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

S_экс = 121000(1+0,5)(1+0,7)(1+0,26) + 8320 + 1600 + 1974,5 + 2575 + 4590 = 56465 руб.(5.27)

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

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

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

К_прог=200000,5(1+0,5)(1+0,7)(1+0,26)(1+0,15) +260,5184=39302 руб. (5.29)

5.5 Затраты на изготовление, внедрение и отладку системы

Затраты на основную заработную плату при изготовлении устройства равны:

L₀ = Т_мЗ_о(1+К_д) (1+К_р)(1+К_сн), (5.30)

где З_о - месячная зарплата изготовителя устройства, р.;

Т_м - трудоемкость изготовления устройства, чел мес.

L₀=1 20000(1+0,5) (1+,0,7) (1+0,26)=46620 руб. (5.31)

Учитывая коэффициент транспортных затрат определим транспортные расходы по формуле:

Р_трп =Ц_об К_трп , (5.32)

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

Ц_об - сметная стоимость вводимой системы, руб.;

Для подсчета стоимости оборудования составим таблицу 5.5.

Таблица 5.5 - Смета затрат на материалы и покупные комплектующие изделия

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

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

Стоимость монтажных и работ по формуле (5.32):

Р_м = Цоб К_м , (5.34)

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 5.6 - Результирующая таблица для расчетов по статьям калькуляции

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

Итого:

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

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

С = С_эл + С_рем + С_а , (5.39)

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

C_зп - зарплата обслуживающего персонала с начислениями, р.;

C_рем - затраты на ремонт, р.;

C_а - затраты на амортизацию, р.

Исходные данные для расчета представлены в таблице 5.7.

Таблица 5.7 - Исходные данные для расчета затрат на эксплуатацию

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

Расчет годовых затрат на электроэнергию производим по формуле:

C_эл = N Ц_эл Т_зад К_инт , (5.40)

где N - мощность, потребляемая системой, кВт;

Ц_эл - стоимость одного кВтч электроэнергии, р.;

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

К_инт - коэффициент интенсивного использования мощности оборудования.

Годовые затраты на электроэнергию действующего варианта системы:

C_эл = 0,25 1,2 4380 0,7 = 920 руб. (5.41)

Текущие затраты на ремонт системы находим по формуле:

(5.42)

где К_обор - балансовая стоимость устройства, р.;

К_пр - норма отчислений на ремонт, %.

C_пр = 702380 0,05 = 35119 руб. (5.43)

Затраты на амортизацию оборудования находим по формуле :

C_а = К_обор Н_а , (5.44)

где К_обор - балансовая стоимость системы, р.;

Н_а - норма амортизационных отчислений, % .

С_а = 702380 0,2 = 140476 руб. (5.45)

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

Таблица 5.8 - Исходные данные действующей и проектируемой системы

Обслуживающий персонал	Действующая система	Проектируемая система	Оклад, руб.	Месячный оклад персонала действующей системы, руб.	Месячный оклад персонала проектируемой системы, руб.
Мастер	1	1	12000	12000	12000
Слесарь КИПиА	6	5	10000	60000	50000
Инженер	3	3	13000	39000	39000
Руководитель группы	1	1	14000	14000	14000
Итого	11	10		125000	115000

Сокращение персонала влечёт за собой сокращение расходов на заработную плату:

C_э = 12 25000 (1+0,5) (1+0,7) (1+0,26) = 963900 руб. (5.46)

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

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

Экономия составляет:

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

Показатели эффективности проекта приведены в таблице 5.8

Таблица 5.8 - Показатели эффективности проекта

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

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

Рисунок. 5.1 - Определение срока окупаемости проекта

Рентабельность составляет:

R = (НЧДД + К) 100 / К, (5.49)

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

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

Таблица 5.9 - Данные для построения графика текущей дисконтированной стоимости

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

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

Рисунок. 5.2 - Зависимость ЧДДН от нормы дисконта

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

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

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

- капитальные затраты -20%; +20%;

- экономия эксплуатационных затрат -10%; +20%;

- налоги [-20%; +20%].

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

Таблица 5.10 - Данные для оценки чувствительности проекта к риску

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

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



Рисунок 5.3 - Диаграмма чувствительности проекта

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

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

5.6 Выводы по разделу

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

– экономия эксплуатационных затрат равна 963900 руб. ежегодно;

– период возврата капитальных вложений составит 3,4 года;

– внутренняя норма доходности 25%.

Основные экономические показатели сведены в таблицу 5.11.

Таблица 5.11 - Обобщающие показатели экономической эффективности проекта

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

6. Безопасность и экологичность проекта

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

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

6.1 Безопасность работающих

6.1.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

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

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

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

- видимое излучение и мерцание экрана;

- недостаточная четкость и контрастность изображения на экране;

- постоянная переадаптация глаз при переходах на экраны различной яркости;

- неравномерная и недостаточная освещенность на рабочем месте;

- неблагоприятные условия микроклимата;

- не эргономичная организация рабочего места;

- уровень шума не соответствующий нормам;

- возможность возникновения пожара;

- разница между яркостью рабочей поверхности и окружающими поверхностями.

6.1.2 Организация рабочего места

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

При организации рабочего места необходимо соблюдать следующие условия:

- обеспечение отличной связи между диспетчером и оборудованием;

- необходимость создания свободного пространства;

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

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

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

- создание искусственного освещения;

- создание вытяжной и шумопоглащающей вентиляции;

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

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

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

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

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

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

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

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

Экран монитора должен находится от глаз пользователя (оператора) на оптимальном расстоянии 600-700 (мм), но не ближе 500 мм с учетом размеров алфавитно-цифровых знаков и символов.

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

6.1.3 Микроклимат

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

- влажность воздуха - 60-40 %;

- температура воздуха - 22-24 °С;

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

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

Оптимальные нормы в теплый период года:

- температура воздуха - 23-25 °С;

- влажность воздуха - 60-40 %;

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

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

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

6.1.4 Освещение

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

Естественное освещение осуществляется через окна в наружных стенах здания.

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

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

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

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

Основная формула для расчетов имеет вид:

F	(6.1)

где: - нормируемая освещенность, лк;

- коэффициент запаса;

- освещаемая площадь, ;

- коэффициент неравномерности освещения;

- число ламп в светильнике;

- число светильников;

- коэффициент использования светового потока.

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

Находим индекс помещения:

	(6.2)

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

	(6.3)

Для данных условий .

Коэффициент отражения потолка принимаем 70 %.

Коэффициент отражения стен принимаем 50 %.

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

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

F,	(6.4)

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

- мощность 40 Вт;

- световой поток 3000 лм;

- световая отдача 75 лм/Вт.

6.1.5 Шум в производственных помещениях

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

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

- рациональной планировкой помещения;

- уменьшением шума в источнике;

- уменьшением шума по пути его распространения.

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

6.1.6 Электробезопасность

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

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

При эксплуатации электрооборудования должны соблюдаться меры:

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

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

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

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

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

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

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

6.1.7 Пожаровзрывобезопасность

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

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

Характеристика взрывопожарной опасности котельной установки приведена в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Характеристика взрывопожарной опасности котельной установке

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

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

Профилактические методы борьбы с пожарами:

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

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

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

Эксплуатационные: своевременные профилактические осмотры, ремонты оборудования.

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

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

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

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

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

6.2 Оценка экологичности проекта

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

6.2.1 Выбросы вредных веществ в атмосферу

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

Таблица 6.2 - Суммарные выбросы котельной

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

Расчет выбросов оксидов азота при сжигании природного газа:

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

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

- Удельный выброс оксидов азота при сжигании газа (К_no2, К_no2');

- Фактическая тепловая мощность котла по введенному в топку теплу

(Q_T, Q_T'): [МВт], (6.5)

[г/МДж]; (6.6)

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

= 1+0,002•(t_гв - 30) = 1; (6.7)

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

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

= 0,16•(r•0,5) = 0; (6.8)

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

=0,022•=0; (6.9)

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

Mnox'=Bp'•Qr•Kno2'•••• (1 - )*(1 -)•kп, (6.10)

Mnox' =0,01639•33,5•0,03837•1•1•1• (1-0) • (1-0) = 0,0210694 [г/с],(6.11)

Mno' = 0,13• Mnox' = 0,002739 [г/с], (6.12)

Mno2' = 0,8• Mnox' = 0,0168555 [г/с]. (6.13)

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

- разработка новых технологий работы оборудования;

- применение беспродувочных технологий;

- поддержание запорной арматуры в герметичном состоянии;

- соблюдение технологической дисциплины [20].

6.2.2 Загрязнение водной среды

К числу основных источников загрязнения поверхностных и подземных вод относятся:

- неочищенные или недостаточно очищенные производственные и бытовые сточные воды;

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

- загрязненные дренажные воды;

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

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

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

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

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

6.3 Чрезвычайные ситуации мирного времени

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

- отключение электроэнергии;

- взрыв газовоздушной смеси в помещении котельной;

- пожар в помещении котельной.

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

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

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

- радиус зоны смертельного поражения людей ();

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

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



Рисунок 6.1 - Распределение зон ударной волны при взрыве

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

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

Избыточное давление в зоне детонационной волны = 900 кПа.

Радиус зоны детонационной волны определяется по уравнению:

, (м)	(6.14)

Радиус зоны смертельного поражения людей определяется по формуле:

, (м)	(6.15)

В формулах (6.14) и (6.15):

- количество газа, пара в тоннах;

- радиус зоны детонационной волны;

- радиус смертельного поражения людей.

; .	(6.16) (6.17)

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

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

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

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

котельный контроллер программируемый автоматический

Список использованных источников

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

2 Приборы и средства автоматизации: Каталог. Т.1. Приборы для измерения температуры. - М.: ООО Издательство "Научтехлитиздат", 2004. - 276 с.

3 Приборы и средства автоматизации. Каталог. Т.2. Приборы для измерения давления, перепада давления и разряжения. - М.: ООО Издательство "Научтехлитиздат", 2004. - 168с.

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

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

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

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

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

9 Онищенко Н. П. Эксплуатация котельных установок. - М.: "Агропромиздат", 1987. - 352с.

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

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

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

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

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

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

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

17 Борщов Д. Я. Эксплуатация отопительной котельной на газообразном топливе. - М.: "Стройиздат", 1988. - 240с.

18 Бессонов А.А., Мороз А.В. Надежность системы автоматического регулирования. - Л: "Энергоатом", 1984. - 216 с.

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

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

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

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

23 www.cta.ru.

Приложение А

Схема автоматизации котельной

Рисунок А.1 - Схема автоматизации (подготовка воды)



Рисунок А.2 - Схема автоматизации (котлы)

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Таблица КИПиА

Таблица Б.1 - Таблица КИПиА

№

Наименование параметра (единица измерения)

Обозначение на схеме

Единицы измерения

Тип сигнала

Пределы измерения датчика (исполнит, мех.)

Пределы изменения параметра

Название измерит, устройства (исполнит, мех.)

Диапазон вх/вых сигнала

DI

DO

AI

AO

1

Давление воды перед насосом №1 (БН-1)

PIS

МПа

+

24В

0-0,05

ДМ-2005 Сг-1Ех

0-2,5

2

Температура подшипников насоса №1 (БН-1)

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСП М-246 (PtlOO)

-50-120

3

Температура подшипников двигателя №1 (БН-1)

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСП М-246 (PtlOO)

-50-120

4

Давление воды после насоса №1 (БН-1)

PIS

МПа

+

24В

0-0,5

ДМ-2005 Сг-1Ех

0-2,5

5

Насос №1 включен (БН-1)

HS NS

+

24В

5

Включение насоса №1 (БН-1)

HS NS

+

24В

5

Выключение насоса №1 (БН-1)

HS NS

+

24В

6

Давление воды перед насосом №2 (БН-1)

PIS

МПа

+

24В

0-0,05

ДМ-2005 Сг-1Ех

0-2,5

8

Температура подшипников двигателя №2 (БН-1)

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСП М-246 (PtlOO)

-50-120

9

Давление воды после насоса №2 (БН-1)

PIS

МПа

+

24В

0-0,5

ДМ-2005 Сг-1Ех

0-2,5

10

Насос №2 включен (БН-1)

HS NS

+

24В

10

Включение насоса №2 (БН-1)

HS NS

+

24В

10

Выключение насоса №2 (БН-1)

HS NS

+

24В

11

Регулирование давления пара в деаэраторе

РТ

МПа

+

4-20 мА

0,12

Метран- 100-ДИ

0-1

12

Клапан, регулирующий №1 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

12

Клапан, регулирующий №1 (открыть)

HS NS

%

+

24В

МЭО

12

Клапан, регулирующий №1 (закрыть)

HS NS

%

+

24В

МЭО

13

Уровень воды в деаэраторе

LT

+

4-20 мА

170

Метран-100-ДД

14

Клапан, регулирующий №2 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

14

Клапан, регулирующий №2 (открыть)

HS NS

+

24В

МЭО

14

Клапан, регулирующий №2 (закрыть)

HS NS

+

24В

МЭО

15

Сигнализация уровня воды в деаэраторе (верхний уровень)

LE

см

+

24В

250

УЗС 207

8-300

15

Сигнализация уровня воды в деаэраторе (нижний уровень)

LE

см

+

24В

50

УЗС 207

8-300

16

Давление воды на выходе деаэратора

РТ

МПа

+

4-20 мА

0,1-0,15

Метран- 100-ДИ

0-1

17

Температура воды на выходе деаэратора

ТТ

°С

+

4-20 мА

0-100

ТСПУ Метран- 276

0-100

18

Расход воды на входе деаэратора

FE FT

м3/ч

+

4-20 мА

2-7

ЭрисВТ-50

0,8-30

19

Температура дымовых газов после ТО-2

ТТ

°С

+

4-20 мА

0-120

ТСП М-206

-50-200

20

Регулирование температуры воды после ТО-2

ТТ

°С

+

4-20 мА

75

ТСПУ Метран-276

0-100

21

Регулирование температуры воды перед ТО-2

ТТ

°С

+

4-20 мА

50

ТСПУ Метран-276

0-100

22

Клапан, регулирующий №3 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

22

Клапан, регулирующий №3 (открыть)

HS NS

+

24В

МЭО

22

Клапан, регулирующий №3 (закрыть)

HS NS

+

24В

МЭО

23

Давление воды перед ТО-2

РТ

МПа

+

4-20 мА

0-0,6

Метран- 100-ДИ

0-1

24

Давление воды после ТО-2

РТ

МПа

+

4-20 мА

0-0,65

Метран- 100-ДИ

0-1

25

Температура дымовых газов перед ТО-2

ТТ

°С

+

4-20 мА

0-150

ТСП М-206

-50-200

26

Температура дымовых газов после ТО-1

ТТ

°С

+

4-20 мА

0-120

ТСП М-206

-50-200

27

Регулирование температуры воды после ТО-1

ТТ

°С

+

4-20 мА

45

ТСПУ Метран-276

0-100

28

Регулирование температуры воды перед ТО-1

ТТ

°С

+

4-20 мА

15

ТСПУ Метран-276

0-100

29

Клапан, регулирующий №4 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

29

Клапан, регулирующий №4 (открыть)

HS NS

+

24В

МЭО

29

Клапан, регулирующий №4 (закрыть)

HS NS

+

24В

МЭО

30

Давление воды после ТО-1

РТ

МПа

+

4-20 мА

0-0,6

Метран- 100-ДИ

0-1

31

Давление воды перед ТО-1

РТ

МПа

+

4-20 мА

0-0,5

Метран- 100-ДИ

0-1

32

Температура дымовых газов перед ТО-1

ТТ

°С

+

4-20 мА

0-150

ТСП М-206

-50-200

33

Давление воды перед насосом №1 (БН-2)

PIS

МПа

+

24В

0-0,15

ДМ-2005 Сг-1Ех

0-2,5

34

Температура подшипников насоса №1 (БН-2)

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСП М-246 (PtlOO)

-50-120

35

Температура подшипников двигателя №1 (БН-2)

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСП М-246 (PtlOO)

-50-120

36

Давление воды после насоса №1 (БН-2)

PIS

МПа

+

24В

0-1,65

ДМ-2005 Сг-1Ех

0-2,5

37

Насос №1 включен (БН-2)

HS NS

+

24В

37

Включение насоса №1 (БН-2)

HS NS

+

24В

37

Выключение насоса №1 (БН-2)

HS NS

+

24В

38

Давление воды перед насосом №2 (БН-2)

PIS

МПа

+

24В

0-0,15

ДМ-2005 Сг-1Ех

0-2,5

39

Температура подшипников насоса №2 (БН-2)

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСП М-246 (PtlOO)

-50-120

40

Температура подшипников двигателя №2 (БН-2)

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСП М-246 (PtlOO)

-50-120

41

Давление воды после насоса №2 (БН-2)

PIS

МПа

+

24В

0-1,65

ДМ-2005 Сг-1Ех

0-2,5

42

Насос №2 включен (БН-2)

HS NS

+

24В

42

Включение насоса №2 (БН-2)

HS NS

+

24В

42

Выключение насоса №2 (БН-2)

HS NS

+

24В

43

Давление воды перед насосом №3 (БН-2)

PIS

МПа

+

24В

0-0,15

ДМ-2005 Сг-1Ех

0-2,5

44

Температура подшипников насоса №3 (БН-2)

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСП М-246 (PtlOO)

-50-120

45

Температура подшипников двигателя №3 (БН-2)

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСП М-246 (PtlOO)

-50-120

46

Давление воды после насоса №3 (БН-2)

PIS

МПа

+

24В

0-1,65

ДМ-2005 Сг-1Ех

0-2,5

47

Насос №3 включен (БН-2)

HS NS

+

24В

47

Включение насоса №3 (БН-2)

HS NS

+

24В

47

Выключение насоса №3 (БН-2)

HS NS

+

24В

48

Расход топливного газа в узле учета газа

FE FT

м3/ч

+

4-20 мА

2366

СВГ. М-2500

62,5-2500

49

Давление топливного газа в узле учета газа

PT

МПа

+

4-20 мА

0,02

Метран- 100-ДИ

0-1

50

Температура топливного газа в узле учета газа

ТТ

°С

+

4-20 мА

30-50

ТСП М-206

-50-200

51

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

ТТ

°С

+

4-20 мА

30-50

ТСП М-206

-50-200

52

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

FE FT

м3/ч

+

4-20 мА

1183

СВГ. М-1600

40-1600

53

Температура подшипников вентилятора

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСМ М-243 (100М)

-50-120

54

Дутьевой вентилятор включен

HS NS

+

24В

54

Включение дутьевого вентилятора

HS NS

+

24В

55

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

РТ

МПа

+

4-20 мА

1,4

Метран- 100-ДИ

0-1,5

56

Клапан, регулирующий №5 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

56

Клапан, регулирующий №5 (открыть)

HS NS

+

24В

МЭО

56

Клапан, регулирующий №5 (закрыть)

HS NS

+

24В

МЭО

57

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

PT

МПа

+

4-20 мА

0,02

Метран- 100-ДИ

0-1

58

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

РТ

МПа

+

4-20 мА

0,01

Метран- 100-ДИ

0-1

59

Клапан, регулирующий №6 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

59

Клапан, регулирующий №6 (открыть)

HS NS

+

24В

МЭО

59

Клапан, регулирующий №6 (закрыть)

HS NS

+

24В

МЭО

60

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

FE FT

м3/ч

+

4-20 мА

62,5-2250

СВП-2500

0-2500

61

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

BE

+

24В

ФД - 1

62

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

PТ

МПа

+

4-20 мА

0-0,15

АДР 0.25.2

0-0,25

63

Клапан, регулирующий №8 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

63

Клапан, регулирующий №8 (открыть)

HS NS

+

24В

МЭО

63

Клапан, регулирующий №8 (закрыть)

HS NS

+

24В

МЭО

64

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

FE FT

м3/ч

+

4-20 мА

2-7

ЭрисВТ-50

0,8-30

65

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

LT

см

+

4-20 мА

90

Метран-100-ДД

66

Клапан, регулирующий №7 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

66

Клапан, регулирующий №7 (открыть)

HS NS

+

24В

МЭО

67

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

LE

см

+

24В

100

УЗС 207

8-300

67

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

LE

см

+

24В

50

УЗС 207

8-300

68

Температура питательной воды после экономайзера

TT

°С

+

4-20 мА

0-130

ТСПУ Метран- 276

0-150

69

Температура питательной воды перед экономайзером

TT

°С

+

4-20 мА

0-100

ТСПУ Метран- 276

0-150

70

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

РТ

МПа

+

4-20 мА

0-0,7

Метран- 100-ДИ

0-1

71

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

ТТ

°С

+

4-20 мА

0-180

ТСПУ Метран- 276

0-200

72

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

ТТ

°С

+

4-20 мА

30-50

ТСП М-206

-50-200

73

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

FE FT

м3/ч

+

4-20 мА

1183

СВГ. М-1600

40-1600

74

Температура подшипников вентилятора

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСМ М-243 (100М)

-50-120

75

Дутьевой вентилятор включен

HS NS

+

24В

75

Включение дутьевого вентилятора

HS NS

+

24В

75

Выключение дутьевого вентилятора

HS NS

+

24В

76

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

РТ

МПа

+

4-20 мА

1,4

Метран- 100-ДИ

0-1,5

77

Клапан, регулирующий №9 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

77

Клапан, регулирующий №9 (открыть)

HS NS

+

24В

МЭО

77

Клапан, регулирующий №9 (закрыть)

HS NS

+

24В

МЭО

78

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

PT

МПа

+

4-20 мА

0,02

Метран- 100-ДИ

0-1

79

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

РТ

кПа

+

4-20 мА

0,01

Метран- 100-ДИ

0-1

80

Клапан, регулирующий №10 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

80

Клапан, регулирующий №10 (открыть)

HS NS

+

24В

МЭО

80

Клапан, регулирующий №10 (закрыть)

HS NS

+

24В

МЭО

81

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

FE FT

м3/ч

+

4-20 мА

62,5-2250

СВП-2500

0-2500

82

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

BE

+

24В

ФД - 1

83

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

PТ

МПа

+

4-20 мА

0-0,15

АДР 0.25.2

0-0,25

84

Клапан, регулирующий №12 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

84

Клапан, регулирующий №12 (открыть)

HS NS

+

24В

МЭО

84

Клапан, регулирующий №12 (закрыть)

HS NS

+

24В

МЭО

85

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

FE FT

м3/ч

+

4-20 мА

2-7

ЭрисВТ-50

0,8-30

86

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

LT

+

4-20 мА

90

Метран-100-ДД

87

Клапан, регулирующий №11 (%-открытия)

HS NS

%

+

4-20 мА

0-100

МЭО

0-100

87

Клапан, регулирующий №11 (открыть)

HS NS

+

24В

МЭО

87

Клапан, регулирующий №11 (закрыть)

HS NS

+

24В

МЭО

88

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

LE

см

+

24В

100

УЗС 207

8-300

88

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

LE

см

+

24В

50

УЗС 207

8-300

89

Температура питательной воды после экономайзера

TT

°С

+

4-20 мА

0-130

ТСПУ Метран- 276

0-150

90

Температура питательной воды перед экономайзером

TT

°С

+

4-20 мА

0-90

ТСПУ Метран- 276

0-100

91

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

РТ

МПа

+

4-20 мА

0-0,7

Метран- 100-ДИ

0-1

92

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

ТТ

°С

+

4-20 мА

0-180

ТСПУ Метран- 276

0-200

93

Температура подшипников вентилятора

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСМ М-243 (100М)

-50-120

94

Температура подшипников вентилятора

ТЕ

°С

+

4-20 мА

0-70

ТСМ М-243 (100М)

-50-120

95

Вытяжной вентилятор включен

HS NS

+

24В

95

Включение вытяжного вентилятора

HS NS

+

24В

95

Выключение вытяжного вентилятора

HS NS

+

24В

96

Вытяжной вентилятор включен

HS NS

+

24В

96

Включение вытяжного вентилятора

HS NS

+

24В

96

Выключение вытяжного вентилятора

HS NS

+

24В

97

Контроль загазованности помещения (нижний придел)

QE

%

+

4-20 мА

5

СТМ-30

0-100

97

Контроль загазованности помещения (верхний придел)

QE

%

+

4-20 мА

50

СТМ-30

0-100

98

Контроль загазованности помещения (нижний придел)

QE

%

+

4-20 мА

5

СТМ-30

0-100

98

Контроль загазованности помещения (верхний придел)

QE

%

+

4-20 мА

50

СТМ-30

0-100

99

Вытяжной вентилятор включен

HS NS

+

24В

99

Включение вытяжного вентилятора

HS NS

+

24В

99

Выключение вытяжного вентилятора

HS NS

+

24В

100

Вытяжной вентилятор включен

HS NS

+

24В

100

Включение вытяжного вентилятора

HS NS

+

24В

100

Выключение вытяжного вентилятора

HS NS

+

24В

Сумма

29

46

76

ПРИЛОЖЕНИЕ В

Таблица RTU

Таблицы В.1 - Таблица RTU

№ шасси	№ слота	№ контакта	Адрес ввода/вывода	Наименование параметра (единица измерения)	Тип сигнала	Пределы измерения Датчика (исполнит, мех.)	Диапазон вх/вых сигнала
					DI	DO	AI	AO
	0	Процессорный модуль 1747-L543
	1 1746-NI16I	0	I: 1.0	Температура подшипников насоса №1 (БН-1) (°С)			+		4-20 мА	-50-120
		1	I: 1.1	Температура подшипников двигателя №1 (БН-1) (°С)			+		4-20 мА	-50-120
		2	I: 1.2	Температура подшипников насоса №2 (БН-1) (°С)			+		4-20 мА	-50-120
		3	I: 1.3	Температура подшипников двигателя №2 (БН-1) (°С)

Подобные документы

• Модернизация автоматизированной системы регулирования расхода воды и воздуха на спрейерное охлаждение отходящих газов шахтной печи №1 ЭСПЦ ЧерМК ПАО "Северсталь"

  Функциональная и структурная схемы автоматизированной системы. Выбор датчика температуры, преобразователя расхода, исполнительного механизма, программируемого логического контроллера. Расчёт конфигурации устройства управления. Тестирование системы.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 19.01.2017
  

• Проектирование системы автоматизированного управления технологическими процессами котельной "Заводская" в г. Покровск Республики Саха (Якутия)

  Расчет тепловой нагрузки и выбор технологического оборудования котельной. Тепловой расчет котла ПК-39-II M (1050 т/ч) при сжигании смеси углей. Расчет тяги и дутья. Обоснование и выбор аппаратуры учета, контроля, регулирования и диспетчеризации котельной.
  
  дипломная работа [1011,5 K], добавлен 13.10.2017
  

• Разработка системы управления РТК горячей штамповки

  Разработка схемы планировки роботизированного технологического комплекса (РТК) горячей штамповки и ее элементов, техническое обеспечение системы управления, схема подключения программируемого логического контроллера (ПЛК), алгоритм и программа управления.
  
  курсовая работа [4,7 M], добавлен 13.11.2009
  

• Модернизация системы управления сушильной частью БДМ №1 ОАО "ПЗБФ" с разработкой системы управления влажностью бумажного полота

  Исследование принципов работы системы управления влажностью бумажного полота сушильной части БДМ №1; построение функциональной схемы на базе логического программируемого контроллера. Разработка математической модели системы, анализ ее устойчивости.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 27.12.2014
  

• Разработка системы автоматического регулирования давления рецикла водорода в буферной ёмкости Е-4 установки по производству водорода

  Описание установки как объекта автоматизации, варианты совершенствования технологического процесса. Расчет и выбор элементов комплекса технических средств. Расчет системы автоматического управления. Разработка прикладного программного обеспечения.
  
  дипломная работа [4,2 M], добавлен 24.11.2014
  

• Проектирование автоматизированной системы управления установкой предварительного сброса воды Самотлорского месторождения

  Назначение и технологическая схема установки предварительного сброса воды (УПСВ). Функции и структура автоматизированной системы управления УПСВ, разработка ее уровней и выбор оборудования. Расчет надежности и технико-экономической эффективности системы.
  
  дипломная работа [2,1 M], добавлен 29.09.2013
  

• Система автоматического регулирования теплового режима парового котла

  Элементы рабочего процесса, осуществляемого в котельной установке. Схема конструкции парового котла. Описание схемы автоматизации объекта, монтажа и наладки системы автоматического регулирования. Расчет чувствительности системы управления подачей пара.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 03.09.2013
  

• Автоматизация системы управления технологическим процессом цеха подготовки и перекачки нефти Алехинского месторождения

  Технологический процесс цеха подготовки и перекачки нефти, структура и функции системы автоматического управления процессом. Назначение и выбор микропроцессорного контроллера. Расчет системы автоматического регулирования уровня нефти в сепараторе.
  
  курсовая работа [1,7 M], добавлен 05.12.2012
  

• Модернизация системы управления работы подпиточного насоса котельной

  Средства автоматики управления котельных и системы водоподготовки. Модернизация системы подпиточных насосов котельной. Принцип действия частотного преобразователя TOSVERT VF-S11 на насосных станциях. Программирование с помощью LOGO! SoftComfort.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 19.06.2012
  

• Анализ систем автоматического регулирования давления пара в барабане котла

  Характеристика объекта управления (барабана котла), устройства и работы системы автоматического регулирования, ее функциональной схемы. Анализ устойчивости системы по критериям Гурвица и Найквиста. Оценка качества управления по переходным функциям.
  
  курсовая работа [755,4 K], добавлен 13.09.2010
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам