Разработка системы сбора первичной информации о расходе и параметрах энергоресурсов для ООО "КЗПМ"

-переходный Qt

-номинальный Qном

-наибольший Qmax

12(5)

150(35)

300(70)

Предел допускаемой относительной погрешности от Qtдо Qmax, %

2(2)

Температура теплоносителя, °С

150

Длина прямых участков, мм:

- до расходомера,

- после расходомера

750(325)

150(65)

Вычислитель количества теплоты ВКТ-7

Диапазоны показаний измеряемых величин:

-тепловая энергия, ГДж

-масса теплоносителя, т

-средний объемный расход м3/ч

0-107

0-108

0-106

Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения, %

-тепловой энергии,

-масса теплоносителя,

-объемного расхода

±(0,1+3/Дt)

±0,1

±(0,01+3/Т)

Дt-измеренная разность температур, °С

Т?16-период измерения расхода, с

Скорость обмена информации по интерфейсу RS-485, бит/с

1200…19200

Протокол передачи данных - Modbus

Питание: напряжение, В

-номинальная емкость, А*ч

3,6

7

Встроенная литиевая батарея

Комплект термопроеобразователей сопротивления КТСП-Н

Номинальная статическая характеристика

Pt500, W100=1,385

Диапазон измеряемых температур, °С

0…60

Предел допускаемого отклонения от номинальной статической характеристики, °С

±0,15

Канал связи.

Обмен информацией с удаленными приборами учета и контроля параметров энергоресурсов в пределах ООО «КЗПМ» осуществляется с применением территориально-распределенной сети на основе стандарта EIARS-485.

Стандарт RS-485 совместно разработан двумя ассоциациями: Ассоциацией электронной промышленности (EIA --ElectronicsIndustryAssociation) и Ассоциацией промышленности средств связи (TIA -- TelecommunicationsIndustryAssociation). Это стандарт передачи данных по полудуплексному многоточечному последовательному каналу связи. Данный стандарт стал основой для создания целого семейства сетей, широко используемых в промышленной автоматизации.

Все приборы, используемые для учета расхода энергоресурсов, уже оснащены средствами организации информационного обмена с использованием интерфейса RS-485.

Таблица 2.6. Технические характеристики приемопередатчиков, удовлетворяющих стандарту RS-485

Наименование параметра	Значение параметра
Дифференциальное напряжение логического нуля, не менее, В	0,2
Дифференциальное напряжение логического нуля, не более, В	-0,2
Напряжение между сигнальными линиями и общим проводом, В	-7…12
Входное сопротивление приемника, кОм	12
Нагрузочная способность передатчика, устройств	32
Скорость передачи данных, бит/с	Зависит от длины линии связи. 300…115200
Максимальная длина линии связи, м	1200
Пороговый диапазон чувствительности приемника, мВ	±200
Допустимое сопротивление нагрузки передатчика, Ом	54
Максимальный выходной ток приемопередатчика, мА	250

· возможность объединения несимметричных и симметричных линии;

· параметры качества сигнала, уровень искажения (%);

· методы доступа к линии связи;

· протокол обмена.

Для организации связи с ПВМ верхнего уровня преобразование физических уровней сигналов интерфейса RS-232 в сигналы интерфейса RS-485 и наоборот осуществляется конвертером 485LPCOR, не требующим внешнего питания.

2.3 Конструктивные особенности элементов системы

Счетчик электроэнергии.

ООО «КЗПМ» получает электроэнергию по фидеру с линейным напряжением 10кВ на трансформаторную подстанцию (ТП) . Номинальное значение силы тока при этом составляет 100 А. Счетчик электроэнергии СЭТ- 4ТМ.02М-02 рассчитан на работу при линейном напряжении 100-200В (фазное напряжение 57,7-115 В). Подключение счетчика осуществляется с помощью двух трансформаторов тока и двух трансформаторов напряжения. Для подстанции используются трансформаторы тока ТЛМ-10-1. Основные параметры данных трансформаторов сведены в табл. 2.7.

Таблица 2.7. Основные технические характеристики трансформаторов тока типа ТЛМ-10-1

Наименование параметра	Значение параметра
Номинальное напряжение, кВ	10
Номинальная сила тока в первичной обмотке, А	100
Номинальная сила тока во вторичной обмотке, А	5
Частота сети, Гц	50
Класс точности	0,2S
Коэффициент трансформации	20

Трансформаторы напряжения - НОМ-10, технические характеристики-в табл. 2.8.

Таблица 2.8. Основные технические характеристики трансформаторов напряжения типа НОМ-10

Наименование параметров	Значение параметра
Номинальное напряжение первичной обмотки, кВ	10
Номинальное напряжение вторичной обмотки, В	100
Номинальная мощность ВА	50
Частота сети, Гц	50
Класс точности	0,2S
Коэффициент трансфомации	100

Коэффициент трансформации по напряжению и току для счетчиков в трансформаторной подстанции составляет:

К=KT*KH,

Где Кт - коэфициент трансформации по току, Кт=20;

Кн- коэффициент трансформации по напряжению,Кн=100;

К = 20*100 = 2000.

Счетчик электроэнергии размещается в закрытом, легкодоступном помещении, не имеющем агрессивных паров и газов с температурой воздуха -20….40c, относительной влажностью не более 90%, монтируется на стене или щите, не подверженных вибрации, на высоте 1.4...1.7 м от уровня пола. Включение счетчика производится в полном соответствии со схемой, приведенной на защитной крышке или в руководстве по эксплуатации приборов (ИЛГШ.411152.145- РЭ), при соблюдении последовательности фаз.

Расходомеры-счетчики воды.

Конструкция ультразвукового расходомера жидкости УРСВ-510П предусматривает использование в качестве измерительного участка для первичного преобразователя отрезка трубы для установки ПЭА и дальнейшего монтажа первичного преобразователя в действующий трубопровод по месту эксплуатации расходомера.

ПЭА устанавливаются на отдельном отрезке трубы из нержавеющей стали диаметром 40 мм, на концах которого размещены фланцы для присоединения к основному трубопроводу. При наличии разницы диаметров трубопровода и измерительного участка для перехода от большего внутреннего диаметра трубопровода к меньшему внутреннему диаметру измерительного участка можно использовать конусные переходы. Для установки счетчиков необходимо сужение трубопроводов с Dу = 8 0 мм на Dу = 4 0 мм. Для сужения используются переходные конусы (диффузоры).

ПЭА1 и ПЭА2 размещаются на противоположных стенках измерительного участка в плоскости, проходящей вдоль оси измерительного участка (Z-схема, установка «по диаметру»).

В соответствии с рекомендациями изготовителя и ТУ на трубопровод расстояние L(мм) между преобразователями составляет:

L = DУ + 2*НСТ, мм

где DУ - условный диаметр трубопровода, Нст - толщина стенки;

L = 40 + 20 = 60(мм).

При этом угол наклона между акустическими осями преобразователей - 45°. Монтажные патрубки ПЭА привариваются в таком положении, чтобы первый ПЭА в нем устанавливался по потоку жидкости, а второй - против.

Длины прямолинейных участков определяют по формуле:

L = N*Dу, мм

где N-относительная длина, выраженная количеством DУ.

Длина прямолинейного участка:

· до первого преобразователя L = 10*Dу=400(мм), где N=10,

· после второго преобразователя L = 3*Dу=120 (мм) , где N=3. Отрезок трубы вместе с электроакустическими преобразователями размещается на горизонтальном участке трубопровода после шаровой задвижки.

Вторичные преобразователи (ВП) расхода размещаются в отапливаемых помещениях. Длина сигнального кабеля, соединяющего вторичный преобразователь и ПЭА, без использования дополнительных устройств может достигать 100 м. Тип сигнального кабеля - РК-75-2-11. ВП закрепляется на вертикальной плоскости, не подверженной вибрации, на высоте 1,5...1,7 м от уровня пола с помощью скоб и монтажной планки. Защитное заземление обеспечивается проводником, сечением не менее 4 мм2, с шиной заземления от щита питания или контуром заземления.

Узел учета газа.

Для вычисления расхода природного газа, приведенного к нормальным условиям, кроме счетчика объемного расхода используется датчик давления и термопреобразователь сопротивления.

Термопреобразователь сопротивления платиновый ТСП-Н устанавливается в гильзу, размещенную в трубопроводе газа. Для этого в трубопроводе создается отверстие необходимого диаметра, на которое приваривается специальнаябабышка с резьбой. Подключение термопреобразователя сопротивления к вычислителю количества газа ВКГ-ЗТ осуществляется кабелем с сечением жилы (0,2-1,0)мм при сопротивлении каждой жилы не более 50 Ом по четырехпроводной схеме. Четырехпроводная схема автоматически компенсирует сопротивление кабеля и изменение сопротивления кабеля от температуры окружающей среды. Допустимая длина экранированного кабеля - 500 м.

Датчик давления САПФИР-22МТ подключается к трубопроводу посредством соединительных трубок через вентильный (клапанный) блок. Соединительные линии должны иметь односторонний уклон (не менее 1:10) от места отбора давления вверх к датчику. Вентильный блок позволяет, во-первых, через запорные вентили при необходимости отключить прибор от точки измерения, во-вторых, через уравнительный вентиль - подключить другой контрольный образцовый прибор в целях поверки эксплуатируемого прибора параллельно, в рабочих условиях, в-третьих, через спусковой вентиль удалить скопившийся газ из измерительной полости прибора или соединительной трубки. Для подсоединения трубки отбора давления в трубопроводе создается отверстие с приваренной сверху резьбовой бабышкой, такой же как и для гильзы термометра сопротивления. Датчик давления соединяется с вычислителем экранированным двухжильным кабелем длиной не более 500 м, сечением жилы - не менее 0.12 мм2.

Счетчик газа DELTA-С40-2050/С устанавливается в закрытом помещении или под навесом, обеспечивающим защиту от внешних атмосферных воздействий. Данный счётчик монтируется на горизонтальном или вертикальном участке трубопровода в таком положении, чтобы направление потока газа совпадало с направлением стрелки на корпусе счётчика. Ротационный счётчик DELTA не требует соблюдения прямых участков газопровода для нормального функционирования прибора. В соответствии с инструкцией по эксплуатации для монтажа термопреобразователя сопротивления и трубки отбора давления после счетчика газа предусматривается патрубок длиной 510мм (3*DУ + расстояние, необходимое для установки термопреобразователя сопротивления и трубки отбора давления). Линия связи с вычислителем выполняется экранированным кабелем с наружной изоляцией. Сечение жил кабеля линии должно быть (0,2-1,0)мм2 при сопротивлении каждой жилы не более 1500 м.

Вычислитель количества газа ВКТ-ЗТ устанавливается в сухом отапливаемом помещении с температурой воздуха 0-50°С, относительной влажностью не более 95%. В помещении недопустимы пары кислот, щелочей, газов, вызывающих коррозию. Вычислитель монтируется на высоте 1,4-1,6 м над уровнем пола на стене, щите или стенке защитного короба. Металлоконструкцию, на которой установлен вычислитель, необходимо заземлить. Подключение всех внешних соединений осуществляется в соответствии с руководством по эксплуатации прибора (РБЯК.400880.049РЭ).

Узел учета тепловой энергии.

Вычислитель количества теплоты ВКТ-7 работает совместно с комплектом термопреобразователей сопротивления КТСП-Н и счетчиком горячей воды ВСТ-100.

Термопреобразователи сопротивления устанавливаются в подающий и обратный трубопроводы по той же схеме, что и термопреобразователь сопротивления для измерения температуры природного газа. Температурные датчики поставляются откалиброванными парами, соединяются с тепловычислителем проводами, длина которых не подлежит изменению. Избыточная длина кабелей укладывается в кабельную коробку.

Счетчик количества воды в подающем трубопроводе ВСТ-100, а также расходомеры ВСГ-150 для обратного и ВСГ-65 для подпиточного трубопровода устанавливаются в отапливаемых помещениях с температурой окружающего воздуха от +5 до +50°С и относительной влажностью не более 50%. Монтаж счетчиков воды производится только на горизонтальном участке трубопровода циферблатом вверх. Приборы располагаются так, чтобы направление указанное стрелкой на корпусе счетчика, совпадало с направлением потока воды в трубопроводе.

Длины L(мм) прямых участков до и после расходомеров при этом составляют:

для ВСТ-100: до L=5Dу=500(мм), после L=1Dу=100 (мм) ;

для ВСГ-150: до L=50у=750 (мм) , после L=1Dу=150 (мм) ;

для ВСГ-65: до L=50у=325 (мм) , после L=1Dу=65 (мм) ,

где - диаметр условного прохода трубопровода.

Для установки счетчиков необходимо сужение трубопроводов системы отопления с DУ = 200 мм на Dу = 100 мм на подающем трубопроводе и с DУ = 2 00 мм на DУ = 150 мм на обратном трубопроводе. Для сужения используются переходные конусы (диффузоры).

Установка счетчиков воды на обратный и подпиточный трубопроводы производится аналогично монтажу счетчика на подающий трубопровод с учетом DУ и длин прямолинейных участков.

Измерительный выход счетчика ВСТ-100 подключается к тепловычислителю кабелем, длиной не более 500 м, сечением не менее 0.07 мм2.

Вычислитель количества теплоты ВКТ-7 располагается в сухом отапливаемом помещении на вертикальной поверхности. Допустимая температура воздуха -влажность - 95%. В помещении недопустимо наличие паров кислот, щелочей примесей аммиака, сернистых и других газов, вызывающих коррозию, а также недопустима конденсация влаги. Подключение всех внешних соединений к прибору осуществляется в соответствии с руководством по эксплуатации РБЯК.400880.036РЭ.

2.4 Сеть сбора информации

Конфигурация системы.

При проектировании системы на базе технических средств, соответствующих стандарту EIARS-485, необходимо учитывать весьма важные факторы, среди которых в первую очередь рассматриваются количество передатчиков и приемников, скорость передачи данных, способ объединения технических средств и максимальная протяженность линии связи. Стандарт не устанавливает требования к способам объединения элементов системы и другим средствам связи. Разрабатываемая система состоит из 5 приемников и передатчиков (формирователей), присутствующих в составе драйверов (приемопередатчиков) интерфейса RS-485, которые используются в приборах учета расхода энергоресурсов. Устройства, подключаемые к интерфейсу RS-485, характеризуются важным параметром по входу приёмопередатчика:«единица нагрузки».По стандарту в сети допускается использование 32 единиц нагрузки помимо согласующих резисторов, каждая из которых представляется совокупностью приемника и передатчика, находящихся в пассивном состоянии. Согласующие резисторы сопротивлением 120 Ом и мощностью не менее 0,25 Вт подключаются к линии связи в двух наиболее удаленных друг от друга местах подключения нагрузки. Сопротивление каждого согласующего резистора совпадает с волновым сопротивлением применяемого кабеля (Z3=120 Ом). Для снижения потребления тока, протекающего по цепям смещения и согласующему резистору, последовательно с резистором включается конденсатор емкостью 0.1 мкФ.

Формирователи и приемники сохраняют работоспособность при воздействии на них синфазного напряжения в диапазоне от -7 до +7 В. Синфазное напряжение определяется совокупностью нескомпенсированных разностей потенциалов земли приемников и формирователей, максимальным значением напряжения помех, измеренного между землей приемника и жилами кабеля, соединенными с землей на передающей стороне линии связи, а также максимальным значением напряжения смещения выходов формирователей.

Необходимо учитывать ситуацию, при которой в разрабатываемой системе может наблюдаться состояние, когда все подключенные к сети устройства находятся в пассивном состоянии, то есть в сети отсутствует передача и все приёмопередатчики «слушают» сеть. В этом случае приёмники не могут корректно распознать никакого устойчивого логического состояния. Если переводу всех передатчиков в пассивное состояние предшествовал сеанс информационного обмена, то логическое состояние на выходе всех приёмников будет соответствовать последнему принятому биту информации, что эквивалентно помехе в линии связи. Для разрешения данной проблемы в системе учета расхода энергоресурсов были выбраны приборы - приёмопередатчики которых оснащены специальными цепями смещения выхода передатчика. При этом после перевода всех передатчиков, входящих в состав сети, в пассивное состояние в линии связи будет поддерживаться уровень, соответствующий состоянию логического нуля.

Выбор кабеля.

В качестве линии связи используется кабельная продукция - экранированная витая пара. Критерии выбора кабеля определяются следующими основными параметрами.

1. Скорость обмена, значение которой определяет длительность передаваемого бита информации.

Длительность информационного бита (Ть) определяется минимально допустимым интервалом времени между переходами передаваемых двоичных состояний. Если напряжение сигнала в линии не успевает достичь уровня, соответствующего передаваемому двоичному состоянию до появления следующего перехода, указанный переход появится на входе приемника с некоторым временным сдвигом, который приводит к возникновению межсимвольных искажений. При выборе кабеля учитывается отношение длительности переднего фронта к длительности информационного бита (tг/Ть) в точке подключения наиболее удаленного приемника.

2. Минимальный уровень сигнала на входе приемника, необходимый для распознавания передаваемых двоичных состояний .

Для правильной работы приемника уровень сигнала, присутствующий на его входе, должен быть не менее его порога чувствительности. При этом минимальное значение входного напряжения выбирается с запасом в зависимости от интенсивности помех, воздействующих на линию связи и на приемник, допустимой вероятности появления ошибок, а также от допустимого уровня искажений сигнала на входе приемника. При определении параметров кабеля задаются минимальным уровнем сигнала на входе самого удаленного приемника с учетом перечисленных факторов.

3. Максимально допустимый уровень искажений сигнала.

Искажения сигнала определяются его временным сдвигом относительно положения при передаче в идеальных условиях. Количественно искажения выражаются в процентах от полной длительности информационного бита. При выборе кабеля учитывается допустимый уровень искажений на входе приемника, расположенного в самой удаленной точке линии связи.

4. Максимальная требуемая протяженность линии связи .

Определение параметров кабеля.

* Находим длительность информационного бита при требуемой скорости передачи информации:

Ть = 104.17 мкс

· Минимальное напряжение сигнала, которое должно присутствовать на входе самого удаленного приемника :

· Минимальное напряжение сигнала на выходе передатчика:Uмин = 1.5В

· Максимальный допустимый уровень искажений сигнала на входе самого удаленного приемника: 969876.

· Максимальное требуемое значение длины кабеля: L = 800 м.

· Волновое сопротивление кабеля: 3%

· Максимальное допустимое значение омического сопротивления кабеля длиной L составляет:

· Погонное сопротивление кабеля длиной L: 123123123

При использовании справочных данных выбирается кабель, погонное сопротивление которого не более 0.075 Ом/м, а волновое сопротивление составляет 120 Ом. В квчестве среды передачи для разрабатываемой системы выбран интерфейсный кабель марки КИПвЭП, производимый НПП «Спецкабель» по ТУ1б.К990082001. Данный кабель имеет пары скрученных многопроволочных медных луженых проводников, изолированных вспененным полиэтиленом в экране из алюмолавсановой ленты и наложенного поверх нее дренажного проводника и оплетки из медных луженых проволок плотностью 88-92%, в оболочке из светостабилизированного полиэтилена. КИПвЭПс семью лужеными скрученными проволоками обеспечивает соответствие рекомендуемым размерам для отверстий стандартных интерфейсных соединителей RS- 485, повышенную гибкость, лучшую паяемость и коррозийную стойкость проводников. Изоляция проводников из полиэтилена обеспечивает кабелю низкое значение электрической ёмкости, что даёт малую задержку и искажение сигнала при его распространении по кабелю. Это делает возможным передачу сигналов на большие расстояния при высоких скоростях передачи данных.

Таблица 2.9. Электрические параметры кабеля КИПвЭП с одной парой жил

Наименование параметра	Значение параметра
Электрическое сопротивление жилы постоянному току при температуре 20°С, Ом/м, не более	0.059
Электрическое сопротивление экрана постоянному току при температуре 20°С, Ом/м, не более	0.01
Асимметрия электрического сопротивления жил в паре постоянному току на длине 1м, % не более	0.03
Волновое сопротивление при частоте 1МГц, Ом	120
Коэффициент укорочения длины волны	1.47
Электрическая емкость пары, пФ/м, не более	42
Электрическая емкость между одним проводником и другими проводниками, соединенным с экраном, пФ/м, не более	71
Коффициент затухания при частоте 1 МГц, дБ/м, не более	0.0165

2.4 Драйверы расходомеров

Программный интерфейс драйверов.

Каждое устройство, используемое в разрабатываемой системе, имеет свои особенности, связанные с форматами запроса и передачи данных. Поэтому для всех типов счетчиков-расходомеров и вычислителей необходимо использование программного обеспечения, взаимодействующего с ними в соответствии с данными форматами. Драйверы для обмена с каждым типом приборов выполнены в виде динамически подключаемых библиотек (DLL) для операционных систем семейства Windows . Все используемые библиотеки имеют один определенный набор доступных для использования подпрограмм, которые вызываются при необходимости запроса или передачи данных. Используемые подпрограммы делятся на два типа: сервисные и информационные.

Сервисные подпрограммы необходимы для настройки различных параметров прибора, получения от него служебной информации и т.п. (наименования подпрограмм даются в нотации языка С):

• RESULTSetDateTime (DATETIME* pDateTime) - установка текущей даты и времени прибора. pDateTime - указатель на структуру DATETIME, содержащую устанавливаемое время и дату;

RESULTReadDateTime(DATETIME* рDateTime) - чтение текущего времени и даты прибора. рDateTime - указатель на структуру DATETIME, в поля которой помещается текущее время и дата прибора;

• RESULTSetAddress (ВYТЕ address) - установка адреса прибора, с которым необходимо производить обмен информацией, address - адрес устройства;

• RESULTGetManufacturerInfo(CHAR*info) - получение информации об используемом приборе (конфигурация прибора, версия программного обеспечения и т.п.) . info - строка с запрашиваемой информацией;

• RESULTGetParametersCount(ВYТЕ count) - получение числа параметров, измеряемых прибором, соипб количество параметров.

• RESULTGetParameterName(ВYТЕ parameter, CHAR*name) - получение наименования учитываемого параметра. parameter - номер параметра, пате - наименование .

Информационные подпрограммы служат для получения значений текущих измеряемых параметров энергоресурсов:

• RESULTReadParameterValue (ВYТЕparameter,ULONGvalue) - чтение текущего значения параметра. parameter - номер запрашиваемого параметра,value - значение параметра;

• RESULTReadDTParameterValue (DATETIME* pDateTime, BYTEparameter, ULONGvalue) - чтение из архива прибора значения параметра за определенную дату и время. pDateTime - время и дата для запрашиваемого параметра, parameter - номер запрашиваемого параметра, value - значение параметра.

Все подпрограммы возвращают значение типа RESULT(размер 1 байт), которое описывает результат их выполнения. При успешном выполнении возвращаемое значение равно PES_ОК. Если выполнение подпрограммы неудачно, то возвращается значение, соответствующее коду возникшей ошибки:

• DEVICE_ERROR - ошибка устройства;

• LINE_ERROR - ошибка линии связи;

• PARAMETER_ERROR - ошибочный передаваемый параметр;

• DATETIME_ERROR - ошибочны передаваемые дата и время;

• UNHANDLED_ERROR - неизвестная ошибка.

Для использования в драйверах разработчиками представлены три подпрограммы:

• VoidInitLine (void) - инициализация линии связи;

• voidSendMessage (BYTE* message, BYTEN) - послать в канал связи байт данных, data - байт данных;

• voidRecieveData (BYTE* message, BYTE N) - получитьбайт. Возвращаемое значение - полученный байт.

2.5 Информационный обмен с использованием протокола MODBUS

Приборы, применяемые в системе, используют при информационном обмене протоколы связи, совместимые с протоколом MODBUS. Протокол построен по схеме «ведущий- ведомый»(Master-slave). В системе выделяется одно ведущее устройство (мастер), которое инициализирует любую транзакцию в сети. Все остальные устройства являются ведомыми и выполняют команды мастера или передают информацию в ответ на запрос мастера. Протокол предусматривает два типа адресации: индивидуальную, когда сообщение адресуется одному ведомому устройству, и широковещательную (broadcastmessage), при которой сообщение адресуется всем устройствам сети. При индивидуальной адресации ведомое устройство возвращает мастеру ответное сообщение, при широковещательной адресации ответные сообщения не посылаются.

Сообщения, посылаемые мастером, имеют следующую структуру: адрес ведомого устройства (или код широковещательного сообщения), код, определяющий действия ведомого устройства, данные и контрольная сумма. Ответное сообщение состоит из поля, подтверждающего выполнение действия, данных и контрольной суммы. Если при приеме сообщения от мастера произошла ошибка, либо ведомое устройство по каким-либо причинам не может выполнить запрашиваемое действие, ведомое устройство посылает мастеру сообщение об ошибке.

Протокол системы MODBUS поддерживает два режима передачи. Режим передачи определяет структуру отдельных блоков информации в сообщении и системы счисления, используемые для передачи данных. Режимы делятся на ASCII и RTU(бинарный). Используемые в системе сбора первичной информации приборы поддерживают только бинарный режим.

Передача символа в режиме RTU состоит из следующих этапов:1 стартовый бит, 8 бит данных (младший разряд передается первым), один бит контроля четности (нечетности) , при отсутствии контроля четности данный бит отсутствует, один стоповый бит, если контроль четности присутствует, 2 стоповых бита при отсутствии контроля четности (табл. 2.10).

Таблица 2.10. Передача символа RTU-кода

№ бита	0	1-8	9	10
С контролем четности	Стартовый бит	8 бит данных	Бит контроля четности	Стоповый бит
Без контроля четности	Стартовый бит	8 бит данных	Стоповый бит	Стоповый бит

В режиме RTU сообщение представляет собой последовательность символов, передаваемых непрерывно, без пауз. При возникновении паузы длительностью 1,5символа, принимающее устройство фиксирует ошибку в приеме сообщения и начинает приём нового сообщения после паузы. Формат кадра сообщения приведен в табл. 2.11.

Таблица 2.11. Формат кадра сообщения протокола Modbus

Старт	Адрес	Функция	Данные	Контрольная сумма	Конец
Т1 Т2 Т3 Т4	8 бит	8 бит	N*8бит	16 бит	Т1 Т2 Т3 Т4

Сообщение предваряется и заканчивается паузой не менее 3,5 символа при типичном значении 4 символа. Адресное поле содержит один восьмиразрядный символ. Каждому ведомому устройству присваивается адрес (в пределах 1-247) . Широковещательные сообщения передаются с адресом О. Поле кода функции указывает адресуемому ведомому какое действие выполнить.

Все используемые в системе устройства поддерживают следующие основные функции:

* Код - 03. ReadHoldingRegisters - получение текущего значения одного или нескольких регистров хранения;

• Код -06. ForceSingleRegister - запись нового значения в регистр хранения.

• Код - 17. ReportSlaveI.D. -позволяет определить тип адресуемого ведомого устройства и его рабочее состояние.- позволяет определить тип адресуемого ведомого устройства и его рабочее состояние.

Поле данных от главного к ведомому содержит дополнительную информацию, которая необходима ведомому устройству для выполнения указанной функции, или содержит данные, собранные ведомым для ответа на запрос.

Поле контрольной суммы позволяет устройствам системы проверять сообщение на наличие ошибок. Контрольная сумма СRС состоит из двух байт. Контрольная сумма вычисляется передающим устройством и добавляется в конец сообщения. Принимающее устройство вычисляет контрольную сумму в процессе приема и сравнивает ее с полем СRС принятого сообщения.

Счетчик контрольной суммы предварительно инициализируется числом FFhex. Только восемь бит данных используются для вычисления контрольной суммы СRС. Старт и стоп биты, бит паритета, если он используется, не учитываются в контрольной сумме.

Во время генерации СRС каждый байт сообщения складывается по исключающему ИЛИ с текущим содержимым регистра контрольной суммы. Результат сдвигается в направлении младшего бита, с заполнением нулем старшего бита. Если младший бит равен 1, то производится исключающее ИЛИ содержимого регистра контрольной суммы и определенного числа. Если младший бит равен 0, то исключающее ИЛИ не делается. Процесс сдвига повторяется восемь раз. После последнего (восьмого) сдвига, следующий байт складывается с текущей величиной регистра контрольной суммы, и процесс сдвига повторяется восемь раз как описано выше. Конечное содержание регистра и есть контрольная сумма CRC.

В соответствии с описанием стандарта Modbus создателями приборов, используемых в разрабатываемой системе учёта энергоресурсов, разработаны подпрограммы информационного обмена ПК с устройствами. Данное программное обеспечение поставляется заводами-изготовителями приборов .

2.6 Метрологические характеристики

программный ультразвуковой расходомер интерфейс

Расчет погрешностей разрабатываемой системы представляет собой оценку погрешностей её отдельных измерительных каналов. Общая погрешность представляемых системой данных по каждому из измерительных каналов складывается из собственных погрешностей первичных приборов учета и погрешностей, вносимых системой. Собственные погрешности приборов учета определяются метрологическими характеристиками на используемые приборы. Средства измерений обладают как основной погрешностью измерения, возникающей в условиях, принятых за нормальные для данного прибора, так и дополнительными, возникающими при отклонении влияющих факторов от нормальных значений.

Для средств электрических измерений пределы допускаемых погрешностей нормируются. Вопросы нормирования погрешностей для таких средств измерений рассмотрены в ГОСТ 8.401-80 «Классы точности средств измерений. Общие требования». Согласно этому стандарту пределы допускаемых основной и дополнительных погрешностей выражают в форме приведенных, относительных или абсолютных погрешностей в зависимости от характера изменения погрешностей в пределах диапазона измерений, а также от условий применения и назначения средств измерений конкретного вида. Расчет метрологических характеристик выполнен согласно регламентированной методике МИ 222-80 «Методика расчета метрологических характеристик измерительных каналов информационно-измерительных систем по метрологическим характеристикам компонентов».

Погрешности канала измерения расхода и параметров электроэнергии. Погрешности данного измерительного канала определяются собственной погрешностью используемых средств измерений:счетчика электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М-02, измерительных трансформаторов тока ТЛМ-10 и напряжения НОМ-10.

3. Технико-экономическое обоснование

3.1 Себестоимость опытно-конструкторской работы

Расчет себестоимости разработки и внедрения системы АСКУЭ, производится в соответствии с основными положениями по составу затрат, включаемых в себестоимость продукции.

В калькуляцию опытно-конструкторской работы входят следующие статьи расходов:

1. материалы и компоненты за вычетом отходов, затраты определяются по факту затрат на приобретение данных материалов и комплектующих изделий (в ценах

IV квартала 2014 года) , с налогом на добавленную стоимость (НДС);

2. транспортно-заготовительные расходы в размере 7% от стоимости материалов и покупных изделий;

3. основная заработная плата;

4. дополнительная заработная плата в размере 10% от основной заработной платы;

5. отчисления единого социального налога, составляющие 30% от фонда оплаты труда (основная и дополнительная заработная плата), в том числе:

2,9% - норматив отчислений в Фонд социального страхования;

2 2 % -норматив отчисления в Пенсионный Фонд;

5., 1% - норматив отчислений в Фонд обязательного медицинского страхования;

6. уровень накладных расходов в 200% к фонду оплаты труда.

Затраты на приобретение материалов, покупных изделий, полуфабрикатов, расходуемых в процессе выполнения опытно-конструкторской работы, приведены в табл. 3.1.

Таблица 3.1. Затраты на материалы и покупные изделия

№ п/п	Наименование и тип детали	Цена за ед., руб.	Кол-во, шт.	Сумма, руб.
1	Измерительный трансформатор тока ТЛМ-10-1	12240,00	2	24480,00
2	Измерительный трансформатор напряжения НОМ-10	15124,00	2	30248,00
3	Счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.02М-02	10489,00	1	10489,00
4	Счетчик природного газа DELTA-G40-205/C	29000,00	1	29000,00
5	Ультразвуковой счетчик расходомер воды УРСВ-510П	28182,00	2	56364,00
6	Вычислитель количества газа ВКГ-3Т	9020,00	1	9020,00
7	Вычислитель количества теплоты ВКТ-7	8448,00	1	8448,00
8	Датчик давления Сапфир-22МТ	18280,00	1	18280,00
9	Расходомер горячей воды ВСТ-100	11650,00	1	11650,00
10	Счетчик горячей воды ВСГ-150	12500,00	1	12500,00
11	Счетчик горячей воды ВСТ-65	8700,00	1	8700,00
12	Термопреобразователь сопротивления ТСП-Н	295,00	3	885,00
13	Кабель КИПвЭП, метры	50,00	900	45000,00
14	Конвертор RS-232 в RS-485	2000,00	1	2000,00
	Итого:			267064,00

Транспортно-заготовительные расходы принимаются в размере 7% от затрат на приобретение материалов, покупных изделий и полуфабрикатов, расходуемых в процессе опытно-конструкторской работы:

Стр = 0,07*СМ = 18694,48 руб.

Общие затраты на комплектацию составляют:

Собщ =1,07*СМ = 28 5758, 48 руб.

Основная заработная плата инженерно-технических работников и срок выполнения задания приведены в табл. 3.2.

Таблица 3.2. Основная заработная плата ИТР

№ п/п	Содержание этапов	Трудоемкость, чел./день.	Зарплата, руб./ден.	Затраты по з/п,руб.
1	Проектирование системы	8	1000,00	8000,00
2	Выпуск проекта	16	625,00	10000,00
3	Согласование проекта	6	1145,83	6874,98
4	Изготовление деталей	8	854,18	6833,44
5	Разработка программного обеспечения	45	1041,67	46875,15
6	Монтаж узлов учета	10	811,25	8112,50
7	Наладка приборного оборудования	8	937,50	7500,00
8	Пуско-наладочные работы	5	1062,50	5312,50
9	Сдача проекта в эксплуатацию	5	781,25	3906,25
	Итого:			103414,82

Основная заработная плата ИТР включает в себя оклад и премию (25%) из фонда оплаты труда.

Дополнительная заработная плата производственных рабочих принимается в размере 10% от основной заработной платы и составляет:

Сдоп = 0,1*Сос = 1180,10 руб.

Отчисления на социальное страхование производятся в размере 30% от суммы основной и дополнительной заработной платы, что составляет:

Ссн -0,30*(Сос + Сдоп) = 3894, 32 руб.

Норматив общехозяйственных накладных расходов составляет 100% от основной заработной платы производственных рабочих:

Снр = 1, 0*Сос =11800, 96 руб.

Калькуляция себестоимости внедрения разработки системы сведена в табл. 3.3.

Таблица 3.3. Калькуляция себестоимости разработки системы

№ п/п	Наименование статьи расхода	Затраты, руб.
1	Материалы, покупные изделия	267064,00
2	Транспортно-заготовительные расходы	18694,48
3	Основная заработная плата	152781,48
4	Дополнительная заработная плата	15278,15
5	Отчисления единого социального налога	43695,50
6	Накладные расходы	336117,26
	Итого:	833630,87

3.2 Себестоимость внедрения АСКУЭ

В себестоимость внедрения автоматизированной системы коммерческого учета энергоресурсов входят:

1) себестоимость разработки системы;

2) заработная плата основных производственных рабочих ;

3) отчисления на социальное страхование;

4) общепроизводственные, общехозяйственные расходы.

Себестоимость разработки автоматизированной системы коммерческого учёта энергоресурсов составляет 833630,87руб. (табл.3.3).

Основная заработная плата производственных рабочих, исходя из норм времени, трудоемкости и тарифных ставок приведена в табл. 3.4. Она включает в себя так же премии из фонда заработной платы (40% от основной зарплаты) и составляет 11800,96 руб.

Таблица 3.4. Расчет заработной платы производственных рабочих

№п/п	Наименование операции	Часовой тариф, руб.	Трудоемкость, чел./час.	Зарплата, руб.	С учетом премии, руб.
1	Слесарная	44,25	18,5	818,63	1146,08
2	Слесарно-сборочная	49,75	15	746,25	1044,75
3	Монтаж кабельной системы	49,75	106,5	5298,38	7417,73
4	Настройка	52,00	18	936,00	1310,40
5	Технический контроль	52,50	12	630,00	882,00
	Итого:		170	8429,26	11800,96

Дополнительная заработная плата производственных рабочих принимается в размере 10% от основной заработной платы и составляет:

Сдоп = 0,1*Сос = 1180,10 руб.

Отчисления на социальное страхование производятся в размере 30% от суммы основной и дополнительной заработной платы, что составляет:

Ссн -0,30*(Сос + Сдоп) = 3894, 32 руб.

Норматив общехозяйственных накладных расходов составляет 100% от основной заработной платы производственных рабочих:

Снр = 1, 0*Сос =11800, 96 руб.

Калькуляция себестоимости внедрения АСКУЭ сведена в табл. 3.5.

Таблица 3.5. Калькуляция себестоимости внедрения АСКУЭ

№ п/п	Наименование статей калькуляции	Сумма, руб.
1	Себестоимость разработки системы	833630,87
2	Основная заработная плата производственных рабочих	11800,96
3	Дополнительная заработная плата производственных рабочих	1180,10
4	Отчисление на социальное страхование	3375,08
5	Общехозяйственные расходы	11800,96
	Итого:	861787,97

3.3 Эффект от использования системы

Понятие эффективности автоматизированной системы шире понятия ее экономической эффективности, поскольку в него входят также понятия научно-технического уровня и качества системы, некоторые составляющие социальной эффективности, которые недостаточно точно фиксируются в величине экономической эффективности, рассчитываемой по принятой на практике методике.

Но поскольку показатели экономической эффективности являются интегральными оценочными показателями автоматизированной системы, необходимо стремиться к тому, чтобы в них нашли отражение все технико-экономические показатели, составляющие понятие эффективности системы.

Задача получения максимальной экономической эффективности системы решается, как правило, при заданном или ограниченном значении затрат на создание системы.

Предполагается, что автоматизированный контроль основных перетоков энергоресурсов, переход на контролируемый отпуск энергоресурсов сделает видимыми их непроизводительные потери и затраты. По оценке специалистов ООО «КЗПМ» внедрение АСКУЭ позволит снизить затраты на энергоресурсы на 10%.

По расчетным данным годовые затраты предприятия за 2014 год на энергоресурсы составили 12849848,96 рублей.

При условии внедрения АСКУЭ затраты на энергоресурсы снизятся на 10%:

8778861,06*0,1 = 877886,11 руб. /год.

Период окупаемости затрат:

Ток - К/Эг,

где Ток - срок окупаемости;

К - себестоимость внедрения АСКУЭ;

Эг - годовая экономия.

Ток = 861787,97/877886,11 = 0,98 года

Эффективность внедрения автоматизированной системы коммерческого учёта энергоресурсов:

Еа = Эг/К.

Еа = 877886,11/861787,97 = 1,02

В данном разделе дипломного проекта произведен расчет, который показал, что при использовании автоматизированной системы коммерческого учёта энергоресурсов на предприятии экономия средств, затрачиваемых на оплату энергоресурсов в течение года, составляет 877886,11 руб., а период окупаемости данной системы - 0,98 года. Эффективность внедрения автоматизированной системы коммерческого учёта составляет 1,02.

Однако тенденция значительного роста тарифов на энергоресурсы в 2013 году делает возможным повышение эффективности внедрения разрабатываемой системы и сокращения срока окупаемости затрат на её внедрение.

Заключение

Будущее предприятия видится под знаком постоянно дорожающих энергоресурсов и необходимости их жёсткого учёта. Решение этих проблем будет связано с энергосбережением. Но первый и самый необходимый шаг в этом направлении - это автоматизированный энергоучёт. Появляется потребность в использовании новейших технологий учета энергоресурсов.

На сегодняшний день разработка и внедрение автоматизированных систем коммерческого учета энергоресурсов является одной из самых интересных и важных задач в области энергосбережения.

В настоящем дипломном проекте была разработана система сбора первичной информации для автоматизированной системы коммерческого учета энергоресурсов, имеющая немаловажное значение для дальнейшего развития предприятия. Были поставлены и успешно решены задачи выбора расходомеров-счетчиков, вычислителей, каналов связи, кабелей, конфигурации системы, вопросы защиты приемопередатчиков элементов системы от токов короткого замыкания, электромагнитных и импульсных помех.

Произведены расчеты затрат предприятия на создание АСКУЭ, эффективности использования системы и срока окупаемости затрат на её внедрение.

Литература

1. Вычислитель количества газа ВКГ-ЗТ. Руководство по эксплуатации. С.-Петербург, 2011.

2. Гуртовцев А.Л. Быстрый путь снижения энергозатрат на промышленном предприятии. // Промышленные АСУ и контроллеры. 2001. №10.

3. Ерёмин В.Г., Сафронов В.В., Харламов Г.А. Обеспечение безопасности жизнедеятельности: Учебное пособие для вузов. М.: Мишиностроение, 2013.

4. Кузнецов Р.Г., Лобанов А.В. Кабели для современных сетей промышленной автоматизации // Автоматизация в промышленности.

5. Перминов А. Использование различных приборов энергоресурсов в единой системе сбора данных// Современные технологии автоматизации.

6. Распутин А., Федотов И. Программно-технический комплекс ЭКОМ: учет и управление энергоресурсами //Современные технологии автоматизации.

7. Расходомер-счётчик ультразвуковой многоканальный УРСВ «Взлёт МР». Руководство по эксплуатации. С.-Петербург, 2010.

Размещено на Allbest.ru