Проектирование автоматизированной газовой котельной в п. Космынино

* значения температурного коэффициента датчика.

Значения точек аппроксимации устанавливаются в процентах от расхода, соответствующего верхнему пределу диапазона измерения. В вычислителе предусмотрена возможность установки до четырех значений веса импульса (коэффициента преобразования) в зависимости от способа его нормирования в технической документации датчика.

Практически всегда значение веса импульса выражено одним значением для всего диапазона измерений, поэтому в пункте меню с точкой аппроксимации «ТЧ0» следует установить «G=100.0%».

Для частотных сигналов значение веса импульса устанавливается в единицах «дм3/имп (л/имп)». При этом, для датчиков с числоимпульсными сигналами вес импульса берется из эксплуатационной документации, а для датчиком с частотными сигналами определяется из выражения В=Gmax/3,6Чfmax.

Для токовых сигналов значение коэффициента преобразования определяется из выражения В=Gmax/(Imax - Imin) и устанавливается в единицах «м3/мА?ч».

Если вес импульса выражен в единицах «м3/имп.», то в вычислителе необходимо установить в 1000 раз большее значение веса.

Если вес выражен в «имп./дм3 (л)» - необходимо установить значение равное обратной величине нормированного значения веса.

Если вес выражен в «имп./м3» - необходимо установить в 1000 раз большее значение от обратной величины нормированного значения веса импульса.

Установка значения температурного коэффициента производится в единицах «%/10 °С» с учетом его знака. Если указанный коэффициент в документации датчика выражен в других единицах, то устанавливаемое значение предварительно должно быть выражено в вышеуказанных единицах, если значение коэффициента не нормировано (в документации не указано), то его значение следует устанавливать равным нулю.

Текущее значение поправочного коэффициента является безразмерной величиной и вычисляется по формуле:

b =1- Kt ? (t ? 20)

где: Кt - температурный коэффициент датчика, %/10 °С;

t - текущее значение температуры, °С.

Настройка для расходомеров переменного перепада давления

Настройка заключается в установке значений максимального и минимального значений перепада давления, выраженных в единицах «кПа». Если пределы выражены в других единицах перепада давления, то их следует предварительно перевести в единицы «кПа». Для этого пользуйтесь следующими переводными коэффициентами:

1 мм вод.ст. = 9,80665 Ч 10-3 кПа; 1 кгс/см 2 = 98,0665 кПа.

Преобразователь расхода электромагнитный ПРЭМ-2

Рис. 1.5.3 ПРЭМ-2

Преобразователи ПРЭМ-2 обеспечивают преобразование объемного расхода и объема жидких сред, протекающих через них в любом направлении, в электрические сигналы и предназначены для работы с другими изделиями: тепловычислителями, регуляторами, машинами централизованного контроля и другими вторичными приборами. Преобразователи могут быть использованы при измерении расхода и объема воды, спиртосодержащих жидкостей и других жидкостей с удельной электропроводностью от 10-3 до 10 См/

Автоматика горелки ЕК 06В. 120 G/F-VT.

Горелки EK06B.120 G/F-ZVT являются полностью автоматизированными моноблочными модуляционными горелками. Они подходят для оснащения любых видов генераторов тепла, соответствующих стандарту EN 303 во всем диапазоне их мощности.



Рис. 1.5.4 Горелка EK06B.120 G/F-ZVT

A1 Блок управления и безопасности; B10 Ионизационный мост; F6 Воздушный регулятор; F12 Термореле выключателя; K1 Выключатель двигателя вентилятора; K4 Реле; M1 Двигатель горелки; T1 Трансформатор розжига (скрыт); TC Пульт управления; Y10 Серводвигатель воздушной заслонки; 8 Наконечник; 15 Кожух горелки

113 Воздушная камера

Рис. 1.5.5 Газовая рампа VGD с регулятором SKP 75

1 Электроподключение газового регулятора (DIN 43650); 2 Электроподключение газовых клапанов (DIN 43650); 3 Регулятор давления газа; 4 Входной фланец; 5 Точка измерения давления R1/8, выше фильтра (с обеих сторон); 6 Фильтр (под крышкой); 7 Паспортный щиток; 8 Подключение трубопровода давления pL, R1/8; 9 Регулировочный винт соотношения V; 12 Регулировочный винт N; 13 Подключение трубопровода давления в камере сгорания pF, R1/8; 14 Подключение трубопровода давления pG, R1/8; 15 Выходной фланец; 16 Трубопроводы давления PBr,pL, pF pBr (pG) = трубопровод давления газа pF = трубопровод давления в камере сгорания, pL = трубопровод давления воздуха.

В качестве датчика температуры воды за котлом и до него используется термометр сопротивления RAK 13.4050S, устанавливаемый на трубопроводе при выходе воды из котла (на входе воды в котёл), а также датчик температуры погружной КДТ-200.2

Рис. 1.5.6 Датчик температуры погружной КДТ-200.2

Для исключения максимального или минимального избыточного давления воды предусмотрена установка датчика давления. В качестве датчика давления я выбрала датчик МН-2 0…10 бар фирмы «Контэл»

Контроллер «PC-365D».

Рис. 1.5.7 Контроллер «PC-365D»

Программируемые логические контроллеры серии «РС-363D» (далее контроллеры) предназначены для автоматизации локальных и комплексных систем управления. Данная марка контроллера выбрана мною на основании того, что ООО «КТЭК» в настоящее время активно сотрудничает с фирмой изготовителем контроллера. Такие контроллеры установлены на других блочно-модульных котельных и показали себя в работе с лучшей стороны.

Одни и те же аппаратные средства могут быть оперативно переориентированы под разнообразные задачи системой программирования «РЕЛКОН».

Контроллеры серии «РС-363D» на базе однокристального микропроцессора АТ89C51ED2 решают широкий круг задач:

- Управление оборудованием сбора информации;

- Создание информационно измерительных комплексов;

- Создание систем диагностики и аварийной сигнализации и т.п.

Корпус контроллера пластмассовый. Степень защиты IP20. Монтаж на DIN - рельс. Датчики и исполнительные устройства подключаются к разъемным клеммам по обе стороны контроллера «PC-365D» в один ряд параллельно DIN - рельсу.

Полный состав аппаратных средств контроллеров серии «РС-365D»

Устройство аналогового ввода информации (блок прецизионных делителей напряжения)

Двухканальный цифро-аналоговый преобразователь с формирователем токовой петли 0-20 мА.

Восьмиканальный аналого-цифровой преобразователь (12-ти разрядный).

Устройства дискретного ввода информации с оптической изоляцией.

Центральный процессор (CPU) - 8-ми разрядный однокристальный микропроцессор АТ89C51ED2 (ATMEL), включающий энергонезависимое запоминающее устройство (EEPROM), в котором сохраняются параметры контроллера при отключенном напряжении питания.

Энергонезависимое запоминающее устройство (FRAM), в котором сохраняются протоколы событий с привязкой ко времени и дате.

Часы-календарь реального времени.

Устройство формирования выходных сигналов (оптоизолированные транзисторные ключи - 220В/1,0А) с ограничением тока нагрузки в 2,0А и схемой защиты от короткого замыкания.

Интерфейс обмена информацией RS 485.

Импульсный источник питания КИ-220-2-5 (5В/300мА), производства ООО «Контэл».

В качестве программного обеспечения для контроллеров поставляется система программирования «РЕЛКОН».

Контроллер обеспечивает совместную работу с датчиками:

Температуры:

- температура прямой воды сети - Тпсв;

- температура обратной воды сети - Тосв;

- температура горячего водоснабжения - Тгвс;

- температура внутреннего контура - Твк;

- температура наружного воздуха - Тнв.

Давления:

- давление прямой воды сети - Рпсв;

- давление обратной воды сети - Росв;

- давление горячего водоснабжения - Ргвс;

- давление холодной воды - Рпод.

Контроллер осуществляет управление исполнительными механизмами, ниже перечисленными, с помощью выходных сигналов и контроля их состояния с помощью входных дискретных сигналов:

Насосы:

- насосы холодной воды - Мхв1-Мхв2;

- насосы сетевой воды - Мсв1-Мсв2;

- насосы горячей воды - Мгв1-Мгв2.

Регулирующие клапана:

- РК на линии подпитки - Рвп;

- РК на линии сетевой воды к подогревателю ГВС - Рвгр;

- РК на линии подмеса обратной сетевой воды Рвпс.

Регулирование нагрузки котла:

- пуск котла - К1 - К2;

- переключение большое/малое горение - Бг/Мг1 - Бг/Мг3.

Включение вентилятора при загазованности.

К контроллеру осуществляется подключение дополнительных дискретных датчиков:

- загазованности СН4 - 10%; 20%;

- загазованности СО - 1 порог; 2 порог;

- срабатывание пожарного извещателя;

- авария в сети;

- взлом входной двери;

- давление газа на вводе в котельную до ГТК выше или ниже аварийного.

Работа контроллера заключается в поддержании в заданных пределах следующих параметров с помощью ниже указанных регуляторов:

- температуры прямой сетевой воды (Тпвс)

- температуры воды на ГВС (Тгвс)

- температуры воды внутреннего контура (Твк);

- давления обратной сетевой воды на (Ровс);

- в аварийном включении резерва насосов (АВР).

-возможность каскадного регулирования температуры внутреннего контура двумя котлами.

Регулирование температуры прямой сетевой воды

Регулирование Тпсв подмешиванием обратной воды в прямую заключается в изменении положения регулирующего клапана на линии подмешивания - РВпс в зависимости от температуры прямой воды, температурного графика и температуры наружного воздуха.

Регулирование температуры воды на ГВС

Регулирование Тгвс заключается в изменением положения регулирующего клапана РВгр на подводе горячей воды к подогревателю в зависимости от температуры воды на ГВС, согласно заданной уставки.

Регулирование давления обратной сетевой воды

1. При падении давления обратной сетевой воды ниже Росв < Рconst - ДРосв1 и если давление воды Рпод > Pосв включается в работу регулятор подпитки РВпод (начинает открываться). По достижению Росв > Рconst + ДРосв2 регулятор начинает закрываться.

Рconst - уставка регулирования

ДРосв1 - заданное значение отклонения от измеряемой уставки вниз

ДРосв2 - заданное значение отклонения от измеряемой уставки вверх

2. При падении давления обратной сетевой воды ниже Росв < Рconst - ДРосв1 и если давление воды Рпод ? Pосв включаются в работу насос холодной воды Мхв (запускается насос) и регулятор подпитки РВпод (начинает открываться). По достижению Росв > Рconst + ДРосв2 регулятор начинает закрываться, после закрытия регулятора, отключается насос холодной воды.

Регулирование температуры воды внутреннего контура

Регулирование Твк за счет изменения производительности котла (перевода с режима Бг - большого горения на Мг - малое горение и обратно) обеспечивается контроллером.

1.5.5 Определение оптимальных настроек контроллеров

Для управления режимами работы котлов, как уже было указано выше, используется контроллер «РС - 365D». Оптимальные настройки для данного контроллера определим по данным из технической документации с учетом имеющейся информации о потреблении теплоносителя и предъявляемых требований к параметрам теплоносителя.

Поскольку в разрабатываемой системе присутствует контур отопления и контур горячего водоснабжения, расчет настроек контроллера для каждого контура проводится отдельно.

На примере рассмотрим контур отопления

Точность в установившихся режимах и устойчивость являются необходимыми условиями работоспособности САУ, но далеко не достаточными. Важным условием работы системы является качество переходных процессов - поведение системы при переходе из одного устойчивого состояния в другое.

Рис. 1.5.8 Схема замкнутой САУ

В замкнутых САУ выходная координата определяется выражением:

У = Wу(P)*G + Wзf(p)*f,

где Wу(P) - передаточная функция по управлению:

Wзf(p) - передаточная функция по возмущению

Для оценки поведения САУ в переходных режимах используются различные показатели качества.

1. Максимальное динамическое отклонение Удин. - это наибольшее отклонение регулируемой величины от заданного значения за время переходного процесса. Иногда называется забросом регулируемой величины.

2. Перерегулирование б - характеризует колебательность переходных процессов при ступенчатом воздействии. Обычно выражается в процентах. Для переходных процессов по управляющему воздействию

Для переходных процессов по возмущению

3. Время регулирования tпп (время переходного процесса). Теоретически переходный процесс в САУ после приложения воздействия продолжается бесконечно. Для практической оценки за длительность переходного процесса принимается интервал времени tp по истечении которого отклонение регулируемой величины от нового установившегося значения не будет превышать некоторого заданного значения "д".

Для переходных процессов по управлению д = 0.05 ДУ(). Для переходных процессов по возмущению д = 0.05 A1. Время регулирования определяется графически.

В зависимости от требования предъявляемых к технологическому процессу необходимо добиться показателей качества, не превышающих заданные значения. Исходя из этих требований, осуществляется выбор регуляторов и параметров их настройки.

Для обеспечения надежного функционирования системы и достижения необходимых параметров к рассматриваемой нами системе предъявляются следующие требования:

Максимальное динамическое отклонение (Удин) не должно превышать 20% от установившихся значений;

Перерегулирование должно быть не более 20%;

Время переходного процесса не более 1 минуты.

Предлагается использование компьютера, и в частности математического

пакета Mathcad для построения динамических характеристик и их анализа.

Разгонная характеристика носит экспоненциальный характер. Её параметры заданы на основании опытных данных для систем подобного типа. Особенностью таких систем является то, что в процессе эксплуатации расчётные параметры настройки можно уточнить. Разгонная характеристика имеет вид:

Рис.1.5.9 Кривая разгона объекта

Определим параметры объекта:

Ко=0,05 -передаточный коэффициент объекта,

То=10с. - постоянная времени объекта.

Передаточная функция объекта представлена в виде апериодического звена первого порядка без запаздывания. Транспортным запаздыванием можно пренебречь.

В данном случае, целесообразно выбрать ПИД-регулятор, т.к. он обеспечивает более высокое динамическое качество систем регулирования, интегральная составляющая обеспечивает нулевую статическую ошибку регулирования, а дифференциальная составляющая способствует быстрому подавлению колебаний в АСР, что и требуется в нашем технологическом процессе.

Так же используем апериодический переходный процесс, поскольку мы не обладаем полной и надежной информации о динамических свойствах объекта, а системы настроенные на такой переходный процесс, обладают наибольшим запасом устойчивости.

Найдем параметры ПИД-регулятора:

Тиз=1.68с - время изодрома,

с - запаздывание объекта

Найдем передаточную функцию замкнутой АСР по управлению, используя формулу:

Передаточная функция для АСР по управлению:

Воспользовавшись обратным преобразованием Лапласа в математическом пакете Mathсad, построим переходный процесс по задающему воздействию:



Рис. 1.5.10 Переходная характеристика АСР

Определим показатели качества:

1) Убедимся, что максимальное динамическое отклонение от установившегося значения не превышает 20% от установившегося значения(ДУ()*20%=0,2):

Удин =1,138-1=0,138.

2) Воспользовавшись формулой , найдем перерегулирование: , ,. Перерегулирование меньше 20%.

3) Время переходного процесса tпп=5,45с.

Вывод: показатели качества регулирования удовлетворяют требованиям предъявляемым к САР, следовательно, выбранный закон регулирования при расчетных параметрах настройки регулятора обеспечивает необходимые качества регулирования.

Теперь, рассмотрим данную систему с воздействием по возмущению.

Рис. 1.5.11 Схема САУ по возмущению

Найдем передаточную функцию системы по возмущению по формуле:

Воспользовавшись обратным преобразованием Лапласа в математическом пакете Mathсad, построим переходный процесс по задающему воздействию:

Рис. 1.5.12 Переходная характеристика АСР

Определим показатели качества:

1) Воспользовавшись формулой, найдем перерегулирование: , ,. Перерегулирование меньше 20%.

2) Время переходного процесса tпп=7,5с.

Вывод: показатели качества регулирования удовлетворяют требованиям предъявляемым к САР, следовательно, выбранный закон регулирования при расчетных параметрах настройки регулятора обеспечивает необходимое качество регулирования.

1.6 Централизированная диспетчеризация объектов управления

Все текущие проекты диспетчеризации ООО «Контэл» реализует на базе аппаратно-программных средств собственного производства. Первичная информация с дискретных и аналоговых датчиков поступает на контроллеры «PC-165» («PC-265», «PC-365», «PC-420»). Контроллеры непосредственно осуществляют управление объектом. Далее информация может передаваться на автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера либо по RS-485, либо по телефонному каналу, либо по GSM каналу в режиме передачи данных. Существуют проекты с передачей SMS сообщений. Возможно бюджетное решение, когда информация передается на удаленный пульт по проводному каналу (до 10 км).

Программное обеспечение верхнего уровня предназначено для контроля и управления технологическими процессами с отображением состояния объектов на мнемосхеме, а так же в виде трендов измеряемых параметров. Данные контроля и управления сохраняются в архиве.

Рассмотрим возможные варианты диспетчеризации.

I. На базе ПК, с подключением к шкафу управления объектом на расстоянии до 1200 метров по проводному каналу RS-485.

Подключение осуществляется через адаптер RS485/RS232 ООО «Контэл» КА-485-2 на СОМ порт ПК или, без адаптера, на 4-х портовую плату ввода-вывода с интерфейсом RS-485 («МОХА» CP-114 IS-DB9-PCI).

Рис. 1.6.1 Вариант 1 диспетчеризации

Программа АРМ Диспетчера, установленная на ЭВМ позволяет вести опрос контроллеров шкафа управления объектом, управлять объектом, архивировать данные опроса аналоговых и дискретных датчиков, подключенных к контроллерам, отображать состояние объекта диспетчеризации на мнемосхеме, и в виде графиков и таблиц. Существует возможность настройки АРМ Диспетчера при подключении дополнительных дискретных или аналоговых датчиков. Пользователь может вносить изменения в мнемосхему: добавлять и удалять объекты, изменять данные о подключении датчиков в соответствии со схемой подключения и номерами входов/выходов контроллеров.

II. На базе контроллера «РС-400» и «РС-365» с архивацией данных, передачей SMS сообщений, подключением 2 верхних уровней. Каналы связи: проводной RS-485, телефонный модем, GSM модем.

На объекте устанавливается шкаф диспетчеризации. Сбором и анализом информации занимаются контроллеры «РС-365». РС-400 является маршрутизатором и ведет архивирование на SD-карту памяти и отображение информации. Число подключаемых AI, DI, DO наращивается и определяется только числом подключенных по RS-485 контроллеров «РС-365» и пропускной способностью канала.

Рис. 1.6.2 Вариант 2 диспетчеризации

ПО верхнего уровня представляет АРМ Диспетчера. Возможно подключение мнемосхемы объекта. Программное обеспечение верхнего уровня разрабатывается для каждого объекта индивидуально согласно техническим требованиям Заказчика.

III. На базе GSM-модема SIEMENS TC-65. В шкаф диспетчеризации устанавливается GSM-модем SIEMENS TC-65.

От шкафа управления объектом заводится линия связи с контроллерами. ПО модема настроено для опроса контроллеров «PC-365» и архивирования полученных данных.

Рис 1.6.3 Вариант 3 диспетчеризации

С диспетчерского пункта программа АРМ Диспетчера связывается по GSM каналу с модемом SIEMENS TC-65 на объекте диспетчеризации, проводит через модем опрос контроллеров шкафа управления объектом и чтение архива. АРМ Диспетчера позволяет опрашивать с заданным периодом несколько (до пяти) объектов диспетчеризации с выводом их состояния на карте и мнемосхеме, и записывать полученные данные в архив. Тренды основных параметров объекта диспетчеризации отображаются на графике. Для подключения большего числа объектов в диспетчерской устанавливаются дополнительные GSM-модемы. В случае аварии на объекте SIEMENS TC-65 самостоятельно дозванивается на диспетчерский пункт, после чего «АРМ Диспетчера» проводит опрос аварийного объекта и сигнализирует диспетчеру об аварии.

IV. На базе пульта «РС-400» как средства отображения информации в диспетчерской.

На объекте устанавливается «РС-400» и первичные контроллеры «РС-365». Каналы связи: телефонный, GSM модем, SMS сообщения.

Рис. 1.6.4 Вариант 4 диспетчеризации

Сбором и анализом информации занимаются контроллеры «РС-365». «РС-400» является только маршрутизатором и ведет архивирование информации. Число подключаемых AI-16, DI-64. Вся информация выдается на диспетчерском пункте на жидкокристаллический индикатор «РС-400». Один «РС-400» в диспетчерской способен принимать информацию с нескольких объектов. На диспетчерском пункте вывод на персональный компьютер не предусмотрен.

V. На базе контроллера «РС-420» на объекте автоматизации с архивацией данных, передачей SMS сообщений.

На данный момент доступен только GSM канал передачи данных. Первичные датчики непосредственно подключаются к РС-420. AI-8; DI-8; DO-8. Контроллер является жестко ориентированным и не может использоваться для управления объектом. Контроллер выполнен в герметичном корпусе, и предназначен только для систем диспетчеризации. Не требует дополнительных шкафов и источников питания.

Рис. 1.6.5 Вариант 5 диспетчеризации

На контроллере имеется 4 строчный жидкокристаллический индикатор. ПО верхнего уровня представляет АРМ Диспетчера на персональном компьютере. Подключение конкретной мнемосхемы объекта только по отдельному заказу. Программа верхнего уровня стандартная. Заказчик самостоятельно может устанавливать и конфигурировать АРМ Диспетчера (без мнемосхем).

VI. Бюджетный вариант На базе удаленного пульта диспетчеризации ШКА-01-ПД3. По проводному каналу до 10 км.



Рис. 1.6.6 Вариант 6 диспетчеризации

Отображение информации на жидкокристаллическом пульте.

Для определения стоимости и разработки технико-коммерческого предложения диспетчеризации от Вас необходима более подробная информация:

тепловая или иная схема объекта;

каналы связи;

требуется ли управление объектом;

весь контроль ведется с одного АРМ Диспетчера или требуется дополнительные АРМ.

Если все же необходим съем информации непосредственно по цифровым каналам (RS-485, RS-232) c контроллеров сторонних производителей ООО «КОНТЭЛ» готово рассмотреть вопрос об интеграции их в нашу систему. На стадии разработки ТЗ необходимы подробные описания протокола обмена и алгоритмов управления объектами, а также образцы оборудования для отладки программного обеспечения.

1.6.1 Диспетчеризация котельной п. Космынино

Для диспетчеризации котельной наилучшим образом подходит 3 вариант: на базе GSM-модема SIEMENS TC-65. В шкаф диспетчеризации устанавливается GSM-модем SIEMENS TC-65 (рис. 1.6.7).

Диспетчеризация котельной п. Космынино решает задачи сбора информации по аварийным сигналам в котельной; передачи информации на диспетчерский пульт; обработки информации диспетчерской программой, устанавливаемой на пульте диспетчера, позволяющей информировать диспетчера об аварийных сигналах с запоминанием времени, вести архив.

Диспетчеризация котельной разделяется на два уровня:

нижний уровень - аварийные сигналы приходят в щит управления (ЩУ) котельной, аварийное событие фиксируется световой сигнализацией на ЩУ;

верхний уровень - аварийные сигналы приходят в пульт диспетчера, где обрабатываются диспетчерской программой.

Сбор информации в котельной.

В щит управления (ЩУ) приходят следующие аварийные сигналы:

Авария горелок

Сработал АВР

Авария оборудования в котельной

Загазованность по метану (1-й порог)

Загазованность по метану (2-й порог)

Загазованность по оксиду углерода (1-й порог)

Загазованность по оксиду углерода (2-й порог)

Отказ сигнализатора газа

Обрыв электропитания неотключаемой части котельной

Клапан газа выключен

Пожар

Температура в сети ГВС ниже нормы

Температура в сети отопления ниже нормы

Давление в системе отопления ниже нормы

Давление холодной воды на входе в котельную ниже нормы

Проникновение в котельную

Авария горелок. Аварийный сигнал приходит со щитов управления горелками (ЩУГ1 и ЩУГ2) в случае аварийного останова горелки, срабатывания защиты котла по давлению (верхнее или нижнее) или температуре (аварийная уставка регулирующего прибора или аварийного термостата), неисправности регулирующего прибора котла (RWF 40). При появлении аварии на соответствующем щите ЩУГ1 и ЩУГ2 загорается лампа аварийной сигнализации.

Сработал АВР. Информационный сигнал приходит со щита ЩАВР в случае отключения одного из вводов электропитания котельной. Все электрооборудование котельной будет запитано схемой АВР от оставшегося рабочего ввода.

Авария оборудования в котельной. Аварийный сигнал приходит со щитов управления насосами (ЩУН-1, ЩУН-2), со щита РЩ при срабатывании защитного автомата насоса. При аварии на соответствующем щите загорается лампа аварийной сигнализации.

Загазованность по метану (1-й порог). Загазованность по метану (2-й порог). Загазованность по оксиду углерода (1-й порог). Загазованность по оксиду углероду (2-й порог). Отказ газоанализатора газа. Аварийные сигналы приходят с газоанализатора.

Обрыв электропитания неотключаемой части котельной. Аварийный сигнал появляется при пропадании питания блока UPS (блок бесперебойного питания) в щите ЩУ.

Клапан газа выключен. Информационный сигнал, появляется при снятии напряжения с катушки клапана газа.

Пожар. Аварийный сигнал, приходит с блока пожарной сигнализации.

Температура в сети ГВС ниже нормы. Сигнал формируется датчиком - реле температуры, при снижении температуры ГВС ниже 50 0С.

Температура отопления ниже нормы. Сигнал формируется датчиком - реле температуры, при снижении температуры отопления ниже 40 0С.

Давление в системе отопления ниже нормы. Сигнал формируется датчиком - реле давления, при снижении давления отопления (обратка) ниже 1.5 кгс/см2.

Давление холодной воды на входе в котельную ниже нормы. Сигнал формируется датчиком - реле давления, при снижении давления холодной воды ниже 0.5 кгс/см2.

Проникновение в котельную. Сигнал, приходит с блока охранной сигнализации.

Передача информации на диспетчерский пульт

Передача информации с котельной на диспетчерский пульт производится по каналам сотовой связи. Коммуникационное оборудование установлено в ЩУ рис.

Список аварийных сигналов:

Авария горелок

Температура в сети ГВС ниже нормы

Сработал АВР

Авария оборудования в котельной

Температура в сети отопления ниже нормы

Загазованность по метану (1-й порог)

Загазованность по метану (2-й порог)

Загазованность по оксиду углерода (1-й порог)

Загазованность по оксиду углерода (2-й порог)

Отказ сигнализатора газа

Обрыв электропитания неотключаемой части котельной

Клапан газа выключен

Пожар

Давление в системе отопления ниже нормы

Давление холодной воды на входе в котельную ниже нормы

Проникновение в котельную



1.7 Конструктивное решение здания котельной

Здание котельной предприятия-изготовителя ЗАО «Этон-Энергетик» имеет каркасную конструкцию из трех секций, одноэтажное. Каркас каждой секции состоит из жесткого основания, стоек, прогонов и ферм, образующих двухскатную кровлю. Основание имеет вид решетки, собранной из стальных швеллеров, покрытой стальным рифленым листом. При сборке здания, основания секций соединяются между собой болтами. Материал стоек, ферм и прогонов - стальные трубы прямоугольного сечения. Стойки жестко установлены на основаниях и служат для крепления к ним прогонов и ферм кровли. Прогоны предназначены для крепления панелей и обеспечивают зазор 20мм между стойками и панелями стен, фермами и панелями кровли. Крепление ферм перекрытия к стойкам рассчитано как шарнирное

Стены выполнены из панелей металлических трехслойных с утеплителем из минераловатной плиты толщиной 100мм. Панели соответствуют требованиям пожарной безопасности. Материалом панелей является прокат тонколистовой холоднокатаный и горячеоцинкованный с полимерным покрытием, что обеспечивает высокую водостойкость и влагостойкость внутренних стен здания.

Панели кровли состоят из стальных балок, собранных в решетку, и покрытых изнутри здания стальным листом толщиной 2мм, сверху -профилированным, тонколистовым, горячеоцинкованным, с полимерным покрытием прокатом С21. Полости панелей кровли заполнены утеплителем типа «URSA» толщиной 80 мм.

Габаритные размеры здания по осям (по стенам):

- в плане, м 9.2x7.5 (9,44x7,74);

- общая высота, м 3.0;

- высота до низа несущей конструкции, м 2,5.

Здание оборудовано двухстворчатой дверью 1550*h2150мм. Размеры двери обеспечивают установку котлов.

Шесть окон 1800мм*h600мм выполняют функцию легкосбрасываемых конструкций (легкосбрасываемость окон обеспечивается особым способом крепления оконных блоков в сэндвич-панелях на специальных самонарезающих винтах). Отношение площади окон к объему помещения составляет 6.48м2/186м3=0,035, что соответствует требованиям СНиП II-35-76 изм.1, п.3.16 [5].

Отдельно стоящая труба диаметром 426мм и высотой 21м, в обрешетке, без растяжек, устанавливается вблизи котельной.

2. Расчет основных экономических показателей эффективности котельной

Автоматизация производственных процессов приводит к увеличению выпуска, снижению себестоимости и улучшению качества продукции, уменьшает численность обслуживающего персонала, повышает надежность и долговечность машин, дает экономию материалов, улучшает условия труда и техники безопасности.

В технико-экономическом разделе дипломного проекта производится сравнение двух котельных: старого образца и новой автоматизированной котельной, а так же определение капитальных вложений и срока окупаемости проекта.

2.1 Расчёт экономии топлива

Удельная норма расхода каменного угля составляет В1= 219 кг у.т./Гкал

Удельная норма расхода природного газа составляет В2=155 кг у.т.
Гкал.

Переведем в рубли, и тем самым подсчитаем экономию котельной на природном газе, воспользовавшись формулой: , где

1000 - переводной коэффициент,

1,18 - коэффициент, учитывающий НДС (18%);

В -затраты на топливо, руб;

- экономия топлива за счет перевода котельной на автоматизированный режим работы;

С - тариф на топливо, руб./тыс. м3,

Переведём условное топливо в натуральное:

= 64/Нт отп = 64/1,143=56 м3/ч

Нт отп - переводной коэффициент из условного топлива в натуральное, равен 1,143.

Котельная работает 5573 часа в год, следовательно, годовая экономия на природном газе по сравнению с каменным углём составит:,

где - коэффициент неравномерности тепловых нагрузок котельной в зависимости от температуры окружающей среды.

2.2 Определение размера капитальных вложений

Капитальные затраты на реконструкцию теплоснабжения от котельной по ул.Чехова и переключение нагрузки с котельной «Космоэлектро» включают в себя:

- строительство новой блочно-модульной котельной;

- строительство новых тепловых сетей на отопление:

При расчете капитальных вложений в строительство новой блочно-модульной котельной и тепловых сетей использовались данные заводов-изготовителей, проектных, монтажных организаций.

Предварительный состав оборудования и капитальные вложения в источники тепла представлены в таблице 2.1.1.

Таблица 2.1.1

Источники тепла

Наимено вание	Состав оборудования	Установленная мощность, МВт	Удельные капвложения, млн. руб/МВт	Капитальные вложения, тыс. руб.
БМК	REX 1300 кВт. REX 1400 кВт.	2.70	2508.25	6 772.28

Ориентировочные капитальные вложения в строительство новых тепловых сетей и других инженерных коммуникаций представлены в таблице 2.1.2.

Таблица 2.1.2

Инженерные сети

Наименование	Протяженность, L. м	Капитальные вложения. тыс. руб.
Тепловые сети от БМК - 1:		8 026.59
- новые на отопление	1975	6 149.47
- новые на ГВС	565	1 877.12
Инженерные сети к БМК-1		1 774.78
- сети холодного водоснабжения	120	480.00
- сети водоотведения	90	360.00
- сети электроснабжения - сети газоснабжения	100 11	150.00 84.78
Плата за технологическое присоединение к сетям к «Костромаэнерго»		700.00

Всего капитальные вложения в реконструкцию системы теплоснабжения от котельной по ул. Чехова 16 488,86 тыс. рублей, включая НДС, представленные в таблице 2.1.3.

Таблица 2.1.3

Суммарные капитальные вложения

Наименование	Капитальные вложения, тыс. руб.
Источник тепла:	6 772.28
Тепловые сети:	8 026.59
Инженерные сети	1 774.78
ИТОГО	16 573.65

Объем капитальных вложений будет уточнен после подготовки проектно-сметной документации.

2.3 Выручка от реализации

При работе котельных на каменном угле и мазуте установленный тариф на тепловую энергию МУП «ЖКХ «Космынино»» Нерехтского района составил 2099 руб/Гкал, себестоимость тепловой энергии - 1817,3 руб/Гкал

Расчет необходимого уровня тарифа производен в соответствии с Федеральным законом от 14 апреля 1995 г. № 41-ФЗ «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» (далее Закон № 41 - ФЗ), Постановлением Правительства РФ от 26 февраля 2004 г. № 109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации» (далее - Постановление № 109), Методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденными Приказом Федеральной службы по тарифам от 6 августа 2004 г. №20-э/2 (далее - Методические указания № 20 э/2).

Покупателями производимой тепловой энергии является население пос. Космынино.

Таблица 2.1.4

Натуральные показатели

Натуральные показатели	Ед. изм.	Сумма
Годовая выработка тепловой энергии	тыс. Гкал	5,1
Расход тепла на собственные нужды и потери в сетях	тыс. Гкал	0,4
Годовой объем реализации тепловой энергии	тыс. Гкал	4,7
Необходимый тариф на тепловую энергию на 2010 г.	руб./Гкал	1 328,0
Выручка от реализации в 2010 г. (без НДС)	тыс. руб.	6 241,9

Себестоимость тепловой энергии составляет:

qc=/Qгод=5 404,2/4,7=1 149,8 руб./Гкал

1.4 Производственные затраты

Данные по затратам новой БМК были рассчитаны на основе нормативных показателей для новых котельных с использованием газовых котлов «REX».

Расход топлива (природный газ) принят в размере 159 кг у.т./Гкал, годовой объем потребления газа - 709,685тыс.м3.

Удельное потребление электроэнергии на производство тепловой энергии - 18,0 кВт*ч/Гкал. Годовое потребление электроэнергии - 91,8 тыс. кВт*ч.

Предполагаемые затраты по котельной пос. Космынино в условиях 2010 года представлены в расчетной калькуляции себестоимости отпущенной тепловой энергии (таблица 2.1.5).

Таблица 2.1.5

Предполагаемые затраты по котельной пос. Космынино

Показатели	Код строк	2010 год
1. Натуральные показатели (тыс. Гкал)
Выработка тепловой энергии	1	5,1
Расход тепловой энергии на собственные нужды	2	0,1
Потери тепловой энергии	3	0,3
Отпущено тепловой энергии всем потребителям	4	4,7
2. Полная себестоимость отпущенной тепловой энергии, тыс. руб.
Расходы на производство тепловой энергии	5	5015,3
в том числе
топливо	6	1047,5
электроэнергия	7	168,9
вода	8	4,4
аренда нового имущественного комплекса	9	3 070,0
ремонт и техническое обслуживание или резерв на оплату всех видов ремонта, в том числе	10	195,6
затраты на оплату труда	11	217,6
отчисления на социальные нужды	12	57,0
цеховые расходы	13	254,3
Прочие прямые расходы - всего	14	219,3
Общехозяйственные расходы	15	169,6
ИТОГО расходов по эксплуатации (ст.5+14+15)	16	5 404,2
ВСЕГО расходов по полной себестоимости (ст.1200+1300)	17	5 404,2
Себестоимость 1 Гкал отпущенной тепловой энергии	18	1 149,8
ВСЕГО ДОХОДОВ	19	6 241,9
справочно валовая прибыль		837,7
Экономически обоснованный тариф	20	1 328,0

Топливо

Расходы на топливо (природный газ) в 2010 г. составят 1 047,5 тыс. руб.

Расходы на топливо рассчитаны исходя из установленной с 01.01.2010 г. цены на газ - 1 476 руб./тыс. м3.

Электроэнергия на технологические нужды

Расходы на электроэнергию для технологических нужд в 2010 г. составят 168,9 тыс. руб.

Вода на технологические нужды

Расходы на подпитку, собственные нужды в 2010 г. составят 4,4 тыс. руб.

Для расчета расходов на воду на технологические нужды применены действующие тарифы МУП ЖКХ пос. Космынино с 01.01.10 г.

Прочие прямые расходы

Арендная плата за землю под зданием котельной и тепловыми сетями составит в 2010 г. 97,8 тыс. руб.

Отчисления РКЦ составляют 121,5 тыс. руб.

Арендная плата нового имущественного комплекса

Сумма арендной платы в 2010 г. составит 3 070,0 тыс. руб.

Общехозяйственные расходы

Общехозяйственные расходы в 2010 г. составят 169,6 тыс. руб.

Срок окупаемости проекта:

Т=К/П

К - капитальные вложения в проект;

П - годовая прибыль от проекта.

Т=16 573,65/6 241,9=2,7?3года

Таким образом, срок окупаемости вложенных средств на модернизацию котельной составит приблизительно 3 года.

Полученные результаты указывают не только на техническую, но и экономическую целесообразность реализации данного проекта.

3. Безопасность жизнедеятельности

3.1 Подготовка котельной к работе

Проверить готовность котлов и оборудования к пуску.

Первичный пуск производится по наряду-допуску.

Проверить исправность арматуры. Вся арматура с ручным обслуживанием на котлах должна быть закрыта.

Проверить отсутствие заглушек на входном и выходном патрубках котлов. Проверить состояние взрывных клапанов на газоходах.

Проверить исправность и срок годности всех КИП, наличие и целостность пломб на них.

Проверить плотность присоединения газоходов к котлам и дымовой трубе.

Проверить наличие масла в гильзах термометров сопротивления.

Промывку и заполнение контура котлов химобработанной водой, а также удаление воздуха из контура производить в следующей последовательности:

а) открыть воздушники на подающем и обратных коллекторах внутреннего контура;

б) открыть воздушники на котлах, при этом дренажные трубопроводы должны быть закрыты;

в) подать воду к установке ХВО;

г) заполнить внутренний контур химочищенной водой;

д) открыть по очереди дренажные заслонки котлов до появления чистой воды, пополняя при этом систему химочищенной водой;

е) заполнить химочищенной водой внутренний контур;

ж) после появления воды из воздушников коллекторов закрыть их;

Заполнить систему отопления (наружный контур) водой. При первичном заполнении системы необходимо перекрыть сетевые теплообменники и насосы. Заполнение производить по байпасным линиям. Промыть систему. Закрыть байпасы. Заполнить теплообменники и насосы, удаляя из них воздух.

Заполнить систему ГВС, предварительно промыв ее и удалив воздух. Подать воду к насосам ГВС, удалить из них воздух.

Продуть импульсные трубки манометров на трубопроводах, открыв и закрыв трехходовые краны.

Проверить исправность управляемого электронным блоком технологического оборудования с помощью имеющихся приборов управления или имитацией действия через входные контакты блока, согласно методике по проверке автоматики безопасности.

Выполнить операции по подготовке к работе котлов, горелок и другого оборудования, предусмотренные их эксплуатационной документацией.

Перед началом пуско-наладочных работ необходимо тщательно проверить:

правильность монтажа в соответствии с технической документацией;

правильность установки и настройки датчиков;

правильность направления вращения роторов двигателей насосов и, при необходимости, поменять фазировку (водяные полости насосов предварительно должны быть заполнены водой).

3.2 Порядок работы

Включение автоматов щита вводного распределительного.

Перед включением автоматов щита вводного распределительного проверить положение выключателей всех щитов автоматики котельной. Выключатели должны быть в положении «Отключен».

Включить вводный автомат щита вводного распределительного. Последовательно включить все силовые автоматы на каждый упомянутый щит (распечатка указателей соответствующих автоматов находится на внутренней стенке силового щита).

Перед включением автоматов щита управления котельной проверить положение переключателей всех исполнительных механизмов и насосов котельной, находящихся на лицевой панели шита. Переключатели должны быть в положении «Отключен».

Проверить уставки датчиков давления системы цепи подпитки и аварийной защиты по падению давления в соответствии с установленными при наладке параметрами давления в тепловой сети на щите управления котельной (согласно карты уставок).

До включения ШКА все задвижки и краны должны находиться в рабочем положении. Перевести все переключатели на щите в положение согласно руководства на ШКА-01-С-О-К.

Пуск оборудования котельной в автоматическом режиме будет возможен только после нажатия кнопки «Пуск» на ШКА.

3.3 Пуск в работу линии подпитки

Открыть задвижку на вводе сырой воды в котельную.

Заполнить водой механический фильтр.

Открыть задвижки на входе и выходе из ХВП, включить в работу исполнительные устройства согласно руководству по эксплуатации ШКА-01-С-О-К.

Заполнить бак химочищенной воды.

Открыть задвижки на всасывающем и нагнетательном патрубках насосов подпитки внутреннего и наружного контуров, удалить из насосов воздух.

Пустить в работу насосы подпитки внутреннего в режиме автоматического управления котельной необходимо, чтобы хотя бы один из переключателей выбора режима работы насосов подпитки был установлен в положение «АВТ». Если ни один из переключателей не установлен в положение «АВТ», то выдается на ПУ3 сообщение об отказе насосов «НП Котл. не Авт». Если во время работы произошел отказ в работе основного насоса, то автоматически включится резервный насос, при этом на ПУ формируется предупреждающее сообщение «Резервн.НП Котл» и наружного, в режиме автоматического управления котельной необходимо, чтобы хотя бы один из переключателей выбора режима работы насосов подпитки был установлен в положение «АВТ». Если ни один из переключателей не установлен в положение «АВТ», то выдается на ПУ сообщение об отказе насосов «НП Сети. не Авт». Если во время работы произошел отказ в работе основного насоса, то автоматически включится резервный насос, при этом на ПУ формируется предупреждающее сообщение «Резервн.НП Сети».

3.4 Включение насосов

Сетевые насосы. Перед пуском сетевых насосов и во время их работы контролируется автоматический режим работы насосов. Происходит запуск насоса с наименьшим порядковым номером. Далее в зависимости от значения уставки «Кол-во насосов», запускается необходимое количество насосов. Запуск производится последовательно с интервалом времени «Вр.зап.нас.»

В режиме автоматического управления котельной необходимо, чтобы количество переключателей выбора режима работы насосов, установленных в положение «АВТ», было не меньше значения уставки «Кол-во насосов». Если количество переключателей выбора режима работы насосов, установленных в положение «АВТ», больше уставки «Кол-во насосов», то часть насосов будет резервными. В случае аварии одного из работающих насосов на ПУ выдается соответствующее сообщение «Авария насоса 1», «Авария насоса 2», «Авария насоса 3», произойдет переключение на резервный насос с меньшим порядковым номером. Если нет резервных насосов, то чередуются сообщения «Недост.сет.нас.» и «Авария насоса 1»…«Авария насоса 3».

Если все переключатели не установлены в положение «АВТ», то выдается на ПУ сообщение об отказе сетевых насосов «Сет. нас. не. авт.».

Запуск каждого из сетевых насосов производится последовательно в порядке возрастания порядковых номеров насосов (с 1-го по 3-й) с интервалом времени «Вр.зап.нас.». Для переключения на другой насос необходимо:

1) переключатели выбора режима работы резервных насосов с порядковыми номерами ниже номера требуемого включаемого насоса вывести из автоматического режима;

2) переключатель требуемого насоса установить в положение «АВТ»;

3) после запуска требуемого насоса установить в положение «АВТ» необходимое (или большее уставки ««Кол-во насосов») количество переключателей.

Пример: Работают насосы 2 и 5. Необходимо включить насос 4, отключить насос 5. Переключатели насосов 1 (резерв), 2, 3 (резерв), 5 в положении «АВТ». Уставка ««Кол-во насосов»=2.

а) переключатели насосов 1, 3 вывести из положения «АВТ»;

б) переключатель насоса 4 установить в положение «АВТ»;

в) переключатель насоса 5 вывести из положения «АВТ»;

Работоспособность насосов контролируется срабатыванием пускателя контакта или реле, подключенного к обмотке соответствующего двигателя. Если во время работы насосов окажутся отключенными все насосы, то формируется сообщение «Авария сет. нас.» .

Насосы ГВС. Перед пуском насосов ГВС и во время их работы контролируется автоматический режим работы насосов в режиме автоматического управления котельной необходимо, чтобы хотя бы один из переключателей выбора режима работы насосов подпитки был установлен в положение «АВТ». Если ни один из переключателей не установлен в положение «АВТ», то выдается на ПУ сообщение об отказе насосов «насосы ГВС. не Авт.». Если во время работы произошел отказ в работе основного насоса, то автоматически включится резервный насос, при этом на ПУ формируется предупреждающее сообщение «Резервн. насосы ГВС.».

3.5 Подача газа

Для подачи газа в котельную необходимо открыть электромагнитный клапан на вводе газа в котельную. Включение клапана-отсекателя возможно произвести вручную посредством перевода тумблера «Клапан-отсекатель» на пульте контроллера «Контел» в положение «Автомат». При отсутствии аварий «Пожар», «Обрыв фаз», «Загазованность СО порог 2», «Загазованность СН» отсекатель взведется. Срабатывает световая индикация над кнопкой.

Медленно открыть газовый кран после клапана-отсекателя.

При необходимости взвести ПЗК регулятора давления газа в ГРУ.

После последовательного открывания газовой арматуры котельной, подать газ до задвижки на опуске запускаемого в работу котла.

Произвести запуск котла в соответствии с Руководствами по эксплуатации котла и Правилами безопасности Ростехнадзора.

Произвести запуск остальных котлов по аналогичной схеме.

Останов котельной производится в обратном порядке.

Останов котлов производится в соответствии с руководством по их эксплуатации.

Отключение котловых насосов производить после снижения температуры воды на выходе из котла ниже 700С.

3.6 Розжиг горелки

Перевести тумблеры шкафов котловой автоматики (ШКА-В-Г-А) горелок и котловых насосов в положение «Внешний».

Контроллер РС-365D производит измерение и индикацию значений аналоговых датчиков и в безаварийной ситуации начинает запуск каскада котлов:

- определяется основной котел в каскаде котлов и подается сигнал «Пуск» на этот котел;

- включается котловой циркуляционный насос;

- осуществляется розжиг котла до поступления из шкафа котла на входы контроллера РС-365D сигнала о работе котла. Максимальное время розжига котла ограничивается уставкой «Вент котла». При поступлении сигнала о работе котла на ПУ появляется сообщение «Котлы в раб.».

Если по истечении времени, заданного уставкой «Вент котла», не пришел сигнал о работе котла, этот котел выводится из работы каскада: снимается сигнал «Пуск» котла, отключается котловой циркуляционный насос и запускается следующий в каскаде котел;

- после розжига котла - поступление сигнала о работе котла - начинается прогрев котла в течение времени, заданного уставкой «Прогр. котла», на горелку подается сигнал «Горение меньше». По окончании цикла прогрева котла в зависимости от нагрузки каскада включается «Горение больше» или, в случае необходимости, включается следующий в каскаде котел.

Проверить работу контура в реальных условиях. В случае необходимости поменять уставки.

3.7 Аварийные ситуации

При возникновении аварийной ситуации включается индикация, соответствующая виду аварии и звуковая сигнализация.

Перечень возможных аварийных ситуаций, приведен в таблице 3.1.1.

Таблица 3.1.1

Возможные аварийные ситуации

№ п.п.	Обозначение аварии	Пояснения
1	Авр. пожар!!!	В котельной зафиксирован пожар
2	Авр. нет фазы	Возник обрыв одной или нескольких фаз силового кабеля
3	Авр. СН	Зафиксировано высокое содержание метана в воздухе котельной
4	Авр. СО-II порог	Содержание СО в воздухе достигло второго порогового уровня
5	Авар.Газоанализ.	Неисправность датчиков газоанализатора
6	Авр.Ргаза min	Давление газа на входе в котельную ниже нормы
7	Авр.Ргаза max	Давление газа на входе в котельную выше нормы
8	ОХРАНА! ВЗЛОМ!!!	Проникновение в котельную постороннего лица
9	Счетчик засорен	Перепад на счётчике газа превышает заданное уставкой значение
10	Р водопр. Min	Низкое давление воды в водопроводе
11	Авария котлов	Сигнал аварии котлов от контроллера РС2
12	Авария ГВС	Сигнал аварии системы ГВС от контроллера РС4
13	Авр.нас.подпитки	Авария насосов подпитки
14	Авр.сет.насосов	Авария сетевых насосов
15	Авр.котл.насосов	Авария котловых насосов
16	Авар.нас.подпитки	Авария насосов внешнего подпитки внешнего контура
17	Авр.внеш.нас.ГВС	Авария насоса ГВС
18	Р обр.сет. max	Давление обратной воды сетевого контура высокое
19	Р под. сети max	Давление прямой воды сетевого контура высокое
20	Р обр.котл. max	Давление обратной воды котлового контура высокое
21	P котловое max	Давление прямой воды котлового контура высокое
22	Р обр.сет. min	Давление обратной воды сетевого контура низкое
23	Р под. сети min	Давление прямой воды сетевого контура низкое
24	Р обр.котл. min	Давление обратной воды котлового контура низкое
25	Воды в баке min	Уровень воды в баке низкий
26	Воды в баке max	Уровень воды в баке подпитки высокий
27	Т обратки низкая	Температура обратной воды теплосети низкая

После возникновения аварий 1, 2, 3, и 4 закрывается клапан-отсекатель газа. Дальнейший розжиг горелки возможен после ликвидации аварии.

При срабатывании «Авария котла № …» (на контроллере РС) необходимо посмотреть на котловом щите, какая из следующих аварий сработала:

Таблица 3.1.2

Перечень возможных аварий на котловом щите

№ п.п.	Обозначение аварии	Пояснения
1	Р после котл.низ	Давление прямой воды из котла низкое
2	Р после котл.выс	Давление прямой воды из котла высокое
3	Р до котла низко	Давление обратной воды котла низкое
4	Р до котла высок	Давление обратной воды котла высокое
5	Т дымов высока	Температура дымовых газов на выходе котла высокая
6	P газа низкое	Давление газа перед котлом низкое
7	Р газа высокое	Давление газа перед котлом высокое
8	Р в топке высокое	Давление в топке высокое
9	Авария горелки	Авария горелки - сигнал, поступающий с блока управления горелкой
10	Авр.котл.нас.	Авария котлового насоса

При срабатывании аварии «давление газа min» посмотреть по прибору, показывающему давление газа к котлу на котловом щите, текущее давление, сравнить его с картой настройки автоматики безопасности котла. При «Р газа min» проверить открыт ли отсекатель, взведен ли ПЗК. Если отсекатель включен, ПЗК взведен, а давления газа недостаточно, необходимо вызвать газовую службу для настройки регулятора давления газа. При срабатывании аварии «Р газа max» попробовать разжечь горелку при открытой свече. После розжига свечу закрыть, вызвать газовую службу для настройки регулятора давления газа.

При снижении давления воды после котла необходимо выяснить:

работает ли подпитка;

не сливается ли вода в канализацию (закрыты ли дренажные линии котлов; не сработали ли предохранительно-сбросные клапаны).

При «Перегреве» котел отключится. Для включения котла необходимо сбросить аварию на защитном термостате, расположенном на выходном трубопроводе котла.

При аварии «Давление в топке max» посмотреть не закрыт ли шибер, ответственному за КИПиА проверить уставку «Давление в топке».