосферной влаги кювета нагревается. На длинах волн, характерных для углеводородных компонент воздуха, поглощение ИК луча усиливается, и соответственно снижается сигнал на детекторе D1. Стабильность точки нуля обеспечивается наличием опорного детектора D2, который компенсирует влияние загрязнения зеркала и окна, а также колебания яркости инфракрасного излучателя.

Второй внутренний излучатель L2 компенсирует термический дрейф и старение детекторов или ламп. Совместное использование обоих способов компенсации обеспечивает максимальную стабильность.

4. Разработка программы автоматической работы водогрейной котельной в среде разработки STEP 7

В данном разделе рассматривается разработка программы автоматической работы водогрейной котельной в среде разработки STEP 7 [6].

7, дальнейшее развитие STEP 5, является программным обеспечением разработки программ для нового SIMATIC. С целью использования преимущества знакомого пользовательского интерфейса стандартных ПК (PC) (окна, операции с мышью) в качестве операционной системы выбрана Microsoft Windows 95/98 или WindowsXP.

Для структурного (блочного) программирования STEP 7 предоставляет языки программирования, соответствующие DIN EN 6.1131-3. К ним относятся STL (statement list — список операторов или список мнемоник; ассемблероподобный язык), LAD (ladder logic или ladder diagram — контактный план; представление, схожее с диаграммами релейной логики; многоступенчатая схема), FBD (function block diagram — диаграмма функциональных блоков или функциональный план) и пакет SCL (паскалеподобный язык высокого уровня), который является дополнительным и может не входить в стандартную поставку.

Несколько дополнительных пакетов предоставляют следующие языки: S7-GRAPH (последовательное управление), S7-HiGraph (программирование с диаграммами «состояние-переход») и CFC (соединение блоков; похож на диаграмму функциональных блоков).

Различные методы представления позволяют каждому пользователю выбрать подходяще описание функции управления. Такая широкая адаптируемость в представлении решаемой задачи управления значительно упрощает работу со STEP 7.

В данном проекте использовался язык программирования LAD.

С помощью LAD можно управлять обработкой программы (программным потоком) и разрабатывать структурированные программы. Наряду с циклической обработкой основной программы можно включить программные секции, управляемые событиями, а также повлиять на поведение контроллера при запуске и при возникновении событий-ошибок/сбоев.

4.1 Алгоритм работы котельной

4.1.1 Работа котлового контура

Температура в котловом контуре должна поддерживается в пределах 70-95°С, причем на входе котлов (при работающих котлах) температура не должна падать ниже C1_T02_min=60°С (C1_T02, поз. 26, см. рисунок 3.2), при этом срабатывает звуковая сигнализация (HORN).

Это не считается аварийным режимом, но такая температура в котловом контуре нежелательна для горелки, котла и дымовой трубы. Также температура в котловом контуре не должна превышать C1_T02_max=110°С (C1_T02, поз. 26).

Давление в котловом контуре контролируется и сигнализируется (HORN) верхний (C1_Р_max) и нижний (C1_Р_min) предел (C1_P, поз. 24).

При достижении любым параметром своих предельных значений (уставок) это событие заносится в архив тревог. Горелки и котловые насосы в случае необходимости переводятся в ручной режим и управляются со щита посредством кнопок и переключателей.

Регулирование температуры котлового контура. Датчик температуры 4…20 мА (поз. 26) — контроллер — DO выходы управления горелками. Горелка имеет 2 управляющих входа. Контроллер разрешает пуск котла при отсутствии блокировок и запретов по алгоритму (блокировки и запреты представлены в разделе «Автоматизация»).

Регулирование температуры котлового контура происходит включением или отключением котлов, а температуры на выходе котла — переключением ступеней (большое и малое горение) горелок. Если управление горелкой переведено кнопкой или тумблером с дверцы шкафа в «ручной» режим, то со свободных контактов тумблера на DI контроллера поступает соответствующий сигнал (B1BURN_HAND, B2BURN_HAND, B3BURN_HAND), включение/выключение горелки и переключение ступеней производится вручную персоналом посредством тумблеров на дверце шкафа. При этом контроллер не обрабатывает алгоритм управления горелкой.

Когда значение KY_T ниже KY_T_dat. Сначала включается горелка №1. Затем, через время (t1), при условии, что температура в котловом контуре (C1_T01, поз. 26) не поднялась до значения (C1_T01_1), включается горелка №2. Далее, если через время (t1) температура в котловом контуре (C1_T01, поз. 24) не достигла (C1_T01_1), включается горелка №3. При достижении температуры (C1_T01_2) горелки выключаются в обратной последовательности: выключается горелка №3, затем, по истечении времени (t1), если температура (C1_T01, поз. 24) все еще выше (C1_T01_2), выключается горелка №2, далее по истечении времени (t1) если температура (C1_T01, датчик поз. 26) все еще выше (C1_T01_2), выключается горелка №1. (C1_T01_2) на несколько градусов выше (C1_T01_1).

Для примера C1_T01_2- 95°С и C1_T01_1- 90°С. Горелки №1 и №2 переназначаются через время (t2) для выравнивания времени наработки.

Переключение ступеней котлов. Датчики температуры 4…20 мА (поз. 16, 18, 20) — контроллер — DO выходы управления горелками — перекидывающийся контакт на горелках. Сразу после запуска горелка работает на «малом горении» (для первого котла сигнал DO B1BURN_LOW не подан), затем, через время (t3) при условии, что температура в котле B1OUT_T (B2OUT_T, B3OUT_T) (датчик поз. 16, 18, 20) не поднялась до значения (BOUT_T_1), горелка переводится на «большое горение» (для первого котла замкнут сигнал DO B1BURN_HI подан).

При достижении температуры в котле B1OUT_T(B2OUT_T, B3OUT_T) (поз. 16, 18, 20) значения (BOUT_T_2) горелка переводится на «малое горение» (сигнал DO B1BURN_HI снимается).

Далее, если температура упадет ниже (BOUT_T_1), снова включается большое горение. Каждое следующее переключение с режима на режим происходит не ранее, чем через время (t3).

(BOUT_T_2) на несколько градусов выше (BOUT_T_1).

(BOUT_T_1) и (BOUT_T_2) образуют температурную зону воды на выходе котла, находясь внутри которой состояние горелки не меняется.

Работа котловых насосов. Контроллер подает DO сигнал на пуск насосов (B1P_ON, B2P_ON, B3P_ON) в случае, если работает котел (не блокирован, запущен, и работает на первой или второй ступени), или температура в котле (B1OUT_T, B2OUT_T, B3OUT_T, датчики поз. 16, 18, 20) не ниже заданной (BOUT_T_3).

При аварийном снижении давления на выходе котла (B1OUT_P, B2OUT_P, B3OUT_P, датчики поз. 4, 6, 8) ниже BOUT_P_1 что означает утечку, вместе с остановкой соответствующей горелки останавливается котловой насос.

4.1.2 Работа контура теплообменников

Работа насосов контура теплообменников (на ЧРП).

В автоматическом режиме включаются если работает хотя бы один котел (B1BURN_OK, B2BURN_OK, B3BURN_OK) и не выключаются после остановки котлов, пока температура теплоносителя (C1_T02, датчик поз. 26) не упадет до заданного значения (C1_T02_1).

Насосы работают по очереди, при необходимости в паре. Переключение в ручной режим и работу на ЧРП в ручном режиме нужно обсудить отдельно.

Регулирование температуры теплоносителя. Датчик температуры воды на выход в теплосеть 4…20 мА (поз. 26) и датчик давления воды на выход в теплосеть 4…20 мА (поз. 24) — контроллер (ПИД-регулятор) — ЧРП — насосы контура теплообменников. Сигналы с датчиков KOUT_T (поз. 17) и (поз. 31) поступают на AI контроллера. В контроллере будут сохранены несколько вариантов зависимости температуры подачи теплоносителя (KOUT_T_1, KOUT_T_2, KOUT_T_3) от температуры наружного воздуха (KY_T).

ПИД-регулятор, реализованный программно в контроллере, вычисляет управляющее воздействие опираясь на разницу между высчитанной по выбранному на этот момент оператором или наладчиком графику (KOUT_T_1, KOUT_T_2, KOUT_T_3 …) и фактической (KOUT_T) температурами теплоносителя, и на параметры ПИД-регулятора, устанавливаемые экспериментально в процессе наладки. Это управляющее воздействие будет передаваться по внутренней шине на ЧРП и частотой вращения насоса (производительностью) будет достигаться плавное регулирование отбора тепла с котлового контура в контур теплообменников и дальше через пластинчатые теплообменники в теплотрассу. Ведется подсчет наработки моточасов и при достижении разницы суммарных наработок значения (t4) происходит плавное переключение для выравнивания моточасов.

4.1.3 Работа контура теплотрассы

Работа сетевых насосов. Отключение сетевых насосов — крайне нежелательная в отопительный период ситуация, так как при этом можно заморозить теплотрассу. Поэтому аварийных ситуаций, при которых контроллер подает сигнал на отключение сразу обоих насосов, нет. В алгоритме следует прописать, что всегда должен работать хотя бы один сетевой насос. Однако несмотря на это, каждый сетевой насос получает управляющие сигналы с контроллера DO на пуск (P3_ON, P4_ON).

Насосы работают по очереди, если оба исправны, причем идет подсчет наработки, при достижении разницы суммарных наработок значения (t4) происходит плавное переключение для выравнивания моточасов. Схема управления и сигнализации состояния сетевых насосов такая же, как и у котловых насосов.

Регулирование давления. При повышении давления KIN_P (поз. 24) выше заданного (KIN_P_max) контроллер выдает сигнал DO «открыть клапан снижения давления» (VSPD_ON), включается звуковая сигнализация (HORN), и работают пока давление не снизится до заданного (KIN_P_1).

При понижении давления функции регулирования выполняются станцией повышения давления (СПД), автономной блочного исполнения, комплектно со своим датчиками, управляющим модулем и приводами насосов.

4.1.4 Вспомогательные функции

Работа вентилятора. Вентилятор включается (FAN_ON) по второму порогу датчика СО (DI контроллера сигнал CO_A_02) и пока не снимется сигнал, или при открытии входной двери (DI контроллера сигнал DOPEN_A) на время (t6).

При срабатывании пожарной сигнализации (DI контроллера сигнал FIRE_A) запрет на включение вентилятора имеет наивысший приоритет.

Несанкционированный доступ. На входной двери котельной установлен датчик состояния с дискретным выходом, который дает на DI контроллера сигнал DOPEN_A. При получении этого сигнала включается вентилятор, и контроллер переходит в состояние ожидания ввода пароля нижнего уровня (пароль оператора).

Если в течении заданного времени (t 7) пароль не введен, то фиксируется несанкционированный доступ. В точности такой же алгоритм реализован на открытие дверцы шкафа автоматики который дает на DI контроллера сигнал DBoxOpn_A, только по паролю высшего уровня доступа (сервисный пароль) и без включения вентилятора.

Клапан-отсекатель основного газа (на входе в котельную).

С DO контроллера поступает сигнал GCL_OPEN если исправны и не в сработке датчики СО, СН, если нет сигнала «пожар». На DI контроллера возвращается дискретный сигнал о состоянии клапана GCL_ON.

Затопление пола. На DI контроллера поступает сигнал WATER_A, звучит сирена.

Подпиточная емкость. Уровень контролируется сигналом KT_L, поступающим на AI контроллера. Персоналом задаются 4 уставки: KT_L_1 < KT_L_2 < KT_L_3 < KT_L_4. При достижении уровня KT_L_2 контроллер выдает DO на VXBO_ON открытие клапана и происходит заполнение емкости. При достижении уровня KT_L_3 контроллер снимает DO на VXBO_ON и клапан закрывается. При достижении уровня KY_L_1 включается сирена, и не отключается пока не достигнет KT_L_2. При достижении уровня KY_L_4 включается сирена, и не отключается пока не достигнет KT_L_3.

4.2 Разработка моделей управления

4.2.1 Автоматический режим работы котлов

Если значение KY_T выше KY_T_dat, то работает горелка №3. Если значение KY_T ниже KY_T_dat, то сначала включается горелка №1. Затем, через время (t1), при условии, что температура в котловом контуре (C1_T01, поз. 26) не поднялась до значения (C1_T01_1), включается горелка №2. Далее, если через время (t1) температура в котловом контуре (C1_T01, поз. 26) не достигла (C1_T01_1), включается горелка №3. При достижении температуры (C1_T01_2) горелки выключаются в обратной последовательности: выключается горелка №3, затем, по истечении времени (t1), если температура (C1_T01, поз. 24) все еще выше (C1_T01_2), выключается горелка №2, далее по истечении времени (t1) если температура (C1_T01, датчик поз. 26) все еще выше (C1_T01_2), выключается горелка №1. (C1_T01_2) на несколько градусов выше (C1_T01_1).

Описание блок-схемы автоматического режима.

Сначала проверяется условие того, что температура в котловом контуре ниже верхнего порогового значения, об этом говорят меркеры M4.7=1 и M4.6=0. Меркер M21.0=0 означает, что отсутствуют блокировки и запреты на пуск котлов. Также проверяется состояние ручного режима и аварийного останова. Последнему соответствуют сигналы PUMP_HAND=0 и ALARM_STOP=1.

Далее проверяется условие того, что температура в котловом контуре ниже нижнего порогового значения, об этом говорит меркер M3.1=1. Если условие не выполняется это говорит о том, что температура еще не упала до того значения, когда следует включать котлы. А так как в это время может работать какой-нибудь из котлов, то проверяется работоспособность(M17.4=1, M17.5=0, M17.6=0 или M17.5=1, M17.4=0, m17.6=0) и дальнейшее его переключение (M17.4=1, M17.5=0, B2BURN_ON=0 или M17.4=0, M17.5=1, B1BURN_ON=0), в связи с наработкой моточасов (master_burn1=1 или master_burn1=1).

Если условие M3.1=1 выполняется, проверяется температура окружающей среды. Если она выше заданного значения (M7.5=1), то в работу вступает горелка только третьего котла. Как только температура упадет ниже заданного значения(M7.5=0), горелка третьего котла отключится. Затем проверяются внутренние меркеры M0.1, M0.2 и M0.3. M0.1=1 означает, что работает только первая горелка, M0.2=1 — только вторая горелка, M0.3=1 — первая и вторая горелка вместе. Меркер M0.0=1 означает, что ни одна горелка не в работе. Если меркеры M0.1=1 или M0.2=1, то включаются горелки второго или третьего котлов соответственно, после чего в работу вступает таймер, по завершению отсчета которого и значении меркера M3.0=0 загорается горелка третьего котла. Если меркеры M0.1=1 и M0.2=1, то включается горелка третьего котла и все три горелки работают одновременно.

Если M0.0=1, то изначально проверяется какая из горелок является мастером на данный момент. Если muster_burn1=1, то включается горелка первого котла (M17.4=1) и таймер на последующее включение горелки второго или третьего котлов (T20=1) при нулевом меркере M3.0. При M17.5=0, включается горелка второго котла (M17.5=1), в противном случае — горелка третьего котла (M17.6=1).

Если muster_burn1=0, то включается горелка второго котла (M17.5=1) и таймер на последующее включение горелки первого или третьего котлов (T21=1) при нулевом меркере M3.0. При M17.4=0, включается горелка второго котла (M17.4=1), в противном случае — горелка третьего котла (M17.6=1).

Также постоянно проверяется какая из горелок является мастером и в случае работы горелки одного из котлов происходит переключение на другой котел (M17.4=1, M17.5=0, B2BURN_ON=0 или M17.4=0, M17.5=1, B1BURN_ON=0), в связи с наработкой моточасов.

Блок-схема автоматического режима работы котлов изображена на рисунке 4.2.

4.2.2 Повышение температуры внутри котельной

При повышении температуры внутри котельной (KR_T, поз. 32) выше (KR_T_4) происходит отключение всех трех горелок котлов, DO контроллера «пуск горелки» (B1BURN_ON=0, B2BURN_ON=0, B3BURN_ON=0) не замыкается до тех пор, пока не будут устранены причины блокировки и не сняты в меню «свойства котла» флажки «котел заблокирован» (B1BLOCK=0, B2BLOCK=0, B3BLOCK=0), и температура внутри котельной не понизится до заданной (KR_T_3).

При этом звучит сирена и работает световая сигнализация (рисунок 4.3).

4.2.3 Неисправность датчика давления газа на входе в котельную

При неисправности датчика давления газа на входе в котельную (сигнал ниже 4 мА или выше 20 мА) программно происходит запрет на пуск котлов. При этом котлы не запускаются, DO контроллера «пуск горелки» (B1BURN_ON=0, B2BURN_ON=0, B3BURN_ON=0) не замыкается до тех пор, пока есть запрет. Как только запрет снимется (неважно как, самостоятельно или с участием персонала), контроллер может замкнуть DO «пуск горелки» (B1BURN_ON=1, B2BURN_ON=1, B3BURN_ON=1).

Флажки «котел заблокирован» не появляются. Звучит сирена и работает световая сигнализация (рисунок 4.4).

неисправность датчика давления газа на входе в котельную 1

неисправность датчика давления газа на входе в котельную 2

Рисунок 4.2 — Блок-схема автоматического режима

неисправность датчика давления газа на входе в котельную 3

Рисунок 4.3 — Блок-схема «Повышение температуры внутри котельной»

неисправность датчика давления газа на входе в котельную 4

Рисунок 4.4 — Блок-схема «Неисправность датчика давления газа на входе в котельную»

5. Охрана труда и техника безопасности автоматизации котельной

В данном дипломном проекте рассматривается водогрейная котельная, которая предназначена для теплоснабжения системы отопления в автоматическом режиме.

5.1 Характеристика процесса

Основными элементами рабочего процесса, осуществляемого в котельной, являются:

процесс горения топлива;
процесс нагрева воды.

Топливом для котельной является природный газ.

Оптимальный режим, благоприятный для оборудования, при котором достигается наивысший КПД, создается, если в котловом контуре поддерживается температура около 90-95 °С. Рабочее давление в котловом контуре — 0,35 МПа, в контуре теплотрассы — 0,5 МПа.

5.2 Пожарная безопасность

Во время работы котельной могут произойти утечки газа из трубопроводов, а также взрыв в топке котла, что может привести к пожару в котельной, травмам и отравление угарным газом обслуживающего персонала. Поэтому помещение котельной классифицируется как помещение категории Г по НПБ 105-03 «Определение категорий помещения, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности», класс взрывоопасной зоны — В-1а [7].

Обеспечение пожаробезопасности должно осуществляться в соответствии со следующими документами:

ВППБ-01-04-98 «Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций в газовой промышленности»;
ГОСТ 12.1.004-91 «Пожарная безопасность.

Общие требования»;

ВППБ-01-04-99 «Правила пожарной безопасности в Российской Федерации»;
НПБ 105-03 «Определение категорий помещения, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности».

Для этого необходимо:

все кабели и провода, подходящие к щитам управления, проложить в металлических защищенных кожухах и трубах;
внедрить системы контроля, защиты и регулирования пожароопасных параметров температуры, давления, утечки газа;
аппаратуру разместить в отдельных шкафах;
использовать молниеотводы;
помещение операторской оборудовать автоматической пожарной сигнализацией на основе тепловых пожарных извещателей.

5.3 Электробезопасность

5.3.1 Защита от электрического тока

Внутри котельной расположено электрооборудование, неправильная эксплуатация которого может привести к поражению персонала электрическим током. Для предотвращения поражения обслуживающего персонала от действия электрического тока, согласно ГОСТ 12.1.030-81 (2001) «Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление», необходимо предусмотреть заземляющее устройство, сопротивление которого должно быть не более 4 Ом и заземлить все металлические и электропроводные неметаллические части технологического оборудования.

5.3.2 Молниезащита

Ввиду того, что здание котельной относится к классу взрывопожароопасности Г, для защиты его от попадания молнии необходимо выполнить мероприятия по молниезащите в соответствии с СО 153-34.21.122-2003 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций» [12].

Комплекс средств молниезащиты зданий или сооружений включает в себя устройства защиты от прямых ударов молнии — внешняя молниезащитная система (МЗС) и устройства защиты от вторичных воздействий молний — внутренняя МЗС. В частных случаях молниезащита может содержать только внешние или только внутренние устройства. В общем случае часть токов молнии протекает по элементам внутренней молниезащиты.

Внешняя МЗС может быть изолированна от сооружения (отдельно стоящие молниеотводы — стержневые или тросовые, а также соседние сооружения, выполняющие функции естественных молниеотводов), или может быть установлена на защищаемом сооружении и даже может быть его частью.

Внутренние устройства молниезащиты предназначены для ограничения электромагнитных воздействий тока молнии и предотвращения искрений внутри защищаемого объекта.

Токи молнии, попадающие в молниеприемники, отводятся в заземлитель через систему токотводов (спусков) и растекаются в земле. Молниеприемники могут быть специально установленными, в том числе на объекте, либо их функции выполняют конструктивные элементы защищаемого объекта; в последнем случае они называются естественными молдниеприемниками.

Молниеприемники могут состоять из произвольной комбинации следующих элементов: стержней, натянутых проводов, сетчатых проводников. Молниеприемники и токоотводы жестко закрепляются так, чтобы исключить любой разрыв под действие электромагнитных сил или механических воздействий.

5.4 Освещение

Освещение котельной должно соответствовать СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение» [13].

Освещение помещений котельной искусственное.

Электроосвещение должно включать в себя следующие функциональные группы:

рабочее и аварийное освещение котельного зала взрывозащищенными светильниками;
рабочее и аварийное освещение помещения оператора люминесцентными лампами;
ремонтное освещение от ящика с понизительным трансформатором 220/12 В при помощи переносного светильника;
местное освещение настенными светильниками с лампами накаливания с наружной и внутренней стороны здания над входными дверями.

5.5 Вентиляция

Для обеспечения безопасных условий труда обслуживающего персонала в помещении котельной необходимо предусмотреть приточно-вытяжную вентиляция: кратность воздухообмена выбирается таким образом, чтобы концентрация вредных газов и паров не превышала ПДК. Так же вентиляция препятствует возникновению вызрывоопасных и горючих смесей с воздухом, концентрация которых в воздухе между нижним концентрационным пределом распространения пламени и верхним концентрационным пределом распространения пламени приводит к образованию взрывоопасной смеси.

Кратность воздухообмена в соответствие с ВСН 21-77 «Инструкция по проектированию отопления и вентиляции нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий» для помещения операторной должна быть 5-7 [14].

Необходимый воздухообмен в помещении необходимо обеспечивать за счёт действия естественной и приточно-вытяжной вентиляции.

5.6 3ащита от шума и вибрации

В котельной имеется такое технологическое оборудование как насосы, которые при работе создают шум и вибрацию. Допустимый уровень параметра шума на постоянном рабочем месте определен санитарными нормами СН 2.2.4/2.1.8.562-93 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территориях жилой застройки» и не должен превышать предельно-допустимого (80 децибел) [15].

С целью уменьшения шума принять следующие меры:

основание фундамента виброактивного оборудования сделать массивным;
предусмотреть изоляцию фундамента виброактивного оборудования от несущих конструкций и инженерных коммуникаций;
вибрирующие поверхности покрыть материалом с большим внутренним трением (резина, пробка);
применять звукопоглощающие и звукоизолирующие материалы;
использовать специальные кожухи на приводах компрессоров и насосов и других механизмов, создающих шум и вибрацию;
применять виброзадерживающие вставки.

5.7 Охрана окружающей среды

При работе котельной на газе в атмосферу поступают CO и СО ₂ . Образование СО объясняется недостатком кислорода в зоне горения. Для уменьшения данного выброса необходимо сбалансировать подачу кислорода в топке. Также для этой цели можно использовать катализаторы дозжига перед входом в дымовую трубу.

5.8 Безопасность в чрезвычайных ситуациях

Устойчивость работы объекта — это его способность в условиях чрезвычайных ситуации производить продукцию в запланированном объеме и номенклатуре, а при получении слабых и частично средних разрушений восстановить свое производство в минимальные сроки. Основными факторами, от которых зависит устойчивость работы объекта, являются:

надежность защиты работающего персонала;
подготовленность персонала и непрерывность управления производственным процессом объекта;
прочности инженерно-технического комплекса, то есть способности противостоять различным поражающим факторам;
материально-техническое снабжение объекта;
готовность объекта к восстановлению производства.

При анализе системы материально-технического снабжения объекта определяется зависимость производства от своевременных поставок сырья, деталей и комплектующих изделий, без которых не возможна нормальная работа объекта.

Повышение устойчивости работы объекта в чрезвычайных ситуациях заключается в заблаговременной разработке и осуществление комплекса мероприятий, направленных на предотвращение аварий и катастроф, на снижение возможных потерь и разрушений, на создание условий для восстановления нарушенных функций, на обеспечение жизнедеятельности населения, рабочих и служащих.

Котельная имеет высокую степень опасности. Это связано с возможностью загазовывания помещения, взрыва и пожара; возможно отравление. В котельной используется природный газ, который опасен из-за своей токсичности и возможности образовывать вторичные поражающие факторы.

К вторичным поражающим факторам относятся взрывы, пожары, разломы повреждённых конструкций зданий, возникающие в результате разрушений и пожаров.

Оценку поражающего воздействия необходимо проводить в следующем порядке:

установить вид вторичного поражающего фактора и радиус его действия;
исходя из особенностей производства, определить возможные внешние поражающие факторы;
установить время начала действия и продолжительность действия вторичного фактора;
определить необходимые мероприятия по предотвращению и устранению воздействий поражающих факторов.

Службам РСЧС и ГО ЧС в целях обеспечения безопасности в ЧС необходимо провести следующие мероприятия:

составить ПЛАС (план ликвидации аварийных ситуаций);
предусмотреть использование коллективных средств защиты (убежища и т.д.);
обеспечить возможность эвакуации при угрозе взрыва (эвакуационные пункты, питание и т.д.).

5.9 Расчет молниезащиты котла

В соответствии с назначением зданий и сооружений и их категорией выполнена молния защита с использованием стержневых и тросовых молниеотводов. Расчет молния защиты будем проводить для котла (высота — 25 м).

Необходимо защитить дымовую трубу котла, от прямого попадания молнии. Молниезащиту необходимо произвести одним стержневым молниеотводом с минимально допустимым уровнем надежности защиты от прямых ударов молнии равным 0,9. Этот молниеотвод образует зону защиты, отображенную на рисунке 5.9.

Оценка среднегодовой продолжительности гроз и ожидаемого количества поражений молнией зданий или сооружений производится по СО 153-34.21.122-2003.

Данные для расчета молния защиты:

труба дымовая;

высота h ₀ — 25 м;

диаметр верхнего основания трубы — 1 м.

h = h _тр + 1,0 = 26 м.

Согласно СО 153-34.21.122-2003 «Инструкции по устройству молния защиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций» среднегодовая продолжительность гроз в часах в произвольном пункте на территории России определяется, либо по утвержденным для некоторых областей России региональным картам продолжительности гроз, либо по средним многолетним (порядка 10 лет) данным метеостанции, ближайшей от места нахождения здания или сооружения.

расчет молниезащиты котла 1

Рисунок 5.1 — Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода

Среднегодовое число ударов молнии n = 4 при среднегодовой продолжительности. Подсчет ожидаемого количества поражений молнией в год, для зданий и сооружений прямоугольной формы, производится по формуле

N = 9 * π * h ₀ ² * n * 10^-6 , (5.1)

где h ₀ — высота здания или сооружения, м;

n — среднегодовое число ударов молнии в 1 км ² земной поверхности (удельная плотность ударов молнии в землю) в месте нахождения здания или сооружении.

Среднегодовое число ударов молнии n = 4 при среднегодовой продолжительности гроз 40 — 60 ч, согласно СО 153-34.21.122-2003.

N = 9 * 3,14 * 25 ² * 4 * 10^-6 = 0,07.

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h, представляет собой круговой конус, вершина которого находится на высоте h ₀ <h. На уровне земли зона защиты образует круг радиусом r₀ . Горизонтальное сечение зоны защиты на высоте защищаемого сооружения h_x представляет собой круг радиусом r_x .

Зоны защиты одиночных стержневых молниеотводов имеют следующие габариты

h ₀ = 0,85 * h, (5.2)

r ₀ = 1,2 * h. (5.3)

Высота одиночного стержневого молниеотвода определяется по формуле

h = h ₀ / 0,85, (5.4)

где h ₀ — высота защищаемого объекта от уровня земли; h₀ — 25м;

h = 29,4 м,

r ₀ = 1,2 * 30 = 36 м.

Высота молниеотвода принимается равным 30 м.

Так как молниеотвод располагается на вышке, то его высота h _м будет равна:

h _м = 30 — 25 = 5 м.

Данные расчета показывают, что размеры требуемой границы защиты меньше размеров защитной зоны одиночного стержневого молниеотвода высотой 30 м.

Опоры стержневых молниеотводов должны быть рассчитаны на механическую прочность как свободно стоящие конструкции.

Молниеприемники должны быть изготовлены из стали любой марки сечением не менее 100 мм и защищены от коррозии оцинкованием, лужением или покраской. Соединение молниеприемников с токоотводами и токоотводов с заземлителями должны выполняться сваркой, а при недопустимости огневых работ разрешается выполнение болтовых соединений с переходным сопротивлением не более 0,05 Ом при обязательном ежегодном контроле последнего перед началом грозового сезона.

6. Оценка экономической эффективности

В данном разделе дипломного проекта необходимо определить экономический эффект и срок окупаемости от внедрения программно-технического комплекса (ПТК) управления Simatic S7 фирмы Siemens и от замены датчиков температуры и давления, благодаря чему увеличивается время наработки на отказ и межремонтный пробег, что сокращает дополнительные затраты на ремонт [3].

План повышения экономической эффективности является одним из важнейших разделов годового плана. В нем намечаются конкретные пути и способы решения всей совокупности экономических задач, которые поставлены на планируемый год, обосновывается возможность выполнения плановых заданий.

В настоящем разделе приводится экономическое обоснование внедрения нового ПТК и оборудования. Для проведения экономического анализа необходимо посчитать капитальные затраты, стоимость работ на установку и стоимость дополнительно полученной продукции. Далее мы можем определить эффективность внедрения и тем самым доказать необходимость замены ПТК и оборудования.

В качестве показателя результативности внедрения используется экономическая эффективность. Экономический эффект может быть двух видов — прямой и косвенный.

Прямой экономический эффект образуется за счет экономии эксплуатационных расходов, увеличения выпуска продукции, повышения качества продукции.

Косвенный экономический эффект образуется в результате повышения качества информации о процессе, повышения качества управления.

6.1 Определение себестоимости программного продукта

Себестоимость рассчитывается как сумма затрат на создание программного продукта:

зарплату инженера-разработчика;
отчисления на социальные нужды;
стоимость основных материалов;
расходы по эксплуатации ЭВМ;
арендная плата;
накладные расходы.

6.1.1 Зарплата инженера-разработчика

В процессе разработки участвовал один инженер. Оклад составляет 15 тысяч рублей. На разработку программного обеспечения контроллера потребовалось 2 месяца.

Основная заработная плата определяется как произведение трудоемкости выполнения каждого этапа (вида работ) в человеко-днях, переведенных в человеко-месяцы, и величины месячного должностного оклада исполнителя.

Оплата труда = 2 * 15000 = 30000 р.

Общий фонд заработной платы определяется по формуле:

Ф _ЗП = (З_Ч * Т_РАЗ ) * К_УР * К_ДОП , (6.1)

где З _Ч — зарплата инженера-программиста за 1 час (получается при делении месячного оклада на месячный фонд рабочего времени), р.;

Т _РАЗ — затраты времени разработчика (трудоемкость), час;

К _УР — районный коэффициент 1,15;

К _ДОП — коэффициент, учитывающий дополнительную заработную плату = 1,1.

Зч = 15000 / (20 * 8) = 93,75 руб/ч.

Ф _зп = (93,75 * 320) * 1,15 * 1,1=37950 р.

Отчисления на социальные нужды Н _ЕСН составляют 26,2 % от фонда зарплаты Фзп:

ОСН = Ф _ЗП * Н_ЕСН = 37950 * 0,262 = 9942,9 р. (6.2)

6.1.2 Стоимость основных материалов

В стоимость основных материалов С _М входят расходы на бумагу, диски, тонер, электроэнергия. Материальные затраты представлены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 — Материальные затраты

Наименование материалов	Расходы, р.
Бумага 1000 листов	1200
Диски 10 шт.	150
Тонер для принтера	500
Электроэнергия	400
ИТОГО	2350

6.1.3 Расходы на эксплуатацию ПК

Расходы на эксплуатацию ПК подсчитываются по формуле:

С _ПК =С_ЭЛ * Т_ПК * N_ПК , (6.3)

где С _ЭЛ — себестоимость одного часа электроэнергии ПК, р.;

Т _ПК — машинное время, ч;_ПК — количество используемых машин;

С _ЭЛ — стоимость 1 кВт/ч * (мощность ПК + мощность периферийных устройств + мощность осветительных приборов) = 1,26 р. * (ПК 0,4 кВт + 1 принтер * 0,2 кВт + 5 лампочек * 0,1 кВт) = 1,26 р.*1,1=1,386 р.

С _ПК = 1,386 * 320 * 1 = 443,52 р.

Для разработки программного продукта использовался компьютер Pentium 4 со всеми необходимыми периферийными устройствами с общей стоимостью 30 тыс.р. Также использовались лицензионные программные продукты: MS Office XP 2003 2,3 тыс. р.

MS Windows XP 4 тыс. р.STEP7 38,8 тыс.р.flexible 36,6 тыс.р.

Итого 81,7 тыс. р.

6.1.4 Амортизационные отчисления

Расчет амортизационных отчислений ведется

норма амортизационных отчислений Н _АМ для ПК составляет 20 — 25 % от балансовой стоимости ПК:

АО _ПК = С_Б * Н_АМ *Т_РАЗР /12; (6.4)

АО _ПК = 30*0,2*2/12=1 тыс. р.

амортизация нематериальных активов (НМА) (амортизационные отчисления с программного обеспечения, включенного в состав НМА, т.е. ранее купленные или разработанные программы).

Норма амортизационных отчислений Н _АМ2 составляет от 10% до 40%.

АО _НМА = С_НМА × Н_АМ2 * Т_раз /12, (6.5)

где С _НМА — стоимость использованных программных средств.

АО _НМА = 81,7 *0,15*2/12= 12,51 тыс. р.

АО = АО _ПК + АО_ПС . (6.6)

АО = 1 тыс. р. + 12,51 тыс. р. =13,51 тыс. р.

Накладные расходы Сн составляют 60 — 80 % от фонда оплаты труда Фзп:

С _н = 0,7 * Ф_зп = 0,7 * 37950 = 26565 р. (6.7)

Стоимость одного часа аренды помещения:

С _АРЧ = С_АРГ * П / (365 * Ч_РАБ ), (6.8)

где С _АРГ — стоимость годовой аренды 1 м² ;

П — арендуемая площадь, равная м ² .

С _АРЧ = 3000 * 108 / (365 * 8) = 110,96 р.

Стоимость всего периода разработки программного продукта определяется следующим образом:

С _АР = С_АРЧ * Ч_Р = 110,96 * 320 = 35506,85 р.

Таким образом, себестоимость разработки программного продукта составляет:

С _разр =Ф_зп +ОСН+С_М +С_пк +С_АР +С_Н +АО, (6.9)

С _разр = 37950+9942,9+2350+443,52+35506,85+26565+13510 = 126268,2 р.

6.1.5 Определение цены программного продукта

Так как программа разрабатывалась для одного заказчика, то ее цену рассчитывают по формуле:

определение цены программного продукта 1 , (6.10)

где Н _ПРИБ — норма прибыли, составляющая 15-30 % от себестоимости разработки (в расчёте принята равной 20% от себестоимости разработки);

НДС — налог на добавленную стоимость, составляющий 18 %;

Ц _ПР = [(126268,27 + 25253,65) * 1,18] = 178795,87 р.

2 Расчет капитальных затрат

6.2.1 Капитальные затраты на внедрение нового оборудования складывается из следующих статей расхода

Стоимость приобретения средств контроля и автоматизации, которая определяется по ценам действующих прейскурантов. Стоимость внедрения КИП и А приведена в таблице 6.2.

Таблица 6.2 — Стоимость средств КИП и А

Наименование	Стоимость единицы, р.	Кол-во, шт.	Общая стоимость, р.
Термопреобразователь Элемер ТСМУ 0104	2842	13	36946
Датчик избыточного давления Элемер АИР-10, 0…2,5МПа	4626	7	32382
Датчик избыточного давления Элемер АИР-10, 0…600КПа	8606	1	8606
SIMATIC S7-300, профильная шина S7-300 ДЛИНОЙ 2000 MM	4759	1	4759
SIMATIC S7-300, CPU 314C-2 DP	52935	1	52935
SIMATIC S7, микро карта памяти (MMC) ДЛЯ CPU S7-300, 512 кбайт	6164	1	6164
SIMATIC S7-300, 40-полюсный фронтальный соединитель для сигнальных модулей, клемм с винтовыми зажимами	1223	2	2446
SIMATIC S7-300, SM 331, модуль ввода аналоговых сигналов	20425	3	61275
SIMATIC S7-300, SM 322, модуль вывода дискретных сигналов	8896	1	8896
SIMATIC S7-300, SM 321, модуль ввода дискретных сигналов	5301	1	5301
SIMATIC S7-300, 20-полюсный фронтальный соединитель для сигнальных модулей, клемм с винтовыми зажимами	21	7	147
SITOP POWER 20, стабилизир. блок питания модульн. вход ~120/230 В; выход =24 В/ 20 A	8266	1	8266
SITOP POWER модульн. исполнения, модуль сигнализ. для блоков 6EP1436-3BA00 и 6EP1437-3BA00. сигнальн.	2150	1	2150
SITOP SELECT: 4-канальный модуль диагностики цепей питания. Вход на канал =24 В. Выход на канал: =24 В / 2 … 10A	3892	1	3892
SITOP POWER DC-UPS-модуль 24В/15А	5894	1	5894
SITOP POWER, свинцовый герметичный аккумулятор для SITOP POWER DC-USV-модуля 15/ 40: =24 В/ 12 АЧАС	4819	1	4819
SIMATIC OP 177B DP BLUE, панель с STN-дисплеем	35216	1	35216
Защитные пленки для панели оператора OP 177B	3150	1	3150
SIMATIC DP, соединитель для подключения к PROFIBUS	1668	1	1668
SIMATIC NET, штекер для подключения электрического кабеля PROFIBUS К SIMATIC PC/ OP/ OLM	1668	3	5004
SIMATIC NET, стандартный экранированный PROFIBUS кабель для быстрого монтажа (FC), 2-жильный	1668	5	8340
MICROMASTER 420 со встроенным фильтром электромагнитной совместимости кл. A 3AC 380-480V +10/-10% 47-63HZ мощность при постоянном моменте нагрузки: 2.2 KW	21055	2	42110
MICROMASTER 4 базовый пульт упраления (BOP)	1297	2	2594
MICROMASTER 4 защитный кожух	741	2	1482
SIRIUS устройство плавного пуска, типоразмер S00, 6 A, 3 KW/400 V, AC 200.460 V, UC 24 V, винтовые зажимы	4300	3	12900
SIRIUS устройство плавного пуска, типоразмер S0, 25 A, 11 KW/400 V, AC 200.460 V, UC 24 V, винтовые зажимы	7154	2	14308
Шкаф Rittal TS8 2000600600, двусторонний доступ, IP54 с системой климатического контроля	66726	1	133452
Доп.оборудование шкафа — авт. выключатели, вспомогательные клеммы, кабели электрические, кнопки и т.п., а также коммерческий счётчик электроэнергии	66726	1	66726
Итого:			571828

Затраты на тару и упаковку З ₁ определяется в размере 2 % от стоимости КИП и А:

З ₁ = С * 0,02, (6.11)

где С -стоимость КИП и А, тыс.р.;

З ₁ = 571,828 * 0,02 = 11,43656 тыс. р.

Затраты на доставку З ₂ определяются в размере 5% от стоимости КИПиА:

З ₂ = С * 0,05; (6.12)

З ₂ = 571,828 * 0,05 = 28,5914 тыс. р.

Заготовительно-складские расходы З ₃ определяются в размере 1,2 % от расходов на тару, упаковку и доставку:

З ₃ = (З₁ + З₂ ) * 0,012; (6.13)

З ₃ = (11,43656 + 28,5914) * 0,012 = 0,48 тыс. р.

Стоимость по монтажу З ₄ определяется в размере 20% от стоимости КИП и А:

З ₄ = С * 0,2; (6.14); З₄ = 571,828 * 0,2 = 114,3656 тыс. р.

Полная сметная стоимость монтажа КИП З ₅ учитывает стоимость неучтенных ценников материалов, определяется в размере 6% от стоимости КИП и А, тары и упаковки, доставки и заготовительно-складских расходов:

З ₅ = 0,06 * (С + З₁ + З₂ + З₃ ); (6.15)

З ₅ = 0,06 * (571,828 + 11,43656 + 28,5914 + 0,48) = 36,7401576 тыс. р.

Накладные расходы З ₇ определяются по заработной плате рабочих 3₆ , участвующих в монтаже (70% от заработанной платы).

Монтаж ведут два слесаря VI разряда в течение шестидесяти дней, тарифная ставка слесаря VI разряда при семичасовом рабочем дне равна 18 рублей, по действующему премиальному положению предусматривается премия в размере 40%, таким образом, заработанная плата четырёх рабочих З₆ с учетом уральского коэффициента за шестьдесят дней составит:

З ₆ = Кр * T * П * РД * Кд * У; (6.16)

где Кр — кол-во рабочих (чел.);

Т — часовой тариф (р.);
П — ставка премии (%);
РД — продолжительность рабочего дня (час.);
Кд — кол-во рабочих дней;
У — уральский коэффициент (%);

З ₆ = 2 * 18 * 1,4 * 8 * 60 * 1,15 = 24,343 тыс. р.

Накладные расходы составляют:

З ₇ = З₆ * 0,7; (6.17)

З ₇ = 24,343 * 0,7 = 17,0401 тыс. р.

Заработанная плата с отчислениями З _пл составляет:

З _пл = З₆ * ЕСН + З₆ ; (6.18)

где ЕСН- единый социальный налог со ставкой 26,2%.

З _пл = 24,343 * 0,262 + 24,343 = 30,7209 тыс. р.

Плановые накопления З ₈ составляют 6% от общей суммы монтажных работ и накладных расходов:

З ₈ = 0,06 * (З₄ + З₅ + З₇ ); (6.19)

З ₈ =0,06 * (114,3656 + 36,7401576 + 17,0401) = 10,08875146 тыс. р.

Капитальные затраты К ₁ на внедрение системы автоматизации составляют:

К ₁ = С + З₁ + З₂ + З₃ + З₄ + З₅ + З_пл + З₇ + З₈ + Ц_пр ; (6.20)

К ₁ = 571,828 + 11,43656 + 28,5914 + 0,48 + 114,3656 + 36,7401576 + 30,72 + 17,0401 + 10,08875146 + 178,79587 = 1000,086 тыс. р.

Единовременные затраты З ₉ включают в себя также затраты на НИОКР, проектные работы, определяемые как 80% от стоимости оборудования С, составляют:

З ₉ = 0,8 * С; (6.21)

З ₉ = 0,8 * 571,828 = 457,4624 тыс. р.

6.2.2 Расчет дополнительных затрат

Затраты на текущий ремонт З ₁ составляют 3 % от единовременных затрат К:

З’ ₁ = К * 0,03; (6.22)

З’ ₁ = 1457,5488 * 0,03 = 43,73 тыс. р.

Затраты на содержание и эксплуатацию оборудования З ₂ принимаются в размере 1,5% от единовременных затрат К:

З’ ₂ = К * 0,015;. (6.23)

З’ ₂ = 1457,5488 * 0,015 = 21,863 тыс. р.

З’ ₃ = К * 0,042; (6.24)

З’ ₃ = 1457,5488 * 0,042 = 61,217 тыс. р.

Затраты на электроэнергию З’ ₄ составляют:

С _час = стоимость 1 кВт/ч * (мощность системы в кВт) = 1,26 * 5 =6,3 р.;

З’ ₄ = С_ЧАС * (кол-во часов) = 6,3 * 8736 =55,04 тыс. р. (6.25)

Сумма всех дополнительных затрат:

З _доп = З’₁ + З’₂ + З’₃ + З’₄ + (К_р + Е_н ) * К, (6.26)

где Кр — сумма реновации, численно равная 0,0627;

Е _н — норматив приведения разновременных зтрат и результатов, численно равный нормативу эффективности капитальных затрат 0,1.

З _доп = 43,73 + 21,863 + 61,217 + 55,04 + (0,0627 + 0,1) * 1457,5488 =

= 418,993 тыс. р.

6.3 Расчет экономического эффекта и срока окупаемости

Спроектированная система автоматизации и блокировки за счёт повышенной точности измерений и быстродействия позволяет экономить топливо в процессе работы, а также в процессе пуска-останова котлоагрегата, не допуская его пережогов. Данная система автоматизации позволяет экономить на заработанной плате операторам технологам, так как данная котельная является полностью автоматической и не нуждается в постоянном обслуживающем персонале. Экспертным путем было определено, что экономия по целевому продукту после внедрения составит 4,5%:

по газу Э1:

Э1 = R * 0,045, (6.27)

где R — стоимость потребляемого газа в год, тыс. р.;

,045 — экономия;
Э1 = 4231 * 0,045 = 190,395 тыс. р.;
по заработанной плате операторам-технологам:

Э2 = Зп * Коп * Кур * ЕСН * Кмес, (6.28)

где Зп — заработанная плата одного оператора-технолога в месяц, тыс. р.;

Коп — количество опреаторов-технологов;
Кур — районный коэффициент 1,15;
ЕСН — единый социальный налог;
Кмес — количество рабочих месяцев;
Э2 = 40 * 1,15 * 1,262 * 12 = 696,624 тыс.

р.;

Общая экономия Э’ составит:

Э’ = Э1 + Э2;
(6.29);
Э’ = 190,395 + 696,624 = 887,019 тыс. р.

Затраты на реализацию Зг рассчитываются по формуле:

З _г = И + (К_р + Е_н ) × К, (6.30)

где И — годовые текущие издержки, тыс. р.;

К _р — норма реновации основных фондов при использовании продукции (К_р = 0,0627);

Е _н — нормативный коэффициент приведения разновременных затрат и результатов (Е_н =0,1);

К — единовременные затраты, тыс. р.

З _г = 418,993 + (0,0627 + 0,1) * 1457,5488 = 656,136 тыс. р.

Экономический эффект Э рассчитывается по формуле:

Э = (Р _г -З_г ) / ( К_р + Е_н ), (6.31)

где Рг — неизменная по годам расчётного периода стоимостная оценка результатов мероприятия, тыс. р.;

Э = (887,019 — 656,136) / (0,0627 + 0,1) = 1419,07 тыс. р.

Срок окупаемости определяется по формуле:

Т = К / Рг ; (6.32)

Т = 1457,5488 / 887,019 =1,6 года.

В таблице 6.3 показаны основные технико-экономические показатели, полученные в результате проведённого расчёта.

Таблица 6.3 — Основные технико-экономические показатели

Наименование показателя	Значение экономического показателя
Сумма капитальных затрат, тыс. руб.	1457,5488
Сумма дополнительных затрат, тыс. руб.	418,993
Экономический эффект, тыс. руб.	1419,07
Срок окупаемости, месяц.	18

Расчет экономического эффекта показал, что если при внедрении данной системы автоматизации удастся достичь сокращения потребления топлива на 4,5%, а также сократить постоянный обслуживающий персонал, то капиталовложения окупятся за один год и шесть месяцев, а экономический эффект составит один миллион четыреста девятнадцать тысяч рублей.

Заключение

В данном дипломном проекте решалась задача модернизации системы управления на базе контроллера SIMATIC S7 фирмы Siemens, где наиболее важным для стабильной и бесперебойной работы, является стабильность заданных характеристик технологического процесса, контролируемых соответствующими средствами измерений.

В ходе проведенных исследований были получены следующие результаты:

проведен анализ работы управления на базе контроллера SIMATIC S7;
выбраны современные средства автоматизации;
рассмотрены основные ситуационные модели управления, разработаны алгоритмы для автоматической работы котельной.

Предложенная система управления позволяет:

повысить точность измерения и регулирования параметров технологического процесса;
повысить оперативность действий обслуживающего персонала;
уменьшить вероятность возникновения аварийных ситуаций.

Расчет экономической эффективности проекта был определен по расчетам, проделанным в процессе выполнения работы, где срок окупаемости составил 1,5 года.

Список использованных источников

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/referat/promyishlennyiy-kontroller-siemens/

1. Маржухин А. С. «Руководство пользователя АРМ» — Уфа, Башпромавтоматика, 2007. — 26 с.

2. Технология, экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа: Учеб. Пособие / С.А. Ахметов, А.П. Веревкин; под ред. С.А.Ахметова. — М.: Химия, 2005. — 736 с.

3. Automation & Drives. Решения Энергетики, 2005. — 83 с.

ВППБ-01-04-98. Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций в газовой промышленности.
ГОСТ 12.1.004-91.

Пожарная безопасность. Общие требования.

ВППБ-01-04-99. Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.
НПБ 105-03. Определение категорий помещения, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности.
ГОСТ 12.1.030-81 (2001).

Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление.

СО 153-34.21.122-2003. Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций.
СНиП 23-05-95.

Естественное и искусственное освещение. Освещение помещений котельной искусственное.

ВСН 21-77. Инструкция по проектированию отопления и вентиляции нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий.
СН 2.2.4/2.1.8.562-93.

Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территориях жилой застрой

13. Методические указания по проведению патентных исследований при дипломном проектировании для студентов специальности 0634 дневного и заочного обучения. / Под редакцией Праховой М.Ю., 1998. — 13 с.

14. Безновская Т.Х., Бек В.А. Промышленные приборы и средства автоматизации: справочник — Машиностроение, 1987.- 847 с.

Виноградов А. А., Михальченко В. Г. АСУ ТП пускового комплекса N1. — Москва, 1999. — 87 с.
Исакович Р.

Я. Технологические измерения и приборы. — М.: Недра, 1979. — 344 с.

Методические указания по выполнению и оформлению дипломных проектов (работ) для студентов специальности 21.01.02 дневной и заочной форм обучения. / Под редакцией Праховой М.Ю., 1999. — 35 с.
Долин П.А.

Справочник по технике безопасности. — М.: Энергоатомиздат, 1982.- 800 с.

Методические указания к лабораторной работе «Исследование освещенности на рабочих места». /Под редакцией Гилязова А.А., 1990. — 21 с.
Методические указания к экономической части дипломного проектирования для студентов специальностей 21.00.02, 18.04.00.

/Под редакцией Бурениной И.В., 2003. — 19 с.

Примеры похожих учебных работ

Контрольная работа по физике Давление твердых тел жидкостей и газов 7 класс

... контрольную работу по физике Давление твердых тел жидкостей и газов 1 вариант 1-1 2-3 3-2 4-4 5-3 6-3 7-531 ... Физические открытия А) Закон о передаче давления жидкостями и газами Б) Впервые измерил атмосферное давление В) Получил формулу для расчета ...

Курсовая работа поверка датчика давления

... Погрешности ±0,05% (счетчики активной энергии); ±0,1% (счетчики реактивной энергии). ^ К поверке датчика допускают лиц, освоивших работу с первичными преобразователями и используемыми эталонами, изучивших рекомендации, аттестованных в соответствии ...

Реферат вспомогательное оборудование котельной

... во время использования все же могут возникнуть ситуации, которые потребуют дополнительного ремонта вспомогательных оборудований котельной установки. Самой частой причиной таких поломок становиться некачественная вода, которая не отвечает ...

Автоматизация водогрейных котлов

... В данной работе рассматривается КВГП 10. ^ Водогрейный котел КВ-ГН-10 представляет собой теплообменное ... -аппаратных средств, используемых на всех уровнях автоматизации. Автоматизированные системы управления отдельными технологическими процессами ...

Проект котельной установки для теплоснабжения военного городка

... (5) 5. Годовой расходы тепла в (кДж/год) на отопление зданий с круглосуточной работой систем в постоянном режиме (кДж/год); (6) где n о — продолжительность отопительного периода, ...

Проект газовой котельной

... газовой котельной 3.1 Общие положения 3.2 Достоинства современных установок на газе 3.3 Автоматизация котельной 3.4 Технико-экономическое обоснование использования газовой котельной ... обеспечению устойчивости работы котельной в условиях ... связи с тем, что ...