Разработка автоматизированной системы контроля и управления технологическим процессом дожимной насосной станции
СОДЕРЖАНИЕ
Список использованных сокращений
ВВЕДЕНИЕ
ТЕНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ПОДГОТОВКИ НЕФТИ НА ДОЖИМНОЙ НАСОСНОЙ
СТАНЦИИ (ДНС)
1.1 Общая характеристика
.2 Описание технологической схемы
.3 Информационное обеспечение технологического процесса
.4 Техническое обеспечение
АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
.1 Функционирование системы
.2 Структура системы
.3 Обоснование комплекса технических средств нижнего уровня
.4 Описание схемы внешних электрических соединений
3 Промышленный контроллер в системе
автоматизации
3.1 Программируемый контроллер
.2 Обоснование выбора контроллера
.3 Выбор проектной конфигурации контроллера
3.4
Разработка и описание алгоритмов управления технологическим процессом
.4.1
Алгоритм регулирования и управления
3.4.2 Алгоритм контроля и управления
.5 Обоснование выбора программного пакета
.6 Описание разработки интерфейса оператора
.6.1 Общие требования
.6.2 Структура операторского интерфейса
.6.3 Дистанционное управление с рабочих мест операторов
.6.4 Информационные функции
3.6.5 Требования к информационным функциям
3.7 Тип используемого кабеля для связи компонентов системы
автоматизации
4 Расчет системы автоматического
регулирования
4.1 Описание объекта регулирования
.2 Определение передаточной функции объекта
.3 Расчет настроек регулятора
.4 Расчет оптимальных настроек ПИ-регулятора
.5 Описание структурной схемы
.6 Определение показателей качества процесса регулирования
.7 Расчет регулирующего органа
5 Безопасность и экологичность
проекта
5.1 Безопасность работающих
.1.1 Характеристика условий труда
.1.2 Требования охраны труда к помещениям
.1.3 Условия труда на рабочем месте
.1.4 Расчет естественного освещения
.1.5 Расчет искусственного освещения
.1.6 Анализ воздействия электромагнитных излучений
.1.7 Анализ шума на рабочем месте
.2 Экологичность проекта
.3 Чрезвычайные ситуации
.3.1 Воздействие ураганов
.3.2 Воздействие лесных пожаров
.3.3 Безопасность чрезвычайных ситуаций
.4 Выводы по разделу
ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА
.1 Методика расчета экономических показателей проектируемой
системы
.2 Расчет единовременных затрат
.2.1 Расчет затрат на проектирование системы
.2.2 Расчет затрат на разработку программного обеспечения
.2.3 Расчет затрат на изготовление и отладку проектируемой
системы
.3 Расчет обобщающих показателей экономической эффективности
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ
ИСТОЧНИКОВ
Список использованных сокращений
1) ДНС - Дожимная насосная станция;
) ВКЛ/ОТКЛ - включить/ отключить;
) РВС - сырьевые резервуар;
) НГС - нефтегазосепаратор;
) ГС - газосепаратор;
) ОГ - газовый отстойник;
) БС - буферные емкости;
) НА - насосные агрегаты;
) УДР - узел для дозирования розлива;
) УУН - узел учета нефти;
) УУВ - узел учета воды;
) УУГ - узел учета газа;
) ЭПП - электропневмопреобразователь;
) Н - насос;
) КТС - комплекс технических средств;
) КНС - кустовая насосная станция;
) ПК - персональный компьютер;
) ППД - поддержание пластового давления;
) ГПЗ - газопровод;
) КСУ - контроль системы управления;
) ТУПОГ - технологический узел предварительной очистки газа.
ВВЕДЕНИЕ
Создание современных АСУ ТП требует дальнейшего повышения качества
управления за счет использования высокоэффективных алгоритмов управления.
Использование таких алгоритмов сдерживалось их сложностью и аналоговой
элементной базой. Даже широкомасштабный процесс перехода на цифровую элементную
базу не обеспечил соответствующего повышения качества управления из-за
трудностей при реализации режима жесткого реального времени. Вторым
сдерживающим фактором являлась высокая трудоемкость разработки программного обеспечения
(ПО) АСУ ТП.
Наиболее актуальной проблемой, является проблема реализации систем при
которых управление осуществляется не в ручную или аппаратно, а программно с
помощью персонального компьютера, который является базовым компонентом средств
управления.
Совершенствование средств контроля и управления приводит к уменьшению
затрат, как человеческих сил, так и экономии финансовых затрат на приобретение
дорогостоящего оборудования, которое сильно уступает по своим характеристикам
перед электронно - вычислительными машинами.
Современное техническое предприятие помимо оборудования, обеспечивающего
выпуск готовой продукции, имеет ряд системы обеспечивающих безопасность
жизнедеятельности предприятия, таких как системы пожаротушении и оповещения при
аварийных ситуациях, охранные сигнализации, которым также необходимо постоянное
и гарантированное электропитание.
Программные комплексы позволяют диспетчерам одновременно контролировать
разнородное оборудование, расположенное в здании, что существенно повышает надежность
и эффективность работы системы электроснабжения и снижает затраты на ее
эксплуатацию.
Успешный процесс переработки и перекачки нефти и газа зависит от строгого
контроля и поддержания на заданном уровне давления, температуры, расхода, а
также от контроля качества выходного продукта. Поддержание с заданной точностью
на заданном уровне параметров быстротекущих процессов при ручном управлении
оказывается не возможным. Поэтому современное нефтехимическое и
нефтеперерабатывающие производство возможно только при оснащении технических
установок соответствующими автоматическими измерительными приборами,
информационно-измерительными системами и системами автоматического управления.
Таким образом, современный этап развития добычи и переработки нефти и газа немыслим
без применения контрольно-измерительных приборов и микропроцессорной
технологии. Для повышения эффективности работы создаются автоматизированные
системы управления технологическими процессами на магистральных нефтепроводах с
применением современной вычислительной техники и систем сбора и передачи
информации. В данном дипломном проекте разработан один из способов
автоматизации дожимной насосной станций и создания системы сбора, обработки и
передачи информации.
Объектом исследования является дожимная насосная станция ДНС-17.
Целью данного проекта является разработка автоматизированной системы
контроля и управления технологическим процессом дожимной насосной станции (ДНС)
на базе современного программируемого контроллера SLC 5/04 американской фирмы Allen Bradley.
1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ПОДГОТОВКИ НЕФТИ НА ДОЖИМНОЙ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ
(ДНС)
1.1 Общая характеристика
Автоматизированная система управления технологическим процессом («АСУ
ТП») дожимной насосной станции («ДНС») предназначена для управления технологическим
процессом ДНС-17, а также поддержания оптимального режима подготовки нефти,
газа и сброса воды, контроля за ходом технологического процесса, формирования и
выдачи отчетной и архивной документации, диагностики измерительного
оборудования.
В состав технологического оборудования ДНС-17 входит:
) узел для дозирования розлива (гребенка УДР);
) узел учета нефти (УУН);
) узел учета газа (УУГ);
) узел учета воды (УУВ);
) площадка нефтегазосепараторов 1 ступени сепарации (НГС-1, 2);
) площадка газосепараторов (ГС-1,2);
) площадка отстойников (ОГ-1, 2);
) сырьевые резервуары (РВС-1, 2, 3, 4);
) насосные установки Н-1, 2, 3, 4;
) буферные емкости БС-1, 2 [1] .
.2 Описание технологической схемы
На ДНС-17 контроль и управление технологическими процессами осуществляется
из операторной. Состояние насосных агрегатов отображается на щитовом табло
световым сигналом «ВКЛ» или «ОТКЛ». Технологические параметры «давление нефти
на УНН», «температура нефти на УНН», отображаются вторичными приборами в
операторной. Расход нефти отображается и регистрируется приборами НОРД, уровень
взлива резервуаров - контроллером микропроцессорным SLC-500.
Технологический процесс подготовки нефти, газа и воды на ДНС-17
представляет собой технологическую цепочку трубопроводов, аппаратов и комплекса
оборудования, в которых непрерывно и последовательно происходят
физико-химические процессы отделения попутного нефтяного газа и разрушение
водонефтяной эмульсии и предназначен:
) для получения нефти обводненностью не более 5%;
) для получения условно чистой воды содержанием нефтепродуктов не более
50 мг/л;
3) для получения очищенного газа содержание капельной жидкости< 100
мг/м3.
Нефтегазожидкостная смесь, обводненностью 90-95%, газовым фактором
100-120 м3/тн, t = 35-40 0С с
узла для дозирования розлива поступает через входные задвижки на первую ступень
сепарации, которая состоит из НГС-1, НГС-2 где осуществляется основной отбор
газа и автоматическое поддержание уровня. Из нефтегазосепараторов НГС-1, НГС-2
отгазированная жидкость подается на отстойники ОГ-1, ОГ-2, где происходит отбор
подтоварной воды. В отстойниках автоматически поддерживается необходимый раздел
фаз нефть-вода и давления. При помощи регулирующих клапанов отделившаяся вода
сбрасывается на узел учета воды (УУВ).
Нефтяной поток с отстойников поступает на буферные емкости БС-1, БС-2 где
осуществляется дополнительный отбор газа, далее на прием насосов Н- 3, 4 и
через узел учета нефти (УУН) подается на КСП-9.
Отделившийся в процессе сепарации попутный газ из узла предварительной
очистки газа (ТУПОГ) нефтяного сепаратора с первой ступени сепарации поступает
в газовые сепараторы ГС-1, ГС-2, где при давлении 0,58-0,6 МПа происходит
очистка от капель жидкости и примесей, далее через регулирующий клапан и узел
учета газа (УУГ) подается в газопровод на ГПЗ, и при аварийном случае
сбрасывается на факел. Параметры потока газа: давление до 0,7 МПа, температура
5-200С, расход 7500 м3/ч.
Подтоварная вода поступает на отстойники ОГ-1, ОГ-2 заданные уровни
поддерживаются автоматически регулирующими клапанами. Нефть с отстойников
насосом откачивается в трубопровод уловленной нефти. Вода с отстойников
поступает на буферные емкости БС-1, БС-2, далее на два насоса, осуществляющих
давления нефти, пройдя через УУН, поступает на выход ДНС. Параметры нефти на выходе:
давление 2-2,5 МПа, температура 5-300 С, расход 6000-8000 м3/сут. Максимальная
производительность станции 1000 м3/сут по нефти.
Затем разгазированная нефть с обводненностью до 5% по нефтепроводу
поступает в сырьевые резервуары РВС-5000 м3 (РВС-1,2), где измеряется уровень
воды.
Из резервуаров РВС-3, РВС-4 по нефтепроводу поступает на прием насосного
агрегата, после чего подается в напорный нефтепровод. По напорному нефтепроводу
нефть направляется на БС-1, БС-2, КСП-9 для окончательной подготовки.
Для предохранения нефтегазосепараторов НГС-1, НГС-2, газосепараторов
ГС-1, ГС-2 и буферных емкостей БС-1, БС-2 от разрушения и поддержания заданных
технологических параметров установлены регулирующие клапана.
Пластовая вода из отстойников ОГ-1, ОГ-2 по уровню, давлением 0,15 - 0,25
МПа сбрасывается в резервуар водоподготовки РВС-5000 м3 (РВС-1, 2) для
частичного отделения уловленной нефти. Из резервуаров РВС-1, РВС-2 вода с
содержанием нефтепродуктов, по водоводу под давлением подается на прием
насосных агрегатов Н-1, 2 и откачивается в систему поддержания пластового
давления (ППД) на КНС-17[1].
В таблице 1.1 приведены характеристики сырья, установленные в сепараторах
первой ступени
Таблица 1.1 - Характеристики сырья
|
Наименование
|
Значения
|
|
Максимальный расход
|
Fmax = 100 м3/ч (0,028 м3/с)
|
|
Температура до
исполнительного устройство
|
T = 350
C
|
|
Плотность
|
ρ
= 990 кг/м3
|
|
Кинематическая вязкость
|
υ
= 3,5 ∙ 10-4 м2/с
|
|
Перепад давлений на
исполнительном устройстве при максимальном расходе
|
Рmin = 1,7 ∙ 105 Па
|
Система имеет возможность расширения, в шкафу контроллера предусмотрено
место для дополнительного шасси на 4 слота.
1.3 Информационное обеспечение технологического процесса
Объем отображаемой оперативной информации с технологического объекта
приводится в алгоритм-задании аппаратно-программного обеспечения и отражается
на мнемосхемах, таблицах предысторий, моточасов и отчетных форм.
Информация, поступающая в контроллер делится на:
) поступающую непрерывно - нормированные аналоговые сигналы и импульсы со
счетчика нефти;
2) поступающую по запросу - данные о расходе газа, воды, об уровне взлива
в РВС, НГС, ОГ, ГС и БЕ;
) поступающую при изменении состояния объекта - «вкл/откл», предельный
уровень.
Изменение состояния объекта и предупредительные сигналы «вкл/откл» фиксируются
по времени наступления события, а также регистрируется время состояния объекта
в одном из фиксированных состояний.
В системе предусмотрены программные и аппаратные средства защиты от
неквалифицированных действий персонала, способных привести к нарушениям
технологического режима. Обслуживание оборудования должно осуществляться
квалифицированным персоналом, знакомым с правилами техники безопасности,
изучившим руководства по эксплуатации данного оборудования и прошедшим
необходимый инструктаж.
Оперативный персонал также имеет возможность непрерывно контролировать
технологический процесс по показаниям вторичных приборов, установленных на
щитах в операторной.
Кроме этого контроллер в совокупности с ПЭВМ обеспечивает ведение журнала
предыстории событий, трендов основных параметров, таблицу моточасов насосных
агрегатов и формировать необходимые отчетные формы.
Главной задачей установки ДНС-17 является подготовка и перекачка нефти на
КСП-9, подготовка и сдача газа на ГПЗ, подготовка подтоварной, производственно-ливневых
вод с целью их утилизации на КНС-17 [1].
.4 Техническое обеспечение
Для осуществления автоматического сбора и контроля на технологическом
оборудовании устанавливаются датчики технологических параметров.
Информация о значении параметра отображается на мониторе ПЭВМ в
операторной ППН. На верхний уровень (контроллер) информации поступает как от
датчиков, так и от ПЭВМ.
Для обеспечения выходных искробезопасных цепей уровня, в комплекте с
датчиками давления используются барьер искрозащиты, которые устанавливаются на DIN-рейке в шкафу контроллера.
Вычисление расхода воды производится вторичным измерительным
преобразователем и сохраняет данные за последний час, сутки, месяц. Вторичный
измерительный преобразователь размещается в операторной. На запрос контроллера
по цифровому каналу RS 485
осуществляется передача текущей и накопленной информации на контроллер.
Значение измеряемого параметра - давление подтоварной/пресной воды в виде
аналогового сигнала 4-20 мА поступают непосредственно на входной модуль
контроллера.
В товарном парке на РВС устанавливаются: датчики предельного уровня.
Индикация уровня и уровня раздела сред в РВС обеспечивается контроллером
микропроцессорным SLC-500, имеющим
маркировку взрывозащиты «IExibIIB» в операторной ППН. На запрос контроллера по цифровому каналу RS485 осуществляется передача текущей и
накопленной информации на контроллер.
Предельное значение уровня в РВС сигнализируется световым индикатором на
ПЭВМ в операторной ППН. С выхода сигналы поступают непосредственно на входной
клеммник контроллера.
На технологических емкостях (НГС/ОГ/БС/ГС) 1-го и 2-го технологических
потоков устанавливаются:
) датчики уровня и раздела сред ультразвуковые;
) датчики уровня ультразвуковые;
) датчики предельного уровня;
) датчики избыточного давления с исполнением по взрывозащите
«искробезопасная электрическая цепь» с выходным аналоговым сигналом 4-20 мА
«Метран-100-ДИ-1,6мПа».
Индикация уровня и уровня раздела сред в емкостях технологических потоков
обеспечивается контроллером микропроцессорным SLC-500, на щите в операторной ППН. Кроме этого
контроллер микропроцессорный SLC-500
показывает значение давления в ГС. На запрос контроллера по цифровому каналу RS485 осуществляется передача текущей и
накопленной информации на контроллер [1].
Микропроцессор SLC-500
также осуществляет регулирование уровня в НГС и ОГ. Аналоговый сигнал SLC-500 подается на
электропневмопреобразователь (ЭПП), а ЭПП преобразуя аналоговый сигнал в
пневматический, управляет пневматическим исполнительным механизмом. Установки и
параметры регулирования устанавливаются на контроллере микропроцессорным SLC-500, являющимся локальным
регулятором.
Регулирование давления в ГС осуществляет микропроцессор SLC-500. Аналоговый сигнал с выхода
микропроцессор SLC-500 подается
на электропневмопреобразователь, преобразуя аналоговый сигнал в пневматический,
управляет пневматическим исполнительным механизмом. Установки и параметры
регулирования устанавливаются на контроллере микропроцессор SLC-500 являющимся локальным
регулятором.
Сигналы состояния насосных агрегатов «ВКЛ», снимаются со свободных
контактов реле существующей релейной схемы аварийной сигнализации, в
операторной ППН в соответствии с таблицей 1.1
Таблица 1.1 - Сигналы состояния насосных агрегатов
|
Наименование параметра
|
Состояние насосного
агрегата
|
№ реле
|
Месторасположение реле
|
|
НВП-1
|
«ВКЛ»
|
Сущ. реле
|
Операторная ППН
|
|
НВП-2
|
«ВКЛ»,
|
Сущ. реле
|
Операторная ППН
|
|
НВП-3
|
«ВКЛ»
|
Сущ. реле
|
Операторная ППН
|
|
НВП-4
|
«ВКЛ»
|
Сущ. реле
|
Операторная ППН
|
|
НВП-5
|
«ВКЛ»
|
Сущ. реле
|
Операторная ППН
|
|
НВП-6
|
«ВКЛ»
|
Сущ. реле
|
Операторная ППН
|
|
НПВ-1
|
«ВКЛ»
|
Сущ. реле
|
Операторная ППН
|
|
НПВ-2
|
«ВКЛ»
|
Сущ. реле
|
Операторная ППН
|
|
НПВ-3
|
«ВКЛ»
|
Сущ. реле
|
Операторная ППН
|
|
НПВ-4
|
«ВКЛ»
|
Сущ. реле
|
Операторная ППН
|
Для организации сбора технологической информации используется
промышленной контроллер SLC
500 фирмы ALLEN BRADLEY.
Все вышеперечисленные нормированные аналоговые сигналы поступают на
модули аналоговых входов 1746-NI8
контроллера.
Дискретные сигналы «вкл/откл» насосных агрегатов, дискретные сигналы
предельного уровня в РВС, НГС, ОГ, БС, ГС поступают на модуль цифровых входов
микропроцессора SLC-500
контроллера, а импульсные сигналы расхода нефти на УУН поступают на модуль
цифровых входов 1746-IB32.
Расчетные параметры:
) расход подтоварной воды;
) расход нефти (НОРД-И2У);
) уровня взлива в технологических резервуарах (микропроцессор SLC-500);
) уровня взлива в РВС (микропроцессор SLC-500),
передаются по цифровому каналу (протокол обмена RS485) на модуль BASIC
(Port2) контроллера[1].
2
АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА
.1 Функционирование системы
Проектируемая система предназначена для выполнения следующих основных
функций:
) управление технологическим процессом;
) информационные функции;
) осуществление автоматического сбора и хранения различных учетных
параметров, их просмотр и статическую обработку;
) отображение текущего значения технологических параметров;
) передача оперативных данных на промышленный контроллер.
Система обеспечивает выполнение следующих функций управления:
) дискретное (логическое) управление;
) технологические блокировки;
) дистанционное управление с рабочих мест операторов.
Функции управляющего контроллера:
) сбор и обработка аналоговых параметров: температур, давлений, расхода;
) сбор и обработка цифровых сигналов состояний оборудования, аварий,
предупредительных сигналов;
) выполнение команд оператора для дистанционного управления
оборудованием;
) автоматическое управление насосными агрегатами, электроприводными
задвижками, клапанами, вентиляторами в соответствии с заданными алгоритмами;
) противоаварийная защита насосных агрегатов: аварийный останов с
фиксацией времени и всех технологических параметров на момент останова:
температуры подшипников, давления на приеме и выкиде, давления масла;
) фиксация изменений состояния технологического оборудования;
) включение аварийной и предаварийной звуковой сигнализации;
) автоматическое поддержание уровня жидкости и давлений в емкостях;
) формирование 2-х часовых замеров по воде, нефти, газу;
) формирование отчета по моточасам;
) формирование режимного листа ДНС.
Функции операторского интерфейса:
) непрерывный круглосуточный обмен данными с контроллерами;
) визуализация параметров технологического процесса и оборудования в
реальном масштабе времени через мнемосхемы и таблицы;
) дистанционное управление насосными агрегатами, задвижками, клапанами и
вентиляторами;
) оперативное изменение оператором без привлечения разработчика и
остановки управляющего контроллера параметров датчиков: типа, диапазона
измерений, времени фильтрации сигналов, аварийных и предаварийных установок;
) обработка полученной информации, формирование таблиц замеров, режимного
листа, предыстории событий, трендов по всем аналоговым датчикам;
) печать отчетных документов.
Сервер базы данных предоставляет информацию клиентским местам для
просмотра в реальном масштабе времени мнемосхем, таблиц, трендов, режимного
листа ДНС [1].
2.2 Структура системы
АСУ ТП ДНС представляет собой трехуровневую структуру управления:
)первый уровень реализован на базе современных промышленных контроллеров
SLC 500 фирмы Allen-Bradley, выполняющих функции сбора данных и
автоматизированного управления технологическим процессом, и панелей оператора
PanelView, устанавливаемых непосредственно в блоках насосных агрегатов,
позволяющих контролировать работу системы и управлять оборудованием «по месту»;
) второй уровень реализован на базе персональной ЭВМ с операционной
системой Windows NT4 Server и представляет собой рабочее место оператора ДНС,
разработанное на основе пакета RSView32 компании Rockwell Software.
Предусматривается также вторая ЭВМ, находящаяся в холодном резерве, и
используемая для работы с отчетами. Управляющие контроллеры SLC, панели
оператора PanelView и персональные ЭВМ связаны между собой промышленной сетью
DH+, имеющей выход в корпоративную сеть предприятия. Персональная ЭВМ
осуществляет постоянную репликацию данных на третий уровень;
) третий уровень представляет собой сервер базы данных ORACLE, доступ к
которому осуществляется через рабочие места, которые могут располагаться
повсюду, где есть доступ к корпоративной сети. Защита от несанкционированного
доступа обеспечивается путем присвоения паролей пользователям [1].
.3 Обоснование комплекса технических средств нижнего уровня
Система управления технологическими процессами должна обеспечивать
надежное функционирование всех систем в полуавтоматическом режиме.
Комплекс технических средств (КТС) управления технологическими процессами
ДНС-17 строится по двухуровневому иерархическому принципу с централизованной
обработкой информации и включает в себя:
) уровень технологического объекта.
Система управления нижнего уровня включает в себя средства и системы
локальной автоматики: приборы для местного показания значений параметров,
датчики, первичные преобразователи с унифицированными выходными сигналами,
вторичная аппаратура, программируемый логический контроллер (ПЛК) SLC 5/04.
) уровень пульта оператора.
В состав пульта оператора входят: рабочие станции управления на базе
персонального компьютера (ПК), КТХ - карты, установленные непосредственно в
системный блок ПК, предназначенной для связи ПК с контроллером.
Пульт оператора устанавливается в главной операторной. Контроллеры,
обслуживающие первичные датчики и исполнительные механизмы ДНС-17
устанавливаются в блоке автоматики.
Система обеспечивает непрерывное круглосуточное ведение технологического
режима. При любых неисправностях, а также при переходе на резервное питание,
исключает самопроизвольное включение или отключение оборудования, закрытие или
открытие исполнительных устройств системы управления. Система обеспечивает
самодиагностику технических и программных средств в режиме нормальной работы.
Восстановление средств системы в случае отказа должно производиться путем
замены отказавших аппаратных и программных модулей на исправные. Среднее время
восстановления системы должно быть не более 1 часа (без учета времени
доставки).
Все применяемые в дипломном проекте датчики, преобразователи,
исполнительные механизмы выполнены только электрическими и имеют требуемые виды
климатического исполнения и взрывозащиты, применяемые датчики и измерительные
преобразователи имеют унифицированные выходные сигналы с одним из следующих
параметров:
) аналоговые (токовые 4...20 мА) для контроля и регулирования режимных
параметров;
) дискретные типа «сухой контакт» для сигнализации предельных значений
технологических параметров.
Все блочно-модульные комплектные технологические установки оснащаются
средствами контроля и автоматики [1].
Термометр сопротивления медный ТСМ-50М
Техническая характеристика датчика ТСМ-50М приведена в таблице 2.1 [2],
[6].
Таблица 2.1 - Техническая характеристика датчика ТСМ-50М
|
Технические характеристики
|
Значение
|
|
назначение
|
для точного измерения
температуры различных объектов и может быть рекомендован для использования
как в технике, так и в быту
|
|
принцип действия
|
Прибор опрашивает датчик
три раза в секунду
|
|
диапазон измеряемых
температур
|
100...+199,9оС
|
|
датчик температуры
|
ТСМ-50М
|
|
схема включения датчика
|
4-х проводная
|
|
основная погрешность
измерения
|
±0,1 оС
|
|
напряжение питания
|
220В
|
|
потребляемая мощность
|
3 Вт
|
|
температура воздуха
окружающего корпус прибора
|
+5...45оС
|
|
габариты корпуса
|
89х70х65 мм
|
Сигнализаторы уровня ультразвуковые УЗС-500
Техническая характеристика датчика УЗС-500 приведена в таблице 2.2 [5].
Таблица 2.2 - Техническая характеристика датчика УЗС-500
|
Технические характеристики
|
Значение
|
|
назначение
|
для контроля одного или
двух предельных положений уровня жидких некипящих сред в различных
технологических резервуарах и хранилищах в стационарных и корабельных
условиях
|
|
принцип действия
|
основан на использовании
метода импульсного зондирования ультразвуком с временной и частотной
селекцией, который заключается в сравнении времени прохождения
ультразвукового сигнала через рабочий зазор датчика, заполненный
контролируемой средой, с вырабатываемым в самом сигнализаторе временным
интервалом
|
|
состоит
|
из чувствительного
элемента, узла крепления и электронного блока. На корпусе расположен наружный
винт заземления и клеммные колодки
|
|
в состав входит
|
1) 1 на 1 точку, 2 на 1
точку или 1 на 2 точки контроля акустического датчика; 2) блок вторичного
преобразователя; 3) блок питания (аккумулятор или солнечная батарея) может
входить в состав вторичного преобразователя; 4) линии связи между ними
|
Микропроцессорный преобразователь уровня Сапфир-22ДУ
Техническая характеристика преобразователя Сапфир-22ДУ приведена в
таблице 2.3 [5].
Таблица 2.3 - Техническая характеристика преобразователя Сапфир-22ДУ
|
Технические характеристики
|
Значение
|
|
назначения
|
для работы в системах
автоматического контроля, регулирования и управления технологическими
процессами в различных отраслях промышленности
|
|
принцип действия
|
преобразователи
обеспечивают непрерывное преобразование в унифицированный токовый аналоговый
и/или цифровой на базе HART-протокола выходной сигнал дистанционной передачи
измеряемых параметров уровня жидкости
|
|
основные преимущества
|
1) высокая температурная
стабильность; 2)автоматическая коррекция по температуре; 3) Сапфир-22ДУ
(HART) легко интегрируются в цифровые АСУ ТП, а также могут применяться
вместо уровнемеров со стандартными токовыми выходными сигналами в
существующей аналоговой АСУ предприятия; 4) предусмотрена опция защиты
настроек от несанкционированного доступа
|
|
плотность контролируемой
среды, кг/м3
|
400…2000
|
|
разность плотностей при
контроле уровня границы раздела сред, кг/м3
|
50…400 (при плотности
нижней фазы 910-1000)
|
|
пределы изменения токовых
выходных сигналов, мА
|
0-5; 4-20 - Сапфир-22МП-ДУ;
4-20 - Сапфир-22МП-Ех
|
|
допустимая основная
погрешность, %
|
1,0; 0,5; 0,25
|
|
температура контролируемой
среды, °С
|
50-120
|
Преобразователи давления (уровня) Метран-100ДИ
Техническая характеристика датчика давления Метран-100ДИ приведена в
таблице 2.4 [3], [7].
Таблица 2.4 - Техническая характеристика датчика Метран-100ДИ
|
Технические характеристики
|
Значение
|
|
назначения
|
для измерения любых видов
давления: абсолютного, избыточного, разрежения, давления - разрежения,
разности давлений
|
|
принцип действия
|
основан на использовании
пьезорезистивного эффекта
|
|
рабочая среда
|
жидкость, газ, пар (для
датчиков уровня только жидкости)
|
|
выходной сигнал, мА
|
4-20 (2-проводная линия
связи); 0-20 или 0-5 (4-проводная линия связи); для датчиков, поддерживающих
HART-протокол - токовая петля 4-20 с наложенным цифровым сигналом на базе
стандарта HART
|
|
перегрузка
|
до 12% от Pmax датчика;
датчики ДД выдерживают одностороннюю перегрузку статическим рабочим давлением
|
|
атмосферное давление, кПа
|
84…106,7
|
|
диапазон температур
окружающей среды, °С
|
-40 … +70 - для
климатического исполнения ; -50 … +70 - специальная опция;
|
|
степень защиты от пыли и
воды
|
IP50
|
|
смещение нуля
калиброванного диапазона измерений
|
до 96% от максимального
|
|
перенастройка диапазонов
измерений в пределах одной модели датчика
|
верхнего предела измерений
датчика Pmax; до 25:1
|
|
диапазон измерений
давления, МПа
|
Манометры, вакуумметры сигнализирующие - ДМ 2005Сг
Техническая характеристика датчика-давления ДМ 2005Сг приведена в таблице
2.5 [3].
Таблица 2.5 - Техническая характеристика датчика-давления ДМ 2005Сг
|
Технические характеристики
|
Значение
|
|
назначения
|
для измерения давления
неагрессивных, некристаллизующихся жидкостей, пара, газа в т.ч. кислорода и
управления внешними электрическими цепями от сигнализирующего устройства
прямого действия путем включения и выключения контактов в схемах
сигнализации, автоматики и блокировки технологических процессов
|
|
диапазон показаний, кгс/см2
|
от 0 до 1600
|
|
класс точности
|
1,5
|
|
степень защиты
|
IP53,
IP40
|
|
диапазон температуры, 0С
|
от -50 до +60
|
|
параметры сигнализирующего
устройства:
|
|
напряжение внешних
коммутируемых цепей, не более, В
|
постоянного тока - 220
переменного тока - 380
|
|
отклонение напряжения от
номинала, %
|
от +10 до -15
|
|
коммутируемый ток, не
более, А
|
1
|
|
частота переменного тока,
Гц
|
50+1
|
|
разрывная мощность
контактов, не более:
|
|
со скользящими контактами
|
постоянного тока, Вт: 10;
|
|
с магнитным поджатием
контактов
|
постоянного тока, Вт: 30
переменного тока, ВА: 50
|
|
число срабатываний
|
200000
|
|
предел допускаемой основной
погрешности срабатывания сигнализирующего устройства, %:
|
|
|
скользящий контакт
|
± 2,5
|
|
с магнитным поджатием
|
± 6
|
|
диаметр корпуса, мм
|
160
|
|
материал
|
алюминий, сталь
|
|
штуцер
|
радиальный
|
|
масса, кг
|
1,6
|
Датчики моделей Метран-100-Ех-ДД
Техническая характеристика датчика Метран-100-Ех-ДД приведена в таблице
2.6 [3], [7].
Таблица 2.6 - Техническая характеристика датчика Метран-100-Ех-ДД
|
Технические характеристики
|
Значение
|
|
особенность
|
датчики оборудованы
устройством, позволяющим перенастраивать их на любой из пределов измерений
для данной модели
|
|
основные преимущества
датчиков
|
1) высокая точность
преобразования; 2) повышенная виброустойчивость; 3) стойкость к вибрации и
гидроударам
|
|
верхний предел измерения
датчика, Мпа
|
1,6…10
|
|
предел допускаемой основной
приведенной погрешности, %
|
0,25; 0,5
|
|
выходной сигнал, мА
|
4-20
|
|
температура окружающего
воздуха, °С
|
-30...50
|
УЭРВ-1М
Техническая характеристика устройства УЭРВ-1М приведена в таблице 2.7
[21].
Таблица 2.7 - Техническая характеристика устройства УЭРВ-1М
|
Технические характеристики
|
Значение
|
|
назначение
|
предназначено для
поддержания на заданном уровне параметров (давления, расхода, температуры,
уровня раздела фаз и др.) различных технологических процессов на установках
подготовки нефти, сборных пунктах, товарных парках, объектах
внутрипромыслового транспорта нефти и газа, насосных станциях.
|
|
принцип действия
|
Регулирование параметров
осуществляется путем автоматического открытия и закрытия регулирующих органов
устройства по сигналам управляющих устройств.
|
|
номинальное усилие на
штоке, Н (кгс)
|
6300 (630)
|
|
номинальное усилие на
штоке, Н (кгс)
|
± 4
|
|
электропитание:
|
|
род тока переменный
напряжение, В 380 частота, Гц 50 потребляемая мощность, Вт, не боле
|
переменный 380 50 100
|
|
средний срок службы, Тс,
лет, не менее
|
8
|
|
диапазон рабочих
температур, °С
|
от -50 до +50
|
|
диаметр условного прохода,
ДУ, мм
|
50; 80; 100; 150; 200
|
|
коэффициент пропускной
способности, Кv, т/ч
|
63; 160; 250; 630; 1000
|
|
полный ход штока, мм
|
25; 40; 60; 100
|
Датчики расхода нефти типа НОРД
Техническая характеристика преобразователя НОРД-И2У-02 приведена в
таблице 2.8 [4].
Таблица 2.8 - Техническая характеристика преобразователя НОРД-И2У-02
|
Технические характеристики
|
Значение
|
|
назначение
|
для вычисления объема
жидкости на узлах учета нефти в составе турбинных счетчиков типа НОРД, объема
чистой нефти на узлах учета в составе счетчиков расходомеров и датчиков расхода
влажности с частотным выходом; расхода жидкости и влажности нефти
|
|
выходные токовые сигналы
|
от 4 до 20 мА
|
|
относительная погрешность
|
преобразования входных
частотных сигналов в диапазоне от 16 до 5000 Гц и входных сигналов в
диапазоне от 4 до 200
|
|
потребляемая мощность, не
более, А
|
30
|
|
предел относительной
погрешности, в комплекте с блоком «VEGA-03» в диапазоне расхода (20 - 100)%
от максимального, в диапазоне вязкости (1-100) Х 10-6 м2/с:
|
|
длина линии связи между
блоком обработки данных и датчиком магнитоиндукционным, не более, м
|
1000
|
|
вырез окна в щите для
установки блока электронного НОРД-Э3М (V исполнения), мм
|
135х189х123
|
Влагомер ВСН-1 сырой нефти
Техническая характеристика влагомера ВСН-1 приведена в таблице 2.9 [19].
Таблица 2.9 - Техническая характеристика влагомера ВСН-1
|
Технические характеристики
|
Значение
|
|
Назначение
|
измеряет мгновенные
значения влажности; рассчитывает среднюю влажность и количество сырой нефти
пропорционально расходу контролируемой жидкости за заданный временной
интервал; выдает сигнал о достижении предельной влажности
|
|
Принцип действия
|
информация о средней
влажности и объеме чистой нефти по запросу пользователя может передаваться на
систему телемеханики и самопишущий прибор
|
|
диапазон измерения
влажности нефти, объемная доля, %
|
0…100
|
|
предел основной абсолютной
погрешности, объемная доля, % в поддиапазонах:
|
|
|
от 0 до 60
|
± 2,5
|
|
свыше 60 до 100
|
± 4,0
|
|
диапазон температур, 0С
|
от +5 до +60
|
|
плотность, вязкость,
содержание парафина, смол, солей
|
не ограничивается
|
|
рабочее давление, Мпа, не
более
|
4,0
|
Корунд-20И
Техническая характеристика прибора Корунд-20И приведена в таблице 2.10
[17].
Таблица 2.10 - Техническая характеристика прибора Корунд-20И
|
Технические характеристики
|
Значение
|
|
назначение
|
для обнаружения пожара на
взрывоопасных объектах и позволяет организовать до 20 шлейфов с видом
взрывозащиты “искробезопасная электрическая цепь”, а также для адресного
управления средствами пожарной автоматики по 20 выходам
|
|
принцип действия
|
прибор обеспечивает прием
извещения ”пожар” от пожарных извещателей, контроль и индикацию состояния
шлейфов с формированием при неисправности сигнала ”тревога”, передачу
сигналов на пульт централизованного наблюдения путем переключения контакта
|
|
отличительные особенности
|
световая индикация в каждом
шлейфе: включение шлейфа, поступление извещения “пожар”, вида неисправности
шлейфа “КЗ”, “обрыв”; 2) защита от ложных срабатываний пожарных извещателей;
3) подсчет принятых извещений “пожар” встроенным счетчиком; 4) возможность
управления средствами пожарной автоматики как автоматически, так и вручную
|
|
напряжение питания от сети
переменного тока частотой
|
(50± 1 Гц) 187-242 В
|
|
от резервного источники
постоянного тока
|
21 - 27 В
|
|
Мощность, потребляемая от
сети
|
не более 45 ВА
|
|
Ток, потребляемый от
резервного источника
|
Не более 0,5 А
|
|
Ток, потребляемый
извещателями в шлейфе
|
Не более 4 мА
|
ПБР-3А
Управление задвижками с электроприводом типа МЭП-6300 осуществляется с
помощью реверсивных бесконтактных пускателей типа ПБР-3А.
Техническая характеристика прибора ПБР-3А приведена в таблице 2.11 [11].
Таблица 2.11 - Техническая характеристика прибора ПБР-3А
|
Технические характеристики
|
Значение
|
|
назначение
|
для бесконтактного
управления электрическими исполнительными механизмами, в приводе которых
используется трехфазные электродвигатели
|
|
температура окружающей
среды
|
от 5 до 50 ºС
|
|
относительная влажность
|
от 30 до 80 %
|
|
вибрация с частотой
|
до 25 Гц и амплитудой до
0.1 мм
|
|
магнитные поля
|
до 50 Гц с напряженностью
до 400 А/м
|
|
питание
|
380(+38/-57) V,
(50±1) Гц
|
|
максимальный коммутируемый
ток
|
3 А
|
|
масса пускателя
|
3.5 кг
|
Neles Finetrol
Техническая характеристика регулирующего клапана Neles Finetrol приведена в таблице 2.12 [1].
Таблица 2.12 - Техническая характеристика клапана Neles Finetrol
|
Технические характеристики
|
Значение
|
|
назначение
|
для регулирования потоков
жидкостей и газов, таких как сырая нефть, горячий нефтяной остаток, сжиженный
газ, а также природный газ, этилен, синтетические газы и пары углеводородов
при средних и высоких давлениях
|
|
применение
|
в регулировании потоков
пара
|
|
позволяет
|
Увеличить мощность потока
без каких-либо модификаций трубопровода
|
|
особенности
|
1) широкий диапазон
регулирования; 2) стабильность и высокая точность регулирования; 3)
регулирование “тяжелых” сред; 4) герметичность; 5) повышенная безопасность;
6) снижение шума/кавитации; 7) экологичная конструкция
|
Схема автоматизации представлена в приложении А.
.5 Описание схемы внешних электрических соединений
На схеме внешних электрических соединений показано подключение первичных
датчиков к контроллеру (к модулям ввода/вывода).
На данной схеме внешних электрических соединений используются модули
ввода/вывода:
) аналоговый модуль входа (1746 NI8);
) аналоговый модуль выхода (1746 NO41).
Входной аналоговый модуль 1746-NI8 содержит 8 аналоговых входных канала,
которые настраиваются пользователем как входа по напряжению или по току. Входа
аналоговых модулей имеют цифровые фильтры высоких частот, которые гасят
электрический шум на входе. Однако, из-за многообразия приложений и окружающих
условий, где установлены и работают аналоговые модули, невозможно
гарантировать, что весь шум окружающей среды будет отфильтрован. В данном
дипломном проекте каналы настроены на датчики имеющие токовый выходной сигнал
4-20 мА. Такой выходной сигнал (4-20 мА) на схеме внешних электрических
соединений имеют датчики, расположенные в сепараторе первой ступени С-1, С-2:
) давления ДМ-2005-Сг-Ех;
) давления Метран-22-ДИ-Ех;
) уровень Сапфир-22ДУ-Ex.
На схеме внешних электрических соединений все датчики изображены во
взрывобезопасном исполнении (имеющие маркировку Ех). Так как модуль 1746-NI8 не
может питать датчики. Для питания датчиков используются блоки питания
Метран-602-Ех. Сам блок питания питается от сети переменного тока (~220 В). К
блоку питания Метран-602-Ех можно подключить несколько датчиков к разъемам XP. Сигнал с блока питания поступает на
соединительную коробку, после которой идет на аналоговые модули ввода/вывода.
На схеме внешних электрических соединений изображен датчик давления
Метран-100-ДИ-Ех (давление в сепараторе) и датчик уровня Сапфир-22ДУ (уровень в
сепараторе), который используется в контуре регулирования. В качестве
регулирующего органа используется регулятор «МЭП-6300». Для управления
регулятором, а также для прослеживания его состояния необходимо: один
аналоговый вход (% открытия регулирующего клапана), два дискретных входа
(состояния регулирующего клапана: открыт или закрыт) и два дискретных выхода
(управление: увеличить процент или уменьшить процент открытия).
Сигнал (% открытия регулирующего клапана) на этот модуль 1746-NI8
поступает с БУЭП-1 (блок управления электроприводом), предварительно пройдя
через соединительную коробку, установленную в шкафу КИПиА.
Аналоговый выход контроллера 1746-NО41 управляет исполнительным
механизмом, предварительно пройдя через блок управления электроприводом БУЭП-1.
Схема внешних электрических соединений приведена в приложении Г.
3 Промышленный контроллер в системе
автоматизации
3.1 Программируемый контроллер
Программируемый логический контроллер (ПЛК) - микропроцессорное
устройство, архитектура которого ориентирована на решение основных задач АСУ
ТП. ПЛК предназначен для работы в распределенной системе управления в реальном
времени; в ПЛК работает фиксированный набор рабочих программ, размещенных в
запоминающем устройстве контроллера. Программируемый контроллер - это ядро
системы автоматизации он производит все математические вычисления и логические
действия, необходимые для управления технологическим процессом, формирует
управляющие воздействия - выходные сигналы в зависимости от динамики протекания
процесса [11].
Программирование контроллера семейства SLC-500 осуществляется на языке лестничной логики Ladder Logic (RSLogix
500) с использованием программного продукта APS (Advanced Programming Software фирмы Rockwell Software Incorporated). Пакет программирования APS
совместим с другими системами программирования, и позволяет работать в режимах
ON- и OFF-Line, отлаживать программу в динамике, редактировать базы данных,
распечатывать программную документацию. Текст программы приведен в приложении
М. Программирование контроллера семейства SLC-500 осуществляется на языке
лестничной логики Ladder Logic (RSLogix 500) с использованием программного продукта APS (Advanced Programming Software фирмы Rockwell Software Incorporated). Пакет программирования APS
совместим с другими системами программирования, и позволяет работать в режимах
ON- и OFF-Line, отлаживать программу в динамике, редактировать базы данных,
распечатывать программную документацию. Текст программы приведен в приложении
М.
Создаваемые программные файлы содержат программы для управления процессом
производства. Эти программы пишутся на языке Ladder Logic (лестничная логика).
Программу на языке Ladder Logic принято
называть "цикловой", что полностью отвечает принципу её исполнения
контроллером. Цикловая логическая программа состоит из набора цепей, в которые
помещаются инструкции. Каждая инструкция имеет соответствующий адрес данных, и
действие цепи основывается на состоянии составляющих её инструкций.
Биты файла данных, которые адресуют эти инструкции, могут быть либо в
состоянии логического нуля (Выкл.), либо логической единицы (Вкл.). Эти
состояния битов и определяют состояние инструкции: "верно" или
"неверно". Во время работы контроллера, процессор обрабатывает каждую
цепь программы, изменяя состояния инструкций согласно логической
последовательности цепей. Другими словами, входные инструкции устанавливают
условия, при которых процессор переводит выходные инструкции в состояние
"верно" или "неверно".
Операционный цикл состоит из таких частей: сканирование входов,
сканирование программы, сканирование выходов, связь и служебные действия
процессора. В скане входов считывается состояние внешних входных устройств, и
файл данных входа обновляется на основе этой информации. В программном скане
обновленные значения состояния входных устройств обрабатываются программой
пользователя. Процессор выполняет все инструкции (слева на право) в порядке
следования цепей (сверху вниз). Биты обновляются соответственно заданным
логическим связям по мере продвижения скана по программе, от инструкции к
инструкции. Сканы входов и выходов, также как и программный скан являются
отдельными независимыми функциями. Таким образом, любые изменения состояния,
происшедшие во входных внешних устройствах во время программного скана, не
учитываются до следующего опроса входов. Аналогично, изменённые данные,
соответствующие внешним выходам, не передаются на выходы до следующего скана.
Используя средства программирования, разработанные для контроллеров, оператор
имеет возможность программировать и управлять ими через компьютер, находящийся
на диспетчерском пункте, так как промышленный контроллер в данной системе
управления объединен в сеть с компьютерами, имеющими доступ к системе [15].
Программируемый логический контроллер, серийно выпускаемые
изготовителями, отличаются большим разнообразием модулей: модули дискретных
вх/вых; коммуникационные модули, модули аналоговых вх/вых; модули
терморегуляторов/модулей ПИД-регуляторов; модули контроля движения и других технических
характеристик быстродействие, количество каналов ввода-вывода,уровня напряжения
вх/вых).
Учитывая специфику устройств, критерии оценки можно разделить на 3
группы:
) технические характеристики: количество вх/вых быстродействие; уровни
напряжения вх/вых, напряжения изоляции;
) эксплуатационные характеристики: диапазон рабочих температур;
относительная влажность воздуха;
) потребительская свойства: производительность; надежность; затраты,
массы и габариты.
3.2 Обоснование выбора контроллера
Рынок промышленных контроллеров может предложить покупателю широкий
спектр всевозможных моделей различных фирм - производителей, как отечественных,
так и зарубежных. Анализируя предложение, приходим к тому, что наиболее
подходящими по таким параметрам, как функциональные возможности, программное
обеспечение и развитая архитектура, являются контроллеры ведущих мировых фирм: Advantech, Siemens, Scada Pack, Allen-Bradley (Rockwell).
Преимущество в цене, но не в качестве имеют отечественные контроллеры.
Поэтому в данном проекте использован контроллер серии SLC-500 импортной фирмы Allen-Bradley, , в полной мере
отвечающий критерию цена/надежность.
Семейство SLC 500 предлагает широкий выбор модулей дискретного В/В,
которые позволяют строить системы управления с минимальными затратами. Наличие
32-канальных модулей В/В снижает, кроме того, требования к монтажному
пространству.
Мощность и гибкость для реализации завершенных решений задач управления,
мощный набор инструкций процессора, развитые инструментальные средства программирования,
а также обширные возможности данных продуктов дают нам веские основания для
выбора данных продуктов при построении систем автоматизации.
Программируемые контроллеры SLC-500 имеют встроенный порт сети DH-485, обеспечивая тем самым
программную поддержку и мониторинг [13].
Отечественные промышленные контроллеры, такие как: Малахит-32 П
(«Дельта»), Ремиконт и другие имеют более низкую цену в сравнении с зарубежными
аналогами, а небольшая географическая удалённость производителя от заказчика
облегчает решение вопросов, связанных с доставкой, обслуживанием и
консультативной поддержкой.
Таким образом, чем меньше отклонений от технологического режима и
аварийных остановок объекта происходит за определённый промежуток времени, тем
больше прибыли получает предприятие.
Вторым по важности критерием (по причинам заказчика) является время,
необходимое на разработку и внедрение системы автоматизации. По этой причине
более подходящими являются контроллеры фирмы Allen Bradley, так как их базовое
программное обеспечение (пакет RSLogix500) отличается удобством в написании
прикладных программ [11].
Произведем анализ стоимости контроллеров приблизительно равной
конфигурации, среди них: MIC
3000 («Advantech», Германия), ScadaPack RS-485 («Control Microsystems Ins», Канада)
и SLC-500 (Rockwell Automation, США), данные по стоимости и анализ
характеристик аппаратных средств приведены ниже в таблицах 3.1, 3.2, 3.3, 3.4.
Таблица 3.1 - Стоимость контроллера MIC 3000
|
№ п/п
|
Код по каталогу
|
Наименование
|
Кол.
|
Цена, $
|
Стоимость,$
|
|
1
|
PLC-AD-1168
|
8 cлотный корпус
для плат
|
1
|
1209
|
1209
|
|
2
|
PLC-AD-1169
|
Высокопроизводительный
процессорный модуль, 512 Мбайт
|
1
|
2249
|
2249
|
|
3
|
PLC-AD-1170
|
Процессорный модуоь, до 256
Мбайт
|
2
|
115900
|
231800
|
|
Итого:
|
235258
|
Таблица 3.2 - Стоимость контроллера ScadaPack RS-485
|
№ п/п
|
Код по каталогу
|
Наименование
|
Кол.
|
Цена, $
|
Стоимость,$
|
|
1
|
P3-1
|
SADAPack Plus
|
1
|
1490
|
1490
|
|
2
|
5103
|
источник питания
|
1
|
560
|
560
|
|
3
|
5404
|
модуль дискретных входов,
16 каналов
|
16
|
360
|
5760
|
|
4
|
5409
|
модуль дискретных выходов,
8 каналов
|
32
|
320
|
10240
|
|
5
|
5301
|
модуль аналоговых входов, 8
канала
|
6
|
182
|
1092
|
|
Итого:
|
19142
|
Таблица 3.3 - Стоимость
контроллера SLC-500
|
№ п/п
|
Код по каталогу
|
Наименование
|
Кол.
|
Цена, $
|
Стоимость, $
|
|
1
|
1747-L542C
|
SLC 5/04 центральный
процессор
|
1
|
1258,3
|
1258,3
|
|
2
|
1746-P2
|
источник питания
|
1
|
587,0
|
587,0
|
|
3
|
1746-A13
|
шасси на 13 слотов
|
2
|
305,6
|
611,2
|
|
4
|
1746-IB32
|
модуль дискретных входов,
32 канала
|
3
|
301,6
|
904,8
|
|
5
|
1746-OB32
|
модуль дискретных выходов,
32 канала
|
3
|
355,9
|
1067,7
|
|
6
|
1746-NI16I
|
модуль аналоговых входов, 16
каналов
|
2
|
222,8
|
445,6,
|
|
7
|
1746-NR8
|
модуль аналоговых входов
термопар, 8 каналов
|
3
|
235,3
|
705,9
|
|
8
|
1746-NT8
|
модуль аналоговых входов
термопар, 8 каналов
|
1
|
250,8
|
250,8
|
|
Итого:
|
5831,3
|
Таблица 3.4 - Результаты анализа характеристик аппаратных средств
|
Показатель
|
Фирма - производитель
|
|
«Control Microsystems Ins»,
Канада
|
«Siemens»,
Германия
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
Тип процессора
|
SCADAPack Plus
|
S7-400
|
SLC-5/04
|
|
Тип монтажа
|
DIN рейка
|
Монтажная рейка. 32 модуля
в 4 ряда
|
Шасси на 4, 7, 10, 13
модулей
|
|
Выбор модулей
|
Более 20+встроенные I/O
Отсутствуют модули AI 8-канальные, DI 32-канальные, модули ввода/вывода.
|
Более 30 модулей. Есть
спец. Модули
|
Более 48 модулей. Весь
спектр + спец.модули
|
|
Источник питания
|
Один: 5В/1А; 24В/0,5А
|
3 типа: 4А, 10А, 20А.
|
4 типа: 2¸10А/5В 0,46¸2,88/24В
|
|
Встроенные порты
|
RS-232, RS-485
|
MPI/DP
|
RS-232, DH-485, DH+
|
|
Температурный режим
|
-400 ÷ 700 С (влажность до 95%)
|
00 ÷ 600 С (без точки росы)
|
00 ÷ 600 С (неконденсир. Влажность 5¸95%)
|
|
Продолжение таблицы 3.4
|
|
Средства программирования
|
RLL, C, ANSI C.
|
STEP 7, CFCS7, S7-GRAF
|
RSLogix500, A.I.Series
|
|
Память программная/данных
|
12Кслов/12Кслов
|
48Кслов
|
20Кслов/4Кслов
|
.3 Выбор проектной конфигурации контроллера
По количеству сигналов, которые необходимо обрабатывать, а также
временным характеристикам объекта управления можно сделать вывод, что наиболее
выгоден микроконтроллер класса SLC (Small Logical Controller).
Семейство SLC 500 - это развивающееся семейство малых программируемых
контроллеров, построенное на двух аппаратных модификациях: фиксированный
контроллер с опцией расширения при помощи 2-x слотного шасси, или модульный
контроллер до 960 точек в/в. Средства программирования и большинство модулей
ввода/вывода совместимы для обеих модификаций.
В дополнение к гибкости конфигурирования программируемые контроллеры SLC
500 имеют встроенный порт сети DH-485, обеспечивая тем самым программную
поддержку и мониторинг.
Основные характеристики контроллеров SLC-500:
) 12 типов процессоров;
) 4 типа шасси для установки контроллеров на 4, 7,10 и 13 модулей;
) подключение до 3 шасси к одному процессорному модулю;
) 6 типов блоков питания, отличающиеся по мощности;
) более 80 модулей ввода/вывода;
) время сканирования 1 мс на 1 килослово (для процессоров 5/04 и 5/05
время сканирования 0,9 мс).
Микроконтроллер способен обработать:
) 96 аналоговых сигналов;
) 900 дискретных сигналов.
Для реализации данного проекта выберем модульный контроллер серии SLC-500
с процессором SLC 5/03, так как он отвечает требованиям по быстродействию,
имеет полный набор команд (в том числе ПИД - инструкции).5/03 - процессор с
емкостью памяти 8К слов и дополнительными 4К для данных (каталожный номер
1747-L531) с гибкими коммуникационными возможностями и производительностью в
5-10 раз больше, чем у SLC 5/02. Он обеспечивает до 960 точек ввода/вывода,
программирование в режиме ONLINE, и переключатель для выбора одного из 3-х
режимов функционирования (RUN, PROGRAMM и REMOTE). В состав процессора SLC 5/03
также включен канал RS-232, который обеспечивает асинхронный последовательный коммуникационный
интерфейс данных с терминальными устройствами.
Исходя из того, что количество сигналов с учетом сигналов от
исполнительных механизмов следующее: 56 дискретных входа, 18 дискретных
выходов, 49 аналоговых входа, 11 аналоговых выходов. Следовательно, была
произведена следующая компоновка модулей контроллера: 1746-IB32 - 2 шт., 1746-OB16 - 1 шт., 1746-OB8 - 1 шт., 1746-NI8 - 7 шт., 1746-NO4I - 3 шт. Выбор
модулей проводился с учетом резерва.
Модули дискретного ввода 1746-IB32 используем для обработки поступающих дискретных сигналов с напряжением
24 Вольт (постоянного тока) типа «сухой контакт», поступающих от сигнализаторов
или контактов.
Модули дискретного вывода 1746-ОВ16 формируют выходные дискретные сигналы
постоянного тока для управления дискретными исполнительными механизмами [13].
Модуль 1746-NI8 предназначен
для преобразования сигналов от 8-ми аналоговых датчиков в двоичный код. Модуль
служит для обработки аналоговых сигналов ±10 В, 1¸ 5 В, 0¸5 В, 0¸10 В, 0¸5 мА, 0¸20 мА и 4¸20 мА. Модуль позволяет
преобразовывать показания датчиков непосредственно в инженерные единицы. Для
данного модуля требуется предварительная инициализация.
Модули аналогового вывода 1746-NO4I формируют выходные аналоговые сигналы
для управления исполнительными механизмами (регуляторами) [12].
Выбранные выше модули ввода/вывода расположены на двух шасси:
-А10 10-Slot Rack - шасси на 10 слотов;
-А7 7-Slot Rack - шасси на 7 слота.
Для каждого шасси произведен расчёт энергопотребления и выбор источника
питания (таблица 3.5).
Таблица 3.5 - расчёт энергопотребления и выбор источника питания
|
№ шасси
|
№ слота
|
Каталожный номер
|
Потребляемый ток от шасси,
mA
|
Описание
|
|
|
|
|
5 V
|
24 V
|
|
|
1
|
0
|
1747-L531
|
1000
|
200
|
ЦП SLC 5/03
|
|
|
1
|
1746-IB32
|
106
|
0
|
Входные дискретные модули
|
|
|
2
|
1746-IB32
|
106
|
0
|
|
|
|
3
|
1746-OB16
|
280
|
0
|
Выходные дискретные модули
|
|
|
4
|
1746-OB8
|
135
|
0
|
|
|
|
5
|
1746-NI8
|
200
|
100
|
Входные аналоговые модули
|
|
|
6
|
1746-NI8
|
200
|
100
|
|
|
|
7
|
1746-NI8
|
200
|
100
|
|
|
|
8
|
1746-NI8
|
200
|
100
|
|
|
|
9
|
1746-NI8
|
200
|
100
|
|
|
Итого
|
|
I, mA
|
2627
|
700
|
Блок питания 1746-Р3
|
|
БП
|
|
I, mA
|
3600
|
870
|
|
|
Запас
|
|
I, mA
|
973
|
170
|
|
|
2
|
10
|
1746-NI8
|
200
|
100
|
Входные аналоговые модули
|
|
|
11
|
1746-NI8
|
200
|
100
|
|
|
|
12
|
1746-NO4I
|
55
|
195
|
Выходной аналоговый модуль
|
|
|
13
|
1746-NO4I
|
55
|
195
|
Выходные аналоговые модули
|
|
|
14
|
1746-NO4I
|
55
|
195
|
|
|
|
15
|
-
|
-
|
-
|
|
|
|
16
|
-
|
-
|
-
|
|
|
Итого
|
|
I, mA
|
565
|
785
|
Блок питания 1746-Р3
|
|
БП
|
|
I, mA
|
3600
|
870
|
|
|
Запас
|
|
I, mA
|
3035
|
85
|
|
.4 Разработка и описание алгоритмов управления технологическим процессом
.4.1 Алгоритм регулирования и управления
Нефть со скважин поступает в нефтегазосепараторы НГС-1 и НГС-2, где
происходит технологический процесс отделения свободного и растворенного
попутного газа от нефти. Оператор задает значения уставок уровня нефти и
давления газа в нефтегазосепараторах НГС-1, НГС-2. Регулировка уровня нефти и
давления газа осуществляется с помощью ПИД инструкций. В зависимости от
величины разности между текущими значениями и значениями уставок появляется
сигнал рассогласования, с помощью него и происходит процесс регулирования
положением клапана. Если величина рассогласования велика, то заслонка клапана
стремится принять крайние положения “открыто”/ “закрыто”. Смысл работы ПИД
инструкции заключается в том, что положение клапана, то есть значение текущей
величины всегда будет двигаться к значениям уставок, а следовательно и
обеспечивать регулирование.
В дальнейшем нефть из нефтегазосепараторов НГС-1, НГС-2 поступает в
отстойники ОГ-1, ОГ-2, в которых осуществляется разделение нефти на нефть
обводненностью 5% и условно чистую воду. Оператор в этом случае задает значения
уставок уровня нефти и уровня воды. Регулировка уровней нефти и воды также
производится при помощи ПИД инструкций. Алгоритм функционирования аналогичен
алгоритму описанному выше. Но разница в том, что здесь определены другие значения
уставок уровней.
Следующим шагом является поступление нефти в буферную емкость, где
происходит окончательное отделение растворенного газа от нефти. Так как
технологический процесс окончательной дегазации нефти происходит за счет
поверхностно-фазового контакта нефти и газа, очевидно, что и в этом случае
используем ПИД регулятор. Регулирование величины уровня нефти в БС
осуществляется регулятором уровня, а величины давления газа регулятором
давления.
Затем самодавлением нефть подается в резервуары РВС-1 и РВС-2. Когда в
резервуарах достигается определенный уровень происходит открытие задвижек
слива.
Затем нефть поступает на прием насосные агрегаты Н-1, Н-2, после чего
подается на БС ДНС-17.
Выделившийся при сепарации газ из нефтегазосепараторов НГС-1, 2 через
регулятор давления поступает в газосепараторы ГС-1,2. И затем газ подается на
ГПЗ через регулятор давления газа установленного в газопроводе.
Пластовая вода из отстойников ОГ-1 и ОГ-2 сбрасывается в резервуар
водоподготовки РВС-1,2, и затем вода подается на прием насосов Н-1, 2 и
откачивается в систему узел учета воды (УУВ) на КНС-17 [1].
.4.2 Алгоритм контроля и управления
Алгоритмы работы нефтегазосепараторов НГС-1, НГС-2, так как данные
объекты являются однотипными, то алгоритм их работы будет одинаков. Поэтому на
рассмотрение возьмем алгоритм контроля и управления нефтегазосепаратора НГС-1.
Нефть со скважин поступает в НГС-1, где контролируются четыре параметра:
) давление газа;
) температуру нефти;
) уровень нефти;
) давление газа на выходе.
Для таких значений, как давления газа и уровень нефти заданы уставки. В
зависимости от разности между значением уставок и контролируемого нами
параметра (сигнал рассогласования), выдается сигнал управления следующим
элементам:
) регулятору давления газа;
) регулятору уровня нефти.
Разность между уставкой и текущим значением контролируемого параметра,
определяет положение регулятора, выступающего в роли регулирующего элемента.
В отстойниках ОГ-1 и ОГ-2 контролируемыми параметрами являются:
) уровень нефти;
) температура воды;
) уровень воды.
В буферных емкостях БС-1, 2 контролируемые параметры следующие:
) давление газа;
) температура нефти;
) уровень нефти.
После БС осуществляется контроль еще за несколькими параметрами:
) давление газа;
) расход газа на факел.
В свою очередь регулируемым параметром в БС выступает регулятор слива
нефти. Алгоритм его функционирования идентичен алгоритму слива нефти из
нефтегазосепараторов.
Резервуары РВС-3, РВС-4 предназначаются для аварийных ситуаций связанных
с неполадками насосов Н-3, Н-4. Контролируемыми параметрами являются:
) уровень взлива нефти;
) сигнализатор максимального уровня нефти;
) сигнализатор минимального уровня нефти;
) пожарная сигнализация.
Элементом, выступающим, в роли объекта управления является задвижка
опорожнения резервуара.
Нефть поступает на прием насоса Н-3, Н-4. Контролируемые параметры
данного объекта таковы:
) давление на выходе;
) температура подшипников;
) пожарная сигнализация;
) обороты привода.
В газосепараторах ГС-1,2 осуществляется контроль следующих параметров:
) давление газа;
) уровень газа.
После газосепаратора контролируется давление газа.
Вода из отстойников поступает в резервуар РВС-1, РВС-2 где
контролируемыми параметрами выступают:
) уровень взлива воды;
) сигнализатор максимального уровня воды;
) сигнализатор минимального уровня воды;
) температура воды.
Насосы Н-1, Н-2 откачивает воду в систему узел учета воды. На данном
объекте контролируется:
) давление на выходе;
) температура подшипников;
) пожарная сигнализация;
) обороты привода [1].
Оперативный узел учета газа.
) расход газа на ГПЗ. Система производит подсчет расхода газа на ГПЗ по
трем параметрам расход, давление, температура;
) расход газа на факел.
Оперативный узел учета нефти.
Система обеспечивает: подсчет расхода нефти по трем линиям.
Нефтяные насосы внешней перекачки Н-1, Н-2, Н-3, Н-4.
Предусмотрена возможность выбора режима работы насосного агрегата:
) ручной - СКУ осуществляет только контроль технологических параметров по
насосному агрегату. Остановка и пуск насоса происходит в ручную с пульта
местной автоматики;
) автоматический - СКУ осуществляет контроль технологических параметров
по насосному агрегату и автоматическую остановку при срабатывании одного из
следующих сигналов:
) высокая температура подшипника точка 1;
) высокая температура подшипника точка 2;
) высокая температура подшипника точка 3;
) высокая температура подшипника точка 4;
) давление на всасе минимальное;
) давление на выкиде минимальное;
) давление на выкиде максимальное;
) уровень утечек сальников максимален;
) загазованность в насосном блоке 50%;
) минимальный уровень в НГС-1, НГС-2 (по задаваемой уставке оператором).
Включение насоса производится в ручном режиме, с пульта местной
автоматики.
Буферные емкости БС-1, 2 насос Н-3, 4:
) уровень в БС-1 (БС-2) аварийно минимален;
) уровень в БС-1 (БС-2) аварийно максимален.
Блоки управления задвижками.
Вход на ДНС-17 «УДР», выход ДНС-17 «Нефть на КСП-9», управление выходом
газа на ГПЗ, на факел.
Предусмотрен ручной режим управления задвижками. СКУ определяет положение
задвижки (открыта, закрыта, промежуточное состояние) и позволяет выдавать
команды управления:
) открыть задвижку;
) закрыть задвижку.
При ручном режиме управления задвижкой анализ аварийных сигнализации
объекта управления не производится.
Автоматический режим управления происходит по следующему алгоритму.
Закрыть задвижку:
) начальное положение насоса Н-3, 4 "Включено".
) начальное положение задвижки "Открыто".
) прошло изменение состояние насоса Н-3, 4 на "Выключено".
) формирование команды закрыть задвижку.
Открыть задвижку:
) начальное положение насоса Н-3, 4 "Выключено";
) начальное положение задвижки "Закрыто";
) подана команда "Запустить насос" Н-3, 4;
) состояние насоса Н-3, 4 включено;
) аварийно максимальное давление на выкиде насоса;
) формирование команды открыть задвижку.
Всего по СКУ ДНС-17 производится управление 19 задвижками [1].
Блок-схемы алгоритмов представленны в приложении В.
.5 Обоснование выбора программного пакета
Создание современных АСУТП требует дальнейшего повышения качества
управления за счет использования высокоэффективных алгоритмов управления.
Использование таких алгоритмов сдерживалось их сложностью и аналоговой
элементной базой. Даже широкомасштабный процесс перехода на цифровую элементную
базу не обеспечил соответствующего повышения качества управления из-за
трудностей при реализации режима жесткого реального времени. Вторым
сдерживающим фактором являлось высокая трудоемкость разработки программного
обеспечения (ПО) АСУТП.
В настоящее время разработчики получили в свои руки набор мощных и
эффективным инструментальных программных средств, предназначенным для
разработки АСУТП - SCADA-системы.
В силу требований, которые предъявляются к системам SCADA, спектр их
функциональных возможностей определен и реализован практически во всех пакетах.
Основные возможности и средства, присущие всем системам и различающиеся только
техническими особенностями реализации:
) автоматизированная разработка, дающая возможность создания программного
обеспечения (ПО) системы автоматизации без реального программирования;
) средства сбора первичной информации от устройств нижнего уровня;
) средства управления и регистрации сигналов об аварийных ситуациях;
) средства визуализации представления информации в виде графиков,
гистограмм и т.п.;
) средства хранения информации с возможностью ее пост-обработки (как
правило, реализуется через интерфейсы к наиболее популярным базам данных);
) средства обработки первичной информации;
) возможность работы прикладной системы с наборами параметров,
рассматриваемых как единое целое (recipe, или установки) [14].
Рассмотрим три системы программного проектирования: RSView32, Sitex фирмы
Jade Software, InTouch и RSView32, которые представляют собой программные
пакеты HMI для оперативного контроля и управления машинами и процессами
автоматизации.
В данной работе, в качестве программного пакета операторского интерфейса
для представления оператору данных о состоянии технологического процесса в виде
мнемосхем, численных значений, диаграмм, временных графиков и аварийных сигнализаций
выбрана базовая система RSView32
от Rocwell Automation .
Производитель пакета RSView 32 - американская фирма Rockwell Software,
являющаяся подразделением компании Rockwell Automation, одного из мировых
лидеров в производстве систем промышленной автоматики и электроники.32
использует открытые технологии в рамках платформы Microsoft Windows такие, как
ODBC, OLE и DDE и является открытой платформой для выбора в промышленной
автоматизации. RSView 32 обеспечивает взаимодействие между продуктами серии Wintelligent
и продуктами Microsoft и обладает улучшенной функциональностью по сравнения с
традиционными средствами MMI. Это обеспечивается за счет
объектно-ориентированной анимационной графики, открытой базы данных,
регистрации архивных данных в формате DBF и расширенными возможностями для
трендов, тревог, создания производных тэгов и детектора событий.32 позволяет
создавать экранные дисплеи в любом графическом разрешении, независимо от того,
в каком разрешении они будут представлены на реальном объекте. RSView 32
обладает способностью вставлять объекты, записанные в форматах. DXF,. BMP и.
WMF, кроме того, активно используется механизм OLE для работы со связанными
объектами.
Технология ODBC (Open Database Connectivity) это стандарт, разработанный
Microsoft, который позволяет базам данных различных форматов быть доступными
для других приложений, работающих в среде Windows. Вся информация о тэгах
RSView 32 и системной конфигурации запоминается в формате совместимом с ODBC, и
доступна для большого количества инструментальных средств работающих под
Windows, таких как, Microsoft Access, Excel и т. д.32 поддерживает тревоги для
цифровых и аналоговых тэгов, которые можно поделить на восемь градаций по
уровням и восемь категорий опасности.32 имеет весьма гибкий и развитый механизм
обработки трендов. Тренды могут сниматься непосредственно в реальном масштабе
времени или браться из архивных файлов, предварительно записанных регистратором
данных.
RSView 32 поддерживает работу в сетевых средах. Имеется возможность
разделения баз данных. Присутствует поддержка промышленных сетей таких как DH,
DH+, DH485, ControlNet и т. д. RSView 32 имеет уникальную систему драйверов
связи. Она включает в себя динамическую оптимизацию обмена по сети и проверку
ошибок индивидуально по каждому тэгу. Важной особенностью является горячее
резервирование драйверов связи. Все это создает надежную среду для
гарантированного сбора данных.
Система RSView 32 имеет руководство на русском языке, что существенно
упрощает ее первоначальное освоение и последующее использование.
Таким образом главными аргументами при выборе RSView 32 в качестве
инструментария были:
1) качество и надёжность системы;
2) сравнительно невысокая цена;
3) руководство пользователя на русском
языке;
4) богатые сетевые возможности;
5) нацеленность системы на работу с
контроллерами Allen-Bradley;
6) быстродействие системы;
7) простота в использовании.
Sitex
- новый пакет для российского рынка. Мощностью и структурой Sitex обязан операционной системе QNX. QNX - реализует возможности, предоставляемые современными
процессорами, така как приложения в этой среде работают в защищенном режиме.
Основу программного пакета составляют несколько серверов (ввода-вывода,
предыстории, системы управления тревогами, процессов данных) и администраторов
(доступа, управления, сообщений, исходных данных).
Каждый сервер в Sitex
может поддерживать одновременно работу нескольких серверов ввода-вывода. Сервер
поставляется со всеми необходимыми компонентами, обеспечивающими
работоспособность системы пользователя без программирования. Работа, которая
могла отнять много часов или даже дней, в Sitex делается за несколько минут.
Программное обеспечение (ПО) InTouch предлагает пользователям и
разработчикам приложений широкий спектр значительных возможностей, направленных
на повышение эффективности и производительности. ПО InTouch позволяет также
снизить затраты на реализацию проекта, предоставляя возможности визуализации
одного или того же приложения через множество различных устройств.можно
просматривать с помощью множества устройств без каких-либо дополнительных
изменений конфигурации, такие как: монитор, Интернет, множество экранов,
маломощные сетевые клиенты. Функции системы: высокая способность связи;
преимущества интеграции программных и аппаратных решений. Наличие мощных
встроенных возможностей распределенных системы упрощает процессы развертывания,
управления и организации крупных систем, что позволяет уменьшить затраты на
разработку и использование продукта [20].
На основе проведённого анализа, можно сказать, что система RSView 32
является современным мощным средством для создания операторского интерфейса и в
полной мере подходит для решения поставленной задачи. RSView32 и RSLinx
обеспечивают наиболее мощные возможности по сбору, контролю и передаче данных с
производственных участков.
.6 Описание разработки интерфейса оператора
.6.1 Общие требования
Основным средством представления информации оператору является цветной
графический монитор.
Технологические сообщения, выдаваемые оператору, реализованы на русском
языке, системные сообщения, выдаваемые системному администратору - на
английском и русском языках.
Для операторского интерфейса предусмотрена система защиты от
несанкционированного доступа к изменяемым параметрам системы [1].
.6.2 Структура операторского интерфейса
Взаимодействие оператора с Системой должно обеспечиваться иерархической
системой видеокадров.
Каждый видеокадр содержит: рабочую область, содержащую мнемосхему
процесса или стандартную видеограмму.
) состав технологического оборудования;
) динамику изменения состояния процесса;
) численные значения параметров процесса;
) состояние механизмов и агрегатов.
По степени детализации отображения информации операторский интерфейс
включает следующие виды мнемосхем:
) детальные;
) групповые;
) обзорные.
Тренды обеспечивают отображение текущих (в реальном времени) и
зарегистрированных (история процесса) значений параметров в виде временных
графиков. Тренды реального времени встроены в мнемосхемы. Исторические тренды
доступны для просмотра в виде графиков. Экран настройки регуляторов содержит
изображение лицевой панели регулятора с доступными органами управления. В экран
встроены тренды реального времени, отображающие динамику изменения параметров
контура регулирования (регулируемая переменная, выходной сигнал на регулирующий
орган, задание). Экран аварийной и предупредительной сигнализации содержит в
хронологическом порядке перечень сообщений об отклонениях контролируемых
параметров. Экран формирования отчетов содержит меню с перечнем формируемых
отчетов. Графическое содержание мнемосхем и видеограмм определяется на этапе
разработки проекта [1], [14].
.6.3 Дистанционное управление с рабочих мест операторов
Система обеспечивает с рабочих мест операторов:
) дистанционное отключение насосов;
) дистанционное открытие или закрытие клапанов;
) выполнение функций дистанционного управления должно осуществляться с
учетом приоритетов.
.6.4 Информационные функции
Система осуществляет выполнение следующих информационных функций:
) сбор и обработку информации о технологическом процессе и
технологическом оборудовании;
) распознавание и сигнализацию аварийных ситуаций, отклонений процесса от
заданных пределов, отказов технологического оборудования;
) отображение информации о технологическом процессе и состоянии
оборудования в виде мнемосхем процесса и стандартных видеограмм;
) ведение журнала событий;
5) регистрацию и архивирование параметров процесса;
6) формирование отчетной документации (суточный отчет).
.6.5 Требования к информационным функциям
Функция “Сбор и обработка информации” выполняется автоматически. Период
обновления информации не превышает 1 сек. Обработка информации включает
проверку значений сигналов на диапазон допустимых изменений, усреднение
аналоговых сигналов, приведение значений сигналов к реальным физическим
единицам.
В качестве системы единиц приняты:
1) температура - °С;
) давление - кг/см2;
) расход - м3/час;
) уровень - м;
) ток - А;
) напряжение - В.
Функция “Отображение информации о технологическом процессе и состоянии
оборудования” выполняется по запросу оператора, открытием необходимого окна в
АРМе на компьютере.
Функция “Распознавание и сигнализация аварийных ситуаций и отклонений
процесса” выполняется автоматически. Предусмотрена возможность задания по
каждому параметру не менее 2 уставок сигнализации.
Функция “Ведение журнала событий” выполняется автоматически. Журнал
содержит в хронологическом порядке перечень аварийных и предупредительных
сообщений об отклонениях контролируемых параметров.
Функция “Регистрация и архивирование параметров” выполняется
автоматически. Запись информации на диск производится как при изменении
значений параметров, так и периодически.
Функция “Формирование отчетной документации” выполняется по запросу
оператора. Методика расчета и формы отчетных документов предоставляются
Заказчиком на этапе проекта [1], [14].
Экраны ММI представлены в
приложении Л.
.7 Тип используемого кабеля для связи компонентов системы автоматизации
Для передачи сигнала от прибора (датчика) к RTU используется приборный кабель AWG 22. Он представляет
из себя две индивидуально экранированные (алюминиево-полиэфирная фольга) витые
пары из многожильных медных луженых проводников с изоляцией из полипропилена.
Общий многожильный дренажный провод, выполненный из медный луженых проводников.
Наружная оболочка из поливинилхлорида черного цвета.
Кабель в своем составе имеет две витых пары, стандартная длина кабеля
1524 метра, внешний диаметр кабеля 4,27 мм.
Для монтажа кабелей и проводов, а также телеинформационных сетей на
объектах необходимы несущие, поддерживающие и крепящие конструкционные детали,
предоставляющие возможность постройки кабельных магистралей.
Система кабельных трасс состоит из нескольких сот унифицированных
конструкционных деталей, с помощью которых можно запроектировать и изготовить
любую систему:
) магистрали кабелей с резиновой изоляцией, уложенных в коробах;
) магистрали кабелей уложенных на кабельных лестницах;
) магистрали кабелей, установленных вертикально на консолях,
прикрепленных к основанию сооружения;
) шинопроводов, подвешенных к перекрытию или прикрепленных к стене;
) ряда осветительных арматур подвешенных к профилю или коробу;
) креплений подвесов к перекрытию, стальных балок и консолей к стенам;
) шин уложенных на изоляторах и в плоской прокладке;
) одножильных кабелей, уложенных на кабельных держателях прикрепленных к
специальным поперечинам;
) полосы заземления, уложенной на несущих и поддерживающих конструкциях и
на основании сооружения, а также других конструкционных блоков, применяемых при
соединении элементов электрических цепей.
4 РАСЧЕТ СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
Качество работы современных автоматизированных систем управления
промышленными технологическими процессами в значительной степени зависит от
того, насколько правильно выбраны настройки регуляторов, входящих в состав этих
систем. Проблеме правильного выбора настроек регуляторов усугубляется еще и
тем, что в процессе эксплуатации автоматической системы параметры объекта
управления изменяются, и для обеспечения соответствия между этими параметрами и
настраиваемыми параметрами регуляторов требуется их перенастройка. Решением
проблемы может быть использование регуляторов с автоматической, в определенном
смысле, оптимальной настройкой их параметров.
В данном дипломном проекте рассматриваемая задача решается для объектов
управления, поведение которых хорошо аппроксимируется динамическими моделями.
.1 Описание объекта регулирования
Объектом регулирования на ДНС-17 является сепаратор первой ступени
сепарации для системы регулирования уровня нефти при ступенчатом изменении
регулирующего органа.
Схема регулирования уровня в сепараторе изображена на рисунке 4.1
Рисунок 4.1 - Объект регулирования уровня
4.2 Определение передаточной функции объекта
Определение передаточной функции объекта в соответствии с имеющейся
априорной информацией проводится методом идентификации объекта по его
переходной характеристике, представляющей реакцию системы на ступенчатое
входное воздействие.
-
передаточная функция объекта,
где
Y(S) - изображение по Лапласу выходной величины,
X(S) -
изображение по Лапласу входной величины.
Для
нахождения передаточной функции объекта используем графики (рисунок 4.2,
рисунок 4.3) переходных характеристик сепаратора для системы регулирования
уровня отсепарированной водонефтяной эмульсии при ступенчатом изменении
регулирующего органа.
Рисунок
4.2 - Задающее воздействие
Рисунок
4.3 - Переходная характеристика
Для
определения оптимальных настроек регулятора достаточно определить переходные
характеристики по каналу регулирования.
Для
объектов нефтяной и газовой промышленности передаточная функция объекта
аппроксимируется апериодическим звеном І порядка с запаздыванием, то есть
передаточная функция будет иметь вид:
где:
Коб - коэффициент усиления объекта регулирования;
Тоб
- постоянная времени объекта;
tоб - время запаздывания объекта.
Выше приведенные параметры являются динамическими параметрами объекта
регулирования и определяются графически по виду переходной характеристики
(рисунок 4.3).
Относительное изменение регулируемого параметра объекта
Относительное
изменение положения регулирующего органа
где:
YУСТ - установившееся значение температуры воды;
Yном -
номинальное значение температуры воды;
Нmax -
максимальное значение положения регулирующего органа;
Но
- номинальное значение положения регулирующего органа
Безразмерный
коэффициент передачи
где:
∆G - относительное изменение выходной величины;
m - относительное изменение входной величины.
Постоянная времени объекта
Время
запаздывания
Передаточная
функция объекта
По
заданию необходимо рассчитать оптимальные параметры настройки ПИ регулятора,
такие, чтобы перерегулирование не превышало 20%.
.3 Расчет настроек регулятора
Для расчета настроек регулятора были заданы показатели качества. Прямой
показатель качества - перерегулирование составляет σ=20%.
Для того чтобы перевести прямые показатели качества в косвенные
необходимо обратиться к номограммам Солодовникова. Сначала по перерегулированию
определяется Pmax. Далее определяется запас по
амплитуде L,(Дб) и запас по фазе φ,
после чего определяется
колебательность M [13].
Рисунок 4.4 - Номограммы Солодовникова
Косвенный показатель качества - колебательность составляет М=1.05
.4 Расчёт оптимальных настроек ПИ-регулятора
В данной курсовой работе был выбран метод на основе частотного показателя
качества М.
Расчёт настроек основывается на частотном критерии устойчивости Найквиста.
На основе значения М строится запретная зона, в которую не должна заходить АФЧХ
разомкнутой системы с выбранным регулятором.
Находим оптимальные настройки регулятора Кр и Ти графо-аналитическим
методом.
По
заданным параметрам 
и 
определяем
показатель колебательности М, по номограммам М=1.05
Запишем передаточную функцию объекта в виде:
Запишем
передаточную функцию регулятора в виде
Исходным
для расчёта границы области заданной степени колебательности М является
соотношение:
Тогда
можно записать
Задавая
различные значения частоты 
от 0 до
значения, при котором отношение Кр/Ти становится максимальным.
Положение
АФЧХ разомкнутой системы относительно запретной зоны зависит от выбранного
коэффициента усиления регулятора. Критическое значение этого параметра будет
определяться точкой касания.
Алгоритм
расчёта настроек регулятора при заданной передаточной функции объекта:
)
выбор типа регулятора;
)
построение передаточной функции разомкнутой системы;
)
по заданному значению М рассчитывается радиус и центр запретной зоны, которая
строится на комплексной плоскости;
)
выбирается произвольное значение кр, построение АФЧХ разомкнутой системы;
)
если АФЧХ разомкнутой системы пересекла круг, то kр нужно
уменьшить до тех пор, пока АФЧХ не займёт положение касательной к запретной
зоне;
)
полученное значение кр будет оптимальным;
)
далее с помощью программируемой среды MatLab строится замкнутая
система, и определяются прямые показатели качества.
Строим
в одной системе координат запретную зону и АФЧХ разомкнутой системы:
Рисунок 4.5 - График запретной зоны и АФЧХ разомкнутой системы
Полученные значения заносятся в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 - Найденные значения кр и Ти для ПИ регулятора
|
Ти
|
12
|
14
|
16
|
18
|
20
|
|
кр
|
0,5
|
0,62
|
0,78
|
0,85
|
1,01
|
|
кр/Tи
|
0,042
|
0,044
|
0,048
|
0,047
|
0,0505
|
.5 Описание структурной схемы
Структурная схема дискретной системы автоматического регулирования (САР)
приведена на рисунке 4.6.
Рисунок
4.6 - Структурная схема САР
Wp -
ПИ-регулятор, Wm - объект, Wдм - демодулятор (фиксатор
нулевого порядка), который описывается уравнением:
; 
Передаточная
функция разомкнутой системы имеет вид:
Передаточная
функция замкнутой системы вычисляется по формуле
Для
построения переходного процесса найдём Z-изображение
сигнала на выходе при единичном ступенчатом воздействии на входе:
Раскладывая в ряд Лорана (по отрицательным степеням z) получим значения выходного
воздействия в различные промежутки времени (коэффициенты перед отрицательными
степенями z).
Согласно таблице 4.19 наиболее оптимальными значениями являются кр=0,85 и
Ти=18. Оптимальными значениями на интервале варьирования Ти считается
наибольшее значение выражения кр/Ти.
Рисунок 4.7 - Переходной
процесс
.6 Определение показателей качества процесса регулирования
По полученному графику (рисунок 4.7) переходного процесса оцениваем
качество процесса регулирования. Из графика получаем следующие значения прямых
показателей качества:
) время регулирования - минимальное время по истечению, которого
регулируемая величина будет оставаться близкой к установившемуся значению с
погрешностью ±5%
tp=28*Т=112
c;
) перерегулирование - это максимальное отклонения регулируемой величины
от установившегося значения, выраженное в процентах. hуст=1; hmax=1.11
% =11%
Сделаем вывод, что в реальных условиях работы перерегулирование не
превышает 20%, а время регулирования tр<(3÷4)Tоб, и настройки регулятора кр=0,78 и Ти=16, то поэтому найденные
настройки для ПИ регулятора обеспечивают требуемое по заданию качество
регулирования и являются оптимальными.
Результат расчета системы автоматического регулирования представлены в
приложении Н.
.7 Расчет регулирующего органа
В настоящее время в международной практике для расчета регулирующих
клапанов используются стандарты Международной Электротехнической Комиссии (МЭК
- International Electrotechnical Commission) - 534-2-1 и 534-2-2 (соответственно
для жидкости и для газа) [23].
Эти стандарты, получившие широкое распространение во всем мире, включая
Россию, основаны на использовании собственных параметров регулирующих клапанов.
Расчет клапанов на жидкости выполняется в следующем порядке:
) рассчитаем исполнительное устройство, установленное в сепараторе первой
ступени, если Fmax=100 м3/ч (0,028 м3/с);
кинематическая вязкость при температуре t=350С, υ=3,5 ∙ 10-4 м2/с; перепад давлений
на исполнительном устройстве при максимальном расходе Δ
Pmin=1,7 ∙ 105 Па.
По формуле определяем максимальную расчетную пропускную способность Кυ
max с учетом коэффициента запаса η=1,2
по уравнению(4.25):
где:
Fmax - максимальный расход среды, м3/с;
ρ - плотность жидкости, кг/м3;
η - коэффициент запаса (равно 1,2);
Δ Pmin - потери
давления в исполнительном устройстве при максимальном открытии клапана, Па;
)
по таблице [23] выбираем односедельное клапанное исполнительное устройство, для
которых Dy=125 и Кυy=200 м3/ч;
)
по формуле (4.26) выбранное исполнительное устройство проверяют на влияние
вязкости протекающей через него жидкости. Для этого рассчитываем критерий
Рейнольдса по уравнению:
где:
υ
- коэффициент кинематической вязкости,
м2/с;
Dу - условный
проход регулирующего органа, мм;
)
и по кривой [23] находим коэффициент ψ=1,15.
Определяем
значение пропускной способности КυB c учетом влияния вязкости жидкости, пользуясь формулой:
КυB = ψКυmax=1,15 ∙ 144 = 166 < Кυу
Поскольку
КυB< Кυу, принимаем исполнительное устройство, для которого Dy=125
и Кυy=200
м3/ч.
5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
.1 Безопасность работающих
.1.1 Характеристика условий труда
Основным принципом трудового права является обеспечение безопасных
условий труда. Требования безопасности труда устанавливаются законодательными
актами, нормативно-технической документацией, правилами и инструкциями,
выполнение которых обеспечивает безопасность труда.
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 излагаются в
технологическом регламенте, который является одним из важных технологических
документов. Точное 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 тяжким последствиям, вызванным пожарами и взрывами.
Рабочую среду ДНС составляет нефть, нефтяной попутный газ. Нефть
представляет собой сложную смесь органических соединений, главным образом
углеводородов, которые при несоблюдении определенных профилактических
мероприятий могут оказать вредное воздействие на организм человека.
Опасные и вредные производственные факторы делятся на 4 группы:
физические, химические, биологические, психофизиологические [1].
К физическим факторам на ДНС относятся: загазованность воздуха при
авариях и утечке газа, опасное напряжение в электроцепях, климатические
факторы, шум и вибрация, инфракрасное излучение (при пожаре).
В качестве химических факторов можно выделить: работа с деэмульгаторами и
ингибиторами коррозии, воздействие на организм углеводородов нефти и попутного
газа.
Психофизические опасные и вредные факторы обусловлены наличием
физических, нервно-психологических и эмоциональных перегрузок.
Характеристика веществ, выделяющихся при технологическом процессе на ДНС
приведена в таблицах 5.1 и 5.2
Таблица 5.1 - Характеристика веществ выделяющихся на ДНС
|
№
|
Наименование вещества
|
Класс опасности по ГОСТ
12.1.007-76
|
Плотность, г/л
|
Температура
самовоспламенения
|
Пределы взрываемости
|
ПДК в воздухе раб.зоны
производ. помещений
|
Характеристика токсичного
воздействия на организм человека
|
|
|
|
|
|
Нижний в %
|
Верхний в %
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
Метанол
|
3
|
0,79
|
537
|
6
|
34,7
|
5
|
Наркотическое
|
|
2
|
Пропан
|
4
|
2,01
|
466
|
2,2
|
9,5
|
300
|
Наркотическое
|
|
3
|
Бутан
|
4
|
0,6
|
405
|
1,8
|
9,1
|
300
|
-
|
|
4
|
Этан
|
3
|
1,36
|
515
|
2,9
|
15
|
300
|
-
|
|
5
|
Окись углерода
|
4
|
1,98
|
-
|
12,5
|
75
|
20
|
-
|
|
6
|
Пентан
|
4
|
626
|
287
|
1,4
|
7,8
|
300
|
Наркотическое
|
|
7
|
Гексан
|
4
|
0,66
|
|
1,2
|
7,5
|
300
|
Наркотическое
|
Таблица 5.2 - Характеристика веществ, выделяющихся при тех. процессе
|
Характеристика
|
Наименование
|
|
Нефть
|
Газ
|
|
Плотность по воздуху
|
0.87 г/см3
|
1.29 г/см3
|
|
Предельно-допустимая
концентрация: В рабочей зоне Среднесуточная Максимально-разовая
|
- - -
|
0.4 мг/м3 0.9 мг/м3 0.8
мг/м3
|
|
Класс опасности
|
4
|
4
|
|
Действие на организм
|
наркотическое, вызывает
дерматит
|
наркотическое, вызывает
дерматит
|
|
Температура вспышки
|
610С
|
280С
|
|
Температура воспламенения
|
1750С
|
200С
|
|
Концентрационные пределы
воспламенения
|
4…15 %
|
4…15 %
|
|
Категория и группа
взрывоопасной смеси
|
2А Т3
|
2А Т3
|
Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий
регламентированы предельно допустимые концентрации вредных примесей в воздухе
рабочей среды, т.е. концентрации, длительное и систематическое воздействие
которых на организм человека не вызывает отравлений и профессиональных
заболеваний.
Для предупреждения появления таких концентраций ведется строгий контроль
за содержанием вредных веществ в воздухе. На ДНС качество и состав воздуха
контролирует газоанализатор СТМ-30. СТМ-30 непрерывно определяет качество воздуха
и при достижении концентрации выше предельно допустимой выдает
предупредительный сигнал (это 10% от нижнего предела взрываемости),
автоматически включаются вентиляторы. Если концентрация продолжает
увеличиваться и достигает 50% от нижнего предела взрываемости, посылается
аварийный сигнал, отключается электроэнергия, установка отключается [8].
.1.2 Требования охраны труда к помещениям
Размеры помещения (площадь, объем) должны в первую очередь
соответствовать количеству работающих и размещенному в них комплексу
технических средств. Для обеспечения нормальных условий труда санитарные нормы
устанавливают на одного работающего объем производственного помещения не менее
30 м3, а площадь помещения не менее 3 м2 на человека с учетом максимального
числа одновременно работающих в смену.
Так как площадь рассматриваемого помещения составляет 21,6 м2, объем
помещения - 64,8 м3, а максимальное число одновременно работающих специалистов
- 2 человека, то на одного работающего приходится площадь 10,8 м2 и объем
производственного помещения - 32,4 м3. Эти значения соответствуют требуемым
параметрам [1].
.1.3 Условия труда на рабочем месте
Условия среды помещений определяются действующими на организм человека
сочетаниями температуры, влажности и скорости движения воздуха и теплового
облучения.
Допустимые параметры, определяющие условия труда на рабочем месте, могут
вызывать переходящие и быстро нормализующиеся изменения функционального и
теплового состояния организма и напряжение реакции терморегуляции, не выходящие
за пределы физиологической приспособленности организма, не создающие нарушений
состояния здоровья, но вызывающие дискомфортные ощущения, ухудшение
самочувствия и снижение работоспособности [1].
Концентрация пыли в воздухе составляет не более 0,5 мг/м3.
Условия труда на рабочем месте регламентирует ГОСТ 12.1.005-88, который
определяет оптимальные и допустимые параметры для рабочей зоны производственных
помещений (т.е. для пространства высотой до 2 м над уровнем пола).
Выполняемые на рабочем месте работы относятся к категории легких
физических с затратой энергии до 120 Ккал/ч (категория I), а рассматриваемое
помещение - к помещениям с незначительными избытками явной теплоты (до 23
Вт/м2). Оптимальные параметры микроклимата приведены в таблице 5.3.
Таблица 5.3 - Оптимальные параметры микроклимата в рабочей зоне
|
Период года
|
Категория работ
|
Температура, °С
|
Влажность, %
|
Скорость воздуха, не более
м/с
|
|
Холодный
|
I
|
21-24
|
60-40
|
0,1
|
|
Теплый
|
I
|
22-25
|
60-40
|
0,1; 0,2
|
Для обеспечения микроклиматических условий труда в помещении имеется
система отопления и вентиляции, что обеспечивает поддержание оптимальных
условий труда на рабочем месте.
.1.4 Расчёт естественного освещения
Свет имеет большое значение для человека, обеспечивая связь организма с
окружающей средой. Поэтому произведем анализ освещенности рабочего места
оператора при естественном освещении. Так как естественное освещение имеет
свойство непостоянности (возможно только в дневное время), то в следующем
пункте будет произведен расчет и искусственного освещения. В рассматриваемом
помещении используется одностороннее естественное боковое освещение,
осуществляемое через два окна общей площадью 6 м2. Считается, что при работе с
дисплеями площадь световых проемов в помещении должна составлять 25% площади
пола. Площадь помещения 21,6 м2, значит, площадь световых проемов должна
составлять 5,4 м2. Отсюда следует, что естественное освещение соответствует
условиям труда. При недостатке естественного освещения используется
искусственное освещение, которое осуществляется с помощью осветительных
приборов общего назначения.
.1.5 Расчёт искусственного освещения
Для расчета общего равномерного освещения при горизонтальной рабочей
поверхности, основным является метод светового потока (коэффициента
использования), учитывающий световой поток, отраженный от потолка и стен.
Световой поток лампы Фл (лм) при лампах накаливания или световой поток группы
ламп светильника при люминесцентных лампах рассчитывают по формуле (5.1).
где
Ен - нормируемая освещенность, для рассматриваемого помещения Ен = 200лк;-
площадь освещаемого помещения, м2;
k - коэффициент
запаса, для рассматриваемого помещения равен 1,5;- коэффициент неравномерности
освещения (принимается для люминесцентных ламп равным 1,1);- число ламп в
светильнике;- число светильников в помещении;
h - коэффициент
использования светового потока ламп, в долях единицы.
Для
определения коэффициента использования светового потока находится индекс
помещения (i) по формуле (5.2):
где
А - длина помещения, м;
Коэффициент
h определяют по таблице 5.4, с учётом коэффициентов
отражения потолка (ρп) и стен (ρс). Т.к. потолок и стены белые, принимаем коэффициенты отражения 70 и
50 соответственно.
Для
рассматриваемого помещения выбираем светильник с диффузно рассеивающим
отражателем и с двумя лампами.
Подставив
размеры операторной в формулу (5.2), получим значение показателя помещения:
Использовав
коэффициенты отражения и значение показателя помещения, найдем в таблице 5.4
коэффициент использования светового потока ламп h = 50%.
Подставив
полученные данные в формулу (5.1), получим значение светового потока ламп.
лм.
Таблица 5.4 - Коэффициент использования светового потока
|
ρп,%
|
30
|
50
|
70
|
|
ρс,%
|
10
|
30
|
10
|
30
|
50
|
10
|
30
|
50
|
|
i
|
Коэффициент использования ,
%
|
|
0,6
|
28
|
31
|
32
|
32
|
37
|
28
|
32
|
37
|
|
0,8
|
37
|
41
|
40
|
40
|
45
|
38
|
41
|
46
|
|
1
|
43
|
45
|
46
|
46
|
49
|
43
|
46
|
50
|
|
1,5
|
50
|
52
|
52
|
52
|
56
|
50
|
54
|
58
|
|
2
|
56
|
57
|
58
|
58
|
61
|
56
|
59
|
62
|
|
3
|
62
|
64
|
64
|
64
|
67
|
63
|
66
|
69
|
|
4
|
65
|
67
|
68
|
68
|
70
|
67
|
69
|
72
|
|
5
|
67
|
68
|
69
|
69
|
72
|
69
|
71
|
74
|
Выберем лампу ЛД 65 мощностью 65 Вт и световым потоком 3570 лм.
Рассчитаем количество ламп для данного помещения:
Таблица
5.5 - Технические параметры для люминесцентных ламп
|
Тип
|
Мощность, Вт
|
Световой поток, лм
|
Световая отдача, лм/Вт
|
|
ЛБ 65
|
65
|
4550
|
70,0
|
|
ЛТБ 65
|
65
|
4200
|
64,5
|
|
ЛХБ 65
|
65
|
4100
|
63,1
|
|
ЛД 65
|
65
|
3570
|
54,9
|
|
ЛДЦ 65
|
65
|
3050
|
46,9
|
|
ЛБ 80
|
80
|
5220
|
65,2
|
|
ЛТБ 80
|
80
|
4720
|
59,0
|
|
ЛХБ 80
|
80
|
4600
|
57,5
|
|
ЛД 80
|
80
|
4070
|
50,9
|
|
ЛДЦ 80
|
80
|
3560
|
44,5
|
Согласно приведенному расчету для оптимальных условий освещенности
операторной необходимо 4 лампы ЛД 65.
.1.6 Анализ воздействия электромагнитных излучений
Основным источником различного вида излучений на рабочем месте являются
мониторы. Их спектр излучения включает в себя рентгеновскую, ультрафиолетовую и
инфракрасную области излучений, а также широкий диапазон электромагнитных волн
более низких частот. Из вышеперечисленных излучений наиболее опасно
рентгеновское, которое обладает большой проницаемостью.
На сегодня считается, что кратковременное и длительное воздействие всех
видов излучений мониторов, особенно при наличии защитных экранов, не представляют
опасности для здоровья оператора.
Рекомендуется применение мониторов, удовлетворяющих стандарту
безопасности MPR II.
Максимальная напряженность на кожухе монитора Samsung 795МВ, который
соответствует стандарту MPR II, составляет по паспортным данным 3,6 В/м, что
соответствует фоновому уровню.
Интенсивность электромагнитного излучения в 5 см от экрана составляет 64
В/м, но на расстоянии 30 см, не превышает 2,4 В/м, что ниже, чем допустимый
уровень. Это же можно сказать и об интенсивности ультрафиолетового и
инфракрасного излучения.
Таким образом, при работе на настоянии 40 - 50 см от экрана дисплея
вредное воздействие исключено.
.1.7 Анализ шума на рабочем месте
Шум - любой нежелательный для человека звук. Сильный шум в условиях
производства снижает производительность труда до 40-60% и может явиться
причиной несчастного случая.
Согласно ГОСТ 12.1.001-88 нормируемой шумовой характеристикой рабочих
мест при постоянном шуме является уровень звукового давления в октавных
полосах, выраженный в децибелах. Совокупность таких уровней называется
предельным спектром (ПС), номер которого численно равен уровню звукового
давления в октавной полосе со среднегеометрической частотой 1000 Гц.
В помещении установлен компьютер типа IBM PC, который генерирует, в
основном, аэродинамический шум, вызванный движением воздуха в системе
охлаждения машины. Уровень шума, издаваемый компьютером, составляет 10 дБ, что
ниже минимального уровня 50 дБ по ГОСТ 20.445-75.
Проанализировав параметры всех источников опасности (концентрация вредных
веществ, микроклимат помещения, освещенность, электромагнитное излучение и
шум), можно сделать вывод, что условия труда оператора относятся к допустимому
классу, т.е. не превышают установленных гигиенических нормативов для рабочих
мест, а возможные изменения функционального состояния организма
восстанавливаются во время регламентированного отдыха или к началу следующей
смены и не должны оказывать неблагоприятного действия в ближайшем и отдаленном
периоде на состояние здоровья работающих и их потомство [8].
5.2 Экологичность проекта
Проблема защиты окружающей природы - одна из самых важнейших задач
современности. Выбросы промышленных предприятий, энергетических систем и
транспорта в атмосферу, водоемы и недра на современном этапе развития достигли
таких размеров, что в ряде районов земного шара, особенно в крупных
промышленных центрах, уровни загрязнения существенно превышают допустимые
санитарные нормы [9].
Процессы добычи, подготовки, транспортировки и переработки нефти с точки
зрения экологии относятся к разряду опасных.
На ДНС рассматривают два режима работы: рабочий и аварийный режимы работы
оборудования.
В аварийном режиме основной вредностью являются окислы азота,
образующиеся при горении попутного газа на факеле аварийного сжигания.
Источники выделения вредных выбросов на ДНС:
) в рабочем режиме: сепараторы, насосы;
) в аварийном режиме: сепараторы, факел.
В рабочем режиме работы выделяются углеводороды. В аварийном режиме -
окислы азота, углеводороды, окись углерода [9].
Перечень выбрасываемых вредных веществ и нормативы по ним представлены в
таблице 5.6. Эффектом суммарного воздействия из перечисленных в этой таблице
веществ обладают только окислы азота.
Таблица 5.6 - Перечень выбрасываемых вредных веществ
|
Наименование вещества
|
ПДК в воздухе, мг/м3
|
Класс опасности
|
|
Диоксид азота Оксид
углерода Углеводороды
|
5 20 300
|
2 4 4
|
Проектируемая АСУ базируется на совместном применении средств
вычислительной техники, комплекса микропроцессорных аппаратно-программных
средств системы телемеханики, средств и систем локальной автоматики средств
связи и передачи информации. В целом проектируемая АСУ является экологически
чистой и не оказывает вредного воздействия на окружающую природную среду.
Для уменьшения вредных выбросов в атмосферу на ДНС предусмотрен комплекс
мероприятий по охране окружающей среды:
) полная герметизация системы сбора, сепарации и перекачки нефти;
) жесткий контроль швов сварных соединений трубопроводов;
) сброс нефти и газа с предохранительных клапанов аппаратов в дренажную
емкость и на ГПЗ соответственно;
) сжигание газа на факелах только в аварийных случаях;
) защита оборудования от коррозии;
) оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может
возникнуть давление, превышающее расчетное, с учетом требований “Правил устройства
и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением”;
) полная утилизация сточных вод (бытовые стоки от операторной по
самотечным трубопроводам поступают в выгреб V=3м3 и периодически вывозятся
передвижными средствами на ближайшие очистные сооружения биологической очистки
г. Нижневартовска);
) сбор и максимальное использование попутного нефтяного газа;
) испытание оборудования и трубопроводов на прочность и герметичность
после монтажа [1].
.3 Чрезвычайные ситуации
К чрезвычайным ситуациям мирного времени относятся как внутренние, такие
как пожар или взрыв, так и внешние: ураганы, лесные пожары, удары молний и др.
5.3.1 Воздействие ураганов
Согласно «Методике оценки последствий ураганов” ВНИИ ГОЧС степень
повреждения резервуаров, наземных трубопроводов и трубопроводов на эстакадах от
скорости ветра зависит следующим образом. В таблице 5.7 приведены степени
разрушения зданий и сооружений при ураганах.
Согласно данным «Методики оценки последствий ураганов» ВНИИ ГОЧС, 1994
вероятность ураганных ветров со скоростью:
) до 26 м/с на рассматриваемом объекте составляет 2·10-1 1/год;
) до 31 м/с на рассматриваемом объекте составляет 5·10-21/год;
) до 35 м/с на рассматриваемом объекте составляет 2·10-2 1/год.
Таблица 5.7 - Степень разрушения зданий и сооружений при ураганах
|
Скорость ветра, м/с
|
|
Степень разрушения
|
РВС наземные
|
Трубопроводы на эстакадах
|
Трубопроводы наземные
|
Промздания с легким мет.
каркасом
|
Емкости
|
КИП и А
|
|
cлабая
|
30-40
|
35-40
|
35-45
|
25-30
|
25-30
|
20-25
|
|
средняя
|
40-45
|
40-55
|
45-60
|
30-50
|
30-40
|
25-35
|
|
cильная
|
55-70
|
55-65
|
60-80
|
50-70
|
40-55
|
35-45
|
|
полная
|
>70
|
>65
|
>80
|
>70
|
>55
|
>45
|
.3.2 Воздействие лесных пожаров
Согласно ситуационному плану территория объекта окружена лесом. При
интенсивных лесных пожарах в конвекционной колонке могут находиться горящие
ветки, пучки хвои, которые поднимаются над лесным пологом, а затем опускаются
на расстоянии до 200 м от основного очага горения. Противопожарный разрыв по
нормам составляет 50 м от границы территории объекта. Поэтому лесной или
низовой пожар в районе рассматриваемого объекта может являться реальным
источником загорания.
Аварии, обусловленные проявлением атмосферного электричества (молния).
Серьезные последствия для объектов может причинить разряды атмосферного
электричества (молнии), которые часто становятся инициирующим событием для
развития пожара и взрыва на объекте.
Исходя из исходных данных по грозовой активности не более 20 часов в год
и зная размеры, тип и количество объектов площадки, можно определить
вероятность удара молнии в один из резервуаров. Результаты расчетов приведены в
таблице 5.8.
Таблица 5.8 - Частота удара молнии
|
Эффективность молниезащиты,
%
|
99.5
|
95
|
|
Число ударов молнии на 1
км2
|
3
|
3
|
|
Вероятность удара молнии в
резервуар 1/год
|
5.4 ·10-4
|
5.4 · 10-3
|
Для защиты людей от поражения электрическим током при повреждении
изоляции все нетоковедущие металлические части электрооборудования подлежат
защитному заземлению или занулению. Для зануления используется нулевой провод,
соединенный с глухозаземленной нейтралью трансформатора.
В электроустановках до 1 кВ выполнено зануление, а выше 1 кВ -
заземление.
С целью уравнивания потенциалов в помещениях и наружных установках, в
которых применяется заземление или зануление, все строительные и
производственные конструкции, стационарно проложенные трубопроводы всех
назначений, металлические корпуса технологического оборудования, воздуховоды
вентиляционных систем присоединены к сети заземления и зануления.
Сопротивление заземлителя должно быть не более:
) высоковольтные насосы ДНС - 10 Ом;
) распредустройство 6 кВ с трансформаторами собственных нужд - 4 Ом;
) трансформаторная подстанция 6/0,4 кВ - 4 Ом.
Молниезащита зданий, сооружений и наружных установок выполнена в
соответствии с ²Инструкцией по устройству молниезащиты зданий и сооружений² (РД34.21.122-87).
Здания и сооружения, относящиеся ко II категории, защищены от прямых
ударов молнии, вторичных проявлений молнии и заноса высоких потенциалов через
наземные и подземные металлические коммуникации.
Наружные установки, относящиеся ко II категории, защищены от прямых
ударов молнии и вторичных проявлений молнии.
Защита от прямых ударов молнии осуществляется:
) использованием в качестве молниеприемника металлической кровли;
) установкой молниеотводов на прожекторных мачтах, на крыше резервуара;
) присоединением металлических корпусов к заземлителю.
Токоотводы, соединяющие молниеприемник с заземлителями, прокладываются не
реже, чем через каждые 25 м (а для емкостей - через 50 м) по периметру здания,
сооружения, и число их должно быть не менее двух.
Для прожекторных мачт, относящихся к III категории молниезащиты и
подлежащих защите от прямых ударов молнии, установка молниеприемников и
прокладка токоотводов не требуется: достаточно обеспечить непрерывную
электрическую связь по их арматуре с заземлителем.
Для защиты от вторичных проявлений молнии и от статического
электричества:
) металлические корпуса всего оборудования и аппаратов должны быть
присоединены к заземляющему устройству;
) трубопроводы и другие металлические конструкции в местах их взаимного
сближения на расстояния менее 10 см через каждые 30 м должны быть соединены
перемычками;
) во фланцевых соединениях трубопроводов должна быть обеспечена
нормальная затяжка не менее 4 болтов на каждый фланец.
Для защиты от заноса высоких потенциалов подземные и наземные
коммуникации на вводе в здание или сооружение, а также ближайшая опора
коммуникаций должны быть присоединены к заземляющему устройству.
В качестве естественных заземлителей в проекте использованы
технологические, кабельные и совмещенные эстакады, фундаменты зданий и
сооружений, обсадные трубы скважин.
При невозможности использования фундаментов в качестве заземляющего
устройства необходимо выполнить искусственный заземлитель из электродов
(вертикальный - сталь D12 мм, L=5 м; горизонтальный - сталь сечением 4х40 мм).
.3.3 Безопасность чрезвычайных ситуаций
Количество испарившейся нефти:
=0.9 ∙ 5.6 = 5 (т);
Радиус зоны детонационной волны (формула 5.3):
=17.5 ∙ 3Ö Q = 17.5 ∙ 3Ö 5 = 30 (м);
Давление в зоне детонационной волны:
L Рф1 = 1700 (кПа);
Радиус зоны действия продуктов взрыва (формула 5.4):
=1.7 ∙ R1 = 30 ∙ 1.7 = 51 (м);
Расстояние от центра взрыва до элементов во второй зоне r2 = 50 (м).
Давление в зоне действия продуктов взрыва (формула 5.5):
L Рф2 = 130 ∙ ( R1 / r2 )3 + 5 ∙ Q = 53 (кПа);
Радиус смертельного поражения людей (формула 5.6)
спл = 30 ∙ 3Ö Q = 51,3 (м);
Расчет радиуса безопасного удаления (при условии, что избыточное давление
не должно превышать 10 кПа):
Возьмем (формула 5.7) r3 = 83 (м) и делим на (формулу 5.3) R1:
(кПа)
Следовательно,
r3 = 83 м можно принять в качестве радиуса безопасного удаления от центра
взрыва (рисунок 5.1).
Рисунок 5.1 - Схема последствий взрыва паровоздушной смеси
Зоны распространения ударной волны
Зона детонационной волны.
Зона действия продукта взрыва.
Зона ударной волны.
Граница смертельного поражения.
Граница безопасного удаления.
Для всех зданий, сооружений и оборудования определим прочность к
воздействию ударной волны (таблица 5.9)
Таблица 5.9 - Прочность элементов к воздействию ударной волны
Пожарная характеристика
|
Наименов элемента
|
Категория производ.
|
Краткая характеристика
|
Степень огнест.
|
Сгораем матер.
|
Класс пожара
|
|
Насосная
|
|
Здание с мет. кар. и
бетонным наполн., кабель.
|
|
изоляц.
|
В
|
|
Оператор
|
|
Здание с легким каркасом,
кабель
|
|
изоляц.
|
Е
|
|
АБК
|
|
Адм. Здание с ж/б каркасом,
кабель
|
|
изоляц
|
А
|
При наличии свободной поверхности нефти и нефтепродуктов над поверхностью
жидкости из-за испарения пространство насыщается парами продукта. При появлении
в этом пространстве искры может произойти пожар или взрыв. Поэтому необходимо
применять специальные меры предосторожности для защиты от разрушений.
Объекты ДНС относится к категории А класса помещений ВIА и ВIГ, и
характеризуются наличием большого количества сырой товарной нефти как в
специальных емкостях - резервуарах, так и в технологических трубопроводах.
Пожароопасной зоной называется пространство внутри и вне помещений, в
пределах которого постоянно или периодически обращаются горючие вещества, в
котором они могут находиться при нормальном технологическом процессе или при
его нарушениях. Основные объекты ДНС содержат зоны класса ПI.
Это зоны, расположенные в помещениях, в которых обращаются горючие
жидкости с температурой вспышки выше 61°С. Температура вспышки - это самая низкая (в условиях
специальных испытаний) температура горючего вещества, при которой над его
поверхностью образуются пары или газы, способные вспыхивать от источника зажигания,
но скорость их образования еще недостаточна для последующего горения.
Возможность возникновения взрыва и пожара во взрывоопасных помещениях
появляется только при наличии в окружающей среде взрывоопасных концентраций
газовоздушной смеси и электрической искры или наличия концентраций
взрывоопасных паров и нагретых поверхностей приборов и оборудования. Безопасная
работа оборудования во взрывоопасных помещениях осуществляется при контроле
уровня загазованности и обеспечении его снижения, наличии контроля
возникновения пожара и автоматического пожаротушения, а также выполнении
мероприятий по электробезопасности и защитному заземлению. Для предотвращения
повышения загазованности во взрывоопасных помещениях предусматривается
постоянная и аварийная вентиляция, а также контроль уровня загазованности
измерительными или сигнальными приборами.
Сигнализаторы загазованности выдают предупредительный сигнал при
концентрации газов с диапазоном настройки 5 - 20% нижнего предела взрываемости (НПВ) с автоматическим
включением аварийной вентиляции, световой и звуковой сигнализации. При
повышении концентрации в пределах 30 - 50 % НПВ предусматривается аварийная
сигнализация и отключение технологического оборудования, а также всех
электроприемников в этом помещении. Отбор проб предусматривается у каждого
аппарата (насосного агрегата и устройства регулирования) или в помещении на
расстоянии 6 м друг от друга. Пробоотборные устройства размещаются на высоте
0,5 - 0,7 м над полом.
Газопроводящие линии выполняются из труб с внутренним диаметром от 2 до
12 мм, в месте отбора они должны заканчиваться обращенными вниз воронками
высотой от 100 до 150 мм и диаметром от 50 - 100 мм. При последовательном
опросе датчиков с помощью переключателя периодичность анализа каждой точки не
должна превышать 10 минут. Возникновение пожара контролируется автоматическими
пожарными извещателями, которые работают совместно со вторичной аппаратурой,
приемными приборами или пультами сигнализации. По принципу действия извещатели
делятся на тепловые, дымовые, фотоэлектрические и ультрафиолетовые. На ДНС
будем использовать тепловые извещатели, так как при использовании
ультрафиолетовых датчиков возможно ложные срабатывания от солнечных бликов, а
наличие дыма при загорании не является характерным при горении нефтяных паров.
Автоматические тепловые излучатели монтируются на потолках помещений в зонах
наиболее вероятного загорания и на пути следования конвективных потоков
воздуха. Извещатели устанавливаются на расстоянии h от потолка (0,15H>h>
0,01H, где H - высота помещения). Извещатели соединяются последовательно в луч.
Срабатывание соответствующего луча станции пожарной сигнализации фиксируется
как сигнал пожара. По этому сигналу происходит аварийное отключение всех
работающих насосных агрегатов; закрытие всех задвижек, преграждающих
поступление огнеопасных жидкостей в защищаемое помещение; отключение всех
приемников электроэнергии в защищаемом помещении и вентиляции. Этот сигнал
подается также в систему автоматического пожаротушения. Система пожаротушения
предназначается для подачи огнегасительных средств. Пожары на основных
технологических объектах, при которых горючей может являться нефть, гасятся с
помощью раствора пены средней кратности. Раствор пенообразователя содержится в
специальном баке. При пожаре включаются насосы пенного пожаротушения в пожарной
насосной, которые подают воду из резервуаров противопожарного запаса воды. Во
время движения по трубопроводу жидкость за счет эффекта эжекции подсасывает
пенообразователь в поток, создавая пенный раствор. При открытии соответствующей
пожарной задвижки на пенопроводе раствор попадает в защищаемое помещение или,
где изливается через пеногенератор, создавая пенное облако. Для тушения пожаров
в других помещениях используется вода из противопожарных резервуаров, подаваемая
насосами водотушения [1], [8].
.4 Выводы по разделу
Проектируемая АСУ базируется на совместном применении средств
вычислительной техники и комплекса микропроцессорных аппаратно-программных
средств.
В число функций, реализуемых внедряемой системой, входят и функции,
способствующие выполнению мероприятий по предупреждению загрязнения почвы,
водоёмов и атмосферного воздуха промышленными аварийными выбросами, т.е.
функции по охране окружающей природной среды. Причём выполнение этих функций
обеспечивается, в основном, техническими средствами, предназначенными для
решения оперативных задач АСУ по контролю и управлению основным технологическим
процессом и не требует дополнительных капитальных затрат.
Проектируемая автоматизированная система управления технологическим
процессом позволяет осуществить следующие основные функции по охране окружающей
природной среды:
) прогнозирование и предотвращение аварийных ситуаций путем проведения
диагностики состояния технологического оборудования, что способствует своевременному
проведению ремонтно-восстановительных работ и повышает общую надежность
функционирования всего технологического комплекса;
) оперативное закрытие задвижек на входе всех технологических аппаратов и
резервуаров при угрозе их переполнения;
) сигнализацию всех верхних аварийных уровней жидкости (угроза
переполнения) в технологических ёмкостях;
) автоматическую (по уровню жидкости) откачку из дренажно-канализационных
емкостей;
) отключение насосов при низком давлении на выкиде (порыве трубопровода)
и высоком давлении (угрозе порыва).
6. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА
.1 Методика расчета экономических показателей проектируемой системы
Экономическая часть дипломного проекта выполнена на базе технической
части и на основе исходных данных.
К основным исходным данным относятся:
) действующие цены на материалы, приборы и т.д.;
) срок реализации проекта;
) тарифы на электроэнергию;
) нормы амортизации, вытекающие из срока реализации проекта;
) ставки налогов (налог на прибыль - 24%, налог на имущество - 2,2 % от
остаточной стоимости проекта, ставка НДС - 18 %);
) средняя заработная плата;
) накладные расходы (в %), прибавленные к з/плате (единый социальный
налог - 26%, коэффициент доплат к з/п - 30 %, северный коэффициент - 150%).
Степень автоматизации процесса определяется экономическим эффектом,
который может быть получен от внедрения автоматического управления.
Экономический эффект образуется за счет перевода технологического процесса на
автоматическое управление, что в свою очередь приводит к повышению его
рентабельности.
Оценка эффективности проекта осуществляется с помощью расчета системы
показателей. При этом все эти показатели имеют важную особенность: расходы и
доходы, разнесенные по времени приводятся к единому моменту времени - расчетному
или базовому моменту. Расчетным или базовым моментом считается дата реализации
объекта или начало производства продукции.
Экономическая эффективность капитальных вложений на разработку и
внедрение системы автоматизации определяться методами окупаемости, простой
нормы прибыли и дисконтирования.
Экономическая эффективность капитальных вложений на разработку и
внедрение автоматизированной системы управления технологическими процессами
добычи нефти может определяться с помощью расчета следующих показателей:
) чистый дисконтированный доход;
) внутренняя норма доходности;
) срок окупаемости капитальных вложений;
) рентабельность проекта.
Перечисленные показатели являются результатами сопоставлений
распределенных во времени доходов к инвестициям и затратам на производство.
Чистый дисконтированный доход рассчитывается по формуле:
ЧДД = 
ЧДt × at ,
где ЧДt - чистый доход в году t, тыс.р.;
at - коэффициент дисконтирования (приведения), доли ед.;н, tк -
соответственно начальный и конечный годы расчетного
периода.
Проект считается прибыльным и его следует принять, если ЧДД больше нуля
(ЧДД>0) в случае же, когда ЧДД меньше нуля (ЧДД<0) - проект отвергается.
Отдельный член денежного потока наличности (ЧДt) равен разности между
ожидаемой величиной доходов от реализации проекта и всеми видами затрат, и
может отличаться от другого как по знаку (т.е. быть отрицательным), так и по
величине. Так как система автоматизации технологических процессов позволяет
сократить эксплуатационные расходы, то прибыль (чистый доход), обеспечиваемая
внедрением системы, определяется как разность между годовыми эксплуатационными
затратами до и после автоматизации., и рассчитывается по формуле:
ЧДt = Cдt - Срt + At - Ht - Kt
где Cдt , Срt - годовые эксплуатационные затраты на систему автоматизации
соответственно в действующем и разработанном вариантах, тыс.р;
Аt - амортизационные отчисления от стоимости системы, тыс.р.;- сумма
налогов, уплачиваемых предприятием из прибыли в бюджет, тыс.р.;
Кt - единовременные затраты в году t, тыс.р.
Общая экономия годовых эксплуатационных затрат в результате автоматизации
может быть определена и по отдельным статьям затрат.
Годовая экономия выражается следующим образом:
Э = Энефти + Ээл.эн + Эзп
где Энефти -
увеличение добычи нефти после внедрения АСУ ТП, руб.;
Ээл.эн - стоимость
сэкономленной за год электроэнергии, руб.;
Эзп - стоимость
сэкономленной за год заработной платы рабочим, руб.; Годовое уменьшение потерь
нефти определяется по формуле:
Энефти = (Qнефти × Цнефти × Dнефти) / 100 %
где: Qнефти - производительность до внедрения АСУ ТП, т/год;
Цнефти - цена 1 т. нефти, руб;
DН - изменение добычи нефти, %.
Годовая экономия расхода электроэнергии определяется по формуле:
Ээл.эн = (Qнефти × Qэл. эн × Dэл. эн × Цэл. эн ) / 100 %
где: Qэл. эн- расход электроэнергии на 1 тонну нефти, кВт/ч;
Dэл. эн - изменение расхода электроэнергии, %;
Цэл. эн - стоимость
электроэнергии, руб. за 1 кВт/ч.
Годовая экономия заработной платы определяется по формуле:
Эзп = L × Зо
где: Зо - среднегодовая зарплата одного работника, руб.;
L -
количество сокращенных работников.
Расчет рентабельности единовременных затрат производится по формуле:
P =
(ЧДД + К) / К × 100,
где К - общие единовременные затраты, тыс.р.
Считается, что если полученная рентабельность равна 100%, то
рентабельность проекта равна заданной, если больше, то имеет место
сверхрентабельность, если меньше - проект не обеспечивает заданный уровень
рентабельности.
Коэффициент дисконтирования определяется по формуле:
at = (1
+ Eн)tp- t
где Ен - нормативный коэффициент эффективности единовременных затрат,
равный ставке банковского процента за долгосрочный кредит, выраженный в долях
единиц;- расчетный год;- год, затраты и результаты которого приводятся к
расчетному году.
В качестве начального года расчетного периода принимается год начала
финансирования работ по созданию проекта, включая проведение научных
исследований.
Конечный год расчетного периода определяется моментом завершения
жизненного цикла системы, прекращением его использования на производстве.
В качестве расчетного года обычно принимается наиболее ранний из всех
рассматриваемых вариантов календарный год, предшествующий началу использования
на предприятии разрабатываемой системы.
Изменение чистого дисконтированного дохода за счет использования системы
будет рассчитываться по формуле (6.1).
Для анализа эффективности единовременных затрат на разработку и внедрение
системы используется показатель - внутренняя норма доходности (коэффициент
эффективности единовременных затрат ВНД), определяемый из соотношения:
Вычисляемые коэффициенты эффективности позволяют судить об общем и
минимальном уровне эффективности единовременных затрат, осуществляемых на
предприятии.
Другим назначением показателя ВНД является оценка возможности привлечения
заемных средств на разработку и внедрение системы. Расчетное значение ВНД
соответствует максимально допустимому проценту за кредит, который может быть
использован для полного финансирования единовременных затрат по данной системе.
Если величина ВНД равна проценту за кредит, то чистый дисконтированный
доход оказывается равным нулю. Таким образом, вычисляемое значение позволяет
судить о приемлемости для предприятия условий кредитования.
Другим показателем, применяемым для анализа эффективности единовременных
затрат, является срок окупаемости Ток. Экономическое содержание этого
показателя заключается в определении момента времени, необходимого для покрытия
единовременных затрат в проект.
Период возврата единовременных затрат (Ток) определяется последовательным
сложением величин:
пока полученная сумма не сравняется с величиной единовременных затрат,
приведенных к расчетному году. Количество произведенных сложений равняется
периоду возмещения капитальных вложений или сроку окупаемости.
Сумма налогов на прибыль и имущество рассчитывается по формуле:
Н = Нпр + Ним
где Нпр - налог на прибыль, тыс. руб.;
Ним - налог на имущество, тыс. руб.
где СТпр - ставка налога на прибыль, %.
где Коt - остаточная стоимость внедряемой системы в году t, тыс. руб. ;
СТим - ставка налога на имущество, %.
Отчисление на амортизацию в модернизированном варианте, руб.,
рассчитывается по формуле:
где:
На - норма амортизации, %.
К
- общие единовременные затраты, тыс.р. [1], [10].
6.2 Расчет единовременных затрат
Единовременные затраты предприятия - заказчика на приобретение устройства
включают единовременные затраты предприятия изготовителя и его прибыль, а также
НДС, т.е. определяются по формуле (6.16) .
где К - единовременные затраты на создание системы автоматизации
тыс.руб;- коэффициент рентабельности предприятия разработчика, доли ед.;
НДС - ставка налога на добавленную стоимость, доли ед.
В общем случае единовременные затраты на создание системы определяются по
формуле:
К = Краз + Кпрог + Кизг , (6.17)
где Краз - затраты на проектирование (разработку) системы, тыс.руб.;
Кпрог - затраты на программирование, тыс.руб.;
Кизг - затраты на изготовление, тыс.руб.
Примерный перечень исходных данных предприятия разработчика для расчета
единовременных затрат представлен в таблице 6.1 [1].
Таблица 6.1 - Исходные данные для расчета единовременных затрат
предприятия-разработчика
|
Показатель
|
Значение
|
|
1. Оклад разработчика, тыс.
руб.
|
1
|
|
2. Коэффициент доплат к
заработной плате, доли ед.
|
0,3
|
|
3. Северный коэффициент,
доли ед.
|
1,5
|
|
4. Коэффициент отчисления в
социальные фонды, доли ед.
|
0,26
|
|
5. Время разработки
системы, месяцы
|
3,5
|
|
6. Коэффициент накладных
расходов, доли ед.
|
0,04
|
|
7. Годовой фонд работы ЭВМ,
час
|
2100
|
|
8. Годовой фонд оплаты
труда персонала обслуживающего ЭВМ, руб.
|
108
|
|
9. Норма амортизационных
отчислений ЭВМ, доли ед.
|
0,2
|
|
10. Норма амортизационных
отчислений здания, доли ед.
|
0,015
|
|
11. Площадь занимаемая ЭВМ,
м2
|
5
|
|
12. Стоимость одного м2
здания, тыс.руб.
|
10
|
|
13. Стоимость ЭВМ, тыс.руб.
|
25
|
|
14. Коэффициент накладных
расходов на экспл. ЭВМ, доли ед.
|
0,04
|
|
15. Потребляемая мощность
ЭВМ, Вт
|
0,38
|
|
16. Стоимость кВт/часа,
руб.
|
1,1
|
|
17. Коэффициент затрат на
ремонт ЭВМ (от стоимости), доли ед.
|
1,5
|
|
18. Затраты на материалы
для эксплуатации ЭВМ, руб.
|
1,2
|
|
19. Ставка НДС, доли ед.
|
0,18
|
|
20.Коэффициент интенсивного
использования оборудования, доли ед
|
0,7
|
6.2.1 Расчет затрат на проектирование (разработку) системы
Затраты на разработку можно представить в виде:
Краз = Зо × Траз × (1+Кд) × (1+Кр) × (1+Ксн) × (1+Кн.раз)
где Зо - месячный оклад разработчика, руб.;
Траз - трудоемкость разработки проекта и проектной документации, ч×мес;
Кд, Кр - соответственно коэффициенты доплат к заработной плате и
районный, доли ед. ;
Ксн - коэффициент отчислений на социальные нужды, доли ед.;
Кнраз - коэффициент накладных расходов, доли ед.
Таблица 6.2-Данные для расчета трудоемкости разработки
|
Стадии разработки
|
Трудоемкость, чел. месяц
|
|
1. Изучение патентов
|
0,4
|
|
2. Изучение литературных
источников
|
0,6
|
|
3. Разработка технического
задания
|
1
|
|
4. Разработка эскизного
проекта
|
-
|
|
5. Разработка технического
проекта
|
0,5
|
|
6. Разработка рабочего
проекта
|
0,5
|
|
7. Внедрение проекта
|
2,7
|
Трудоемкость разработки проекта и проектной документации (Траз) равна:
Траз= 0,4 + 0,6 + 1 + 0,5 = 2,3 чел. месяц
Подставив трудоемкость разработки (Траз) в формулу (6.18) получаем
затраты на разработку системы (Краз):
Краз= 1000 × 2,3 × (1 +
1,5) × (1 + 0,3) × (1 + 0,26) × (1 + 0,04) = 9795,24 руб.
.2.2 Расчет затрат на разработку программного обеспечения
Затраты на разработку программного обеспечения можно представить в виде:
Кпрог = Зо × Тпрог ×(1+Кд) × (1+Кр) × (1+Ксн) × (1+Кн.прог) +Смч × Тпрог × Кч
где Зо - месячный оклад программиста, тыс.руб;
Тпрог - время на создание программы, мес.;
Кн.прогр - коэффициент накладных расходов, доли ед. ;мч - стоимость
машино-часа ЭВМ, руб.;
Кч - коэффициент перевода единиц времени.
Стоимость машино-часа ЭВМ рассчитывается по формуле:
Смч = Sэкс / Тпол
где Sэкс - годовые эксплуатационные расходы, связанные с обслуживанием
ЭВМ, р.;
Тпол - годовой фонд работы ЭВМ, час.
Эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле:
экс = 12 × ЗП × (1+Кд) × (1+Кр) × (1+Ксн) + А + Тр + Э + М + Нрэкс
где ЗП - месячная оплата труда всего обслуживающего персонала в сумме,
руб.;
А - амортизационные отчисления от стоимости ЭВМ и здания, руб./год;
Тр - затраты на ремонт, руб./год;
Э - затраты на электроэнергию, руб./год;
М - затраты на материалы, руб.;
Нрэкс - накладные расходы, связанные с эксплуатацией ЭВМ, руб./год.
Затраты на амортизацию вычисляются по формуле:
А = Кэвм × Нэвм + Сзд × Sзд × Нзд
где Кэвм - балансовая стоимость ЭВМ, р.;
Нэвм - норма амортизационных отчислений от стоимости ЭВМ, доли ед.;
Сзд - стоимость 1 м2 здания, р/м2;зд - площадь, занимаемая ЭВМ, м2;
Нзд - норма амортизационных отчислений от стоимости здания, доли ед.
Затраты на ремонт вычислим по формуле:
Тр = Кэвм × Ктрэвм
где Ктрэвм - коэффициент, учитывающий затраты на ремонт ЭВМ.
Кэвм - балансовая стоимость ЭВМ, р. ;
Затраты на электроэнергию, потребляемую ЭВМ за год эксплуатации
определяем по формуле:
Э = Ц × Тпол × N × Км
где Ц - цена за один кВт×ч электроэнергии, р.;- потребляемая мощность, кВт ;
Км - коэффициент интенсивного использования мощности вычислительной
техники.
Тпол - годовой фонд работы ЭВМ, час.
Затраты на материалы определяем по формуле :
где i - вид материала;
Цi - цена i-того материала, р.;
Мi - количество i-го материала.
Таблица 6.3-Перечень и стоимость материалов используемых для ЭВМ
|
Наименование материала
|
Количество в год
|
Цена за ед., руб.
|
Стоимость, руб.
|
|
Гибкие магнитные диски,
штук
|
10
|
13
|
130
|
|
Красящая лента, катушек
|
1
|
900
|
900
|
|
Бумага, кг.(500 листов- 2,5
кг)
|
5
|
130
|
260
|
|
Ткань обтирочная, кв.м.
|
1
|
15
|
15
|
|
Спирт этиловый, л.
|
0,2
|
35
|
7
|
|
Итого
|
|
|
1200
|
В годовые эксплуатационные затраты по обслуживанию ЭВМ входят также
накладные расходы, которые рассчитываются по формуле:
Нрэкс = 12 × Зо × (1 + Кд)
× (1 + Кр) × Кнэкс
где Кнэкс - коэффициент накладных расходов, связанных с эксплуатацией
ЭВМ.
Подставив данные из таблицы 6.1 в формулу (6.22) получаем затраты на
амортизацию (А):
А = 25000 × 0,2 + 10000 × 5 × 0,015 =
5000 + 750 = 5750 руб.
Подставив данные из таблицы 6.1 в формулу (6.23) получаем затраты на
ремонт (Тр):
Тр = 25000 × 1,5 = 37500 руб.
Подставив данные из таблицы 6.1 в формулу (6.24) получаем затраты на
электроэнергию (Э):
Э =1,1 × 2100 × 0,38 × 0,7 = 614 руб.
Расчет затрат на материалы представлен в виде таблицы 6.3:
М = 1200 руб.
Подставив данные из таблицы 6.1 в формулу (6.26) получим накладные
расходы:
Нрэкс. = 12 × 1000 × (1 +
0,3) × (1 + 1,5) × 0,04 = 1560 руб.
Подставив результат формул (6.22), (6.23),(6.24),(6.26) в формулу (6.21)
получим эксплуатационные расходы (Sэкс ):экс = 12 × 1000 × (1 + 0,3) × (1 + 1,5) × (1 + 0,26) + 5750 + 37500 + 614 +
1200 + 1560 = 95764 руб.
Подставив данные из таблицы 6.1 и результат формулы (6.21) в формулу
(6.20) получим стоимость одного машино-часа (Смч):
Смч = 95764 / 2100 = 45,6 руб.
Коэффициент перевода в единицу времени (Кч):
Кч
= 8часов 
21 раб. день = 168 часов в месяц
Трудоемкость программирования проекта и проектной документации равна:
Тпрог = 1 чел. месяц
Исходя из полученных результатов для формулы (6.19) и исходных данных
таблицы 6.1 находим капитальные затраты на разработку программного обеспечения
(Кпрог).
Кпрог = 1000 × 1 × (1 +
0,3) × (1 + 1,5) × (1 + 0,26) × (1 + 0,04) + 45,6 × 1 × 168 = 9619,8 руб.
Годовая заработная плата труда персонала рассчитывается по формуле:
зп = 12 × Зп (1 +
Кс) × (1 + Кнс) × (1 + Кд)
Годовые отчисления на социальные нужды рассчитывается по формуле:
сн = (12 × Зп × Ксн%) /
100%
Подставив данные из таблицы 6.1 в формулу (6.27) получим средства на
оплату труда персонала:зп = 108 × 12 × (1 + 1,5) × (1 + 0,26) × (1 + 0,3) = 5307 руб.
Подставив данные из таблицы 6.1 в формулу (6.28) получим отчисления на
социальные нужды:
Cсн
= (108 × 12 26%) /
100% = 336,96 руб.
Прибыль
рассчитаем как 40 % от полной себестоимости, отпускную стоимость как сумма
прибыли и полной себестоимости [1].
Таблица
6.4-Расчет себестоимости и отпускной цены машино-часа
|
Статьи затрат
|
Затраты, руб.
|
|
1. Средства на оплату
труда
|
5307
|
|
2. Отчисления на
социальные нужды
|
336,96
|
|
3. Амортизационные
отчисления:
|
5750
|
|
а) ЭВМ
|
5000
|
|
б) здания
|
750
|
|
4. Ремонт
|
37500
|
|
5. Материалы
|
1200
|
|
6. Электроэнергия
|
614
|
|
7. Прочие накладные
расходы
|
1560
|
|
Итого:
|
58017,96
|
6.2.3 Расчет затрат на изготовление и отладку проектируемой системы
Для расчета затрат на изготовление и отладку проектируемой системы
используем калькуляционный метод расчета полной себестоимости.
Порядок расчета затрат на покупные комплектующие изделия и полуфабрикаты
приведен в таблице 6.5 .
Таблица 6.5
|
Наименование и тип элемента
|
Кол-во, шт.
|
Цена за единицу (без НДС)
,руб.
|
Сумма (без НДС), руб.
|
|
Программное обеспечение
RSLogix500, RSView32, RSLinx, Windows NT
|
-
|
-
|
251600
|
|
Контроллер SLC-500
|
1
|
124400
|
124400
|
|
УЗС - 500
|
8
|
3180
|
25440
|
|
ДМ - 2005 Сr
|
4
|
2100
|
8400
|
|
Корунд 20 И
|
8
|
2267
|
18136
|
|
Метран-100-ДД
|
12
|
6900
|
82800
|
|
Метран-100-ДИ
|
27
|
4502
|
121554
|
|
ТСМ-50 М
|
21
|
3700
|
77700
|
|
Сапфир-22-ДУ
|
13
|
5618
|
73034
|
|
ВСН - 1
|
4
|
10010
|
40040
|
|
НОРД- И2У
|
4
|
13000
|
52000
|
|
УЭРВ-1М
|
16
|
16100
|
257600
|
|
ПБР-3А
|
12
|
3000
|
36000
|
|
Технологическое
оборудование
|
2
|
85000
|
170000
|
|
Частотный привод
|
2
|
9396500
|
18793000
|
|
Итого:
|
20131704
|
Результирующую стоимость занесем в таблицу 6.8.
Затраты на основную заработную плату при изготовлении устройства равны:
= Тм × Зо
где ЗО - месячная зарплата изготовителя устройства, тыс.р.;
Тм - трудоемкость изготовления устройства, чел × мес. (таблица 6.2).
Доплата к заработной плате изготовителя равна:
д = Lo . Кд (1+ Кс)
Отчисления в социальные фонды :
Lсн = (Lо + Lд) . Ксн
Затраты на электроэнергию рассчитаем по формуле:
где Цэл - стоимость одного кВт×ч электроэнергии, р.;- мощность i-го вида оборудования, Вт;
Кинт i - коэффициент интенсивного использования оборудования, доли ед.;-
время использования i-го вида оборудования, час;- количество использованных
приборов, шт.
|
Наименование оборудования
|
Потребляемая мощность, кВт
|
Стоимость кВт/часа, руб
|
Время использования, час
|
|
Образцовый датчик давления
|
0,03
|
1,1
|
1440
|
|
Образцовый датчик
температуры
|
0,0008
|
1,1
|
1440
|
|
Образцовый датчик уровня
|
0,015
|
1,1
|
1440
|
|
Образцовый датчик расхода
|
0,001
|
1,1
|
1440
|
Затраты на ремонт рассчитываются по формуле :
где Ктризг - коэффициент, учитывающий годовые затраты на ремонт, доли ед.
;
Кобi - стоимость оборудования, используемого при проверке системы на
работоспособность, р. ;- количество единиц оборудования, шт.;
Тпримi - время использования i-го вида оборудования, год.
Затраты на амортизацию используемого при изготовлении и настройке
оборудования рассчитываются по формуле :
А
= 
Ai = (Кобi × Наi × Тпримi/100 %)
где
Hai - норма амортизации i-го вида оборудования, %.
m - количество
образцовых датчиков.
Исходные данные для расчета амортизации представлены в таблице 6.7
Таблица 6.7-Амортизация оборудования, используемого в процессе
изготовления
|
Название оборудования
|
Балансовая Стоимость Кобi,
руб.
|
Норма амортизации Hai, %
|
Время использования Тпримi,
мес.
|
|
Образцовый датчик давления
|
2100
|
1,67
|
2
|
|
Образцовый датчик
температуры
|
3700
|
1,67
|
2
|
|
Образцовый датчик уровня
|
5618
|
1,67
|
2
|
|
Образцовый датчик расхода
|
6900
|
1,67
|
2
|
Накладные расходы, связанные с изготовлением и отладкой проектируемой
системы, рассчитаем по формуле:
Нризг = Тм × З0 × (1 + Кд)
× (1 + Кс) × Кнризг
Подставив данные из таблицы 6.2 в формулу (6.29) получим затраты на
основную заработную плату при изготовлении устройства (L0):= 2,7 × 1000 = 2700 руб.
Подставив данные из таблицы 6.1 и расчет по формуле (6.29) в формулу
(6.30) получим доплату к заработной плате изготовителя (Lд):
Lд =2700 × 0,3 × (1 +
1,5) = 2025 руб.
Подставив расчеты по формулам (6.29),(6.30) в (6.31) получим отчисления в
социальные фонды (Lсн):
Lсн
= (2700+ 2025) 0,26 = 1930,5 руб.
Подставив
данные из таблицы 6.1 в формулу (6.32) получаем затраты на электроэнергию (Э).
Э
= 1,1 × 1 ×1440 × (0,03 + 0,0008 + 0,015 + 0,001) = 74,131 руб.
Подставив
данные из таблиц 6.1 и 6.5 в формулу (6.33) получим затраты на ремонт (Тр):
Тр
= 1,5 × 0,2× (2100+ 3700 + 5618 +
6900) = 5495,4 руб.
Подставим
данные из таблицы 6.7 в формулу (6.34) и получим затраты на амортизацию (A).
А
= [(2100 × 1.67% × 2/100%) +
(3700 × 1.67% × 2/100%) +
(5618 × 1.67% × 2/100%) +
(6900 × 1.67% × 2/100%) ] =
610,58 руб.
Подставив
данные таблиц 6.1 и 6.2 в формулу (6.35) получаем накладные расходы (Нризг).
Нризг
= 2,7 × 1000 × (1 + 0,3) × (1 + 1,5) × 0,04 = 351
руб.
Результаты
расчетов по статьям калькуляции заносим в таблицу 6.8
Таблица
6.8-Расчет по статьям калькуляции
|
Статьи затрат
|
Затраты на изготовление
|
|
Материалы (по
спецификации);
|
1000
|
|
Покупные комплектующие
изделия (по спецификации);
|
20131704
|
|
Топливо и электроэнергия на
технологические цели;
|
74,131
|
|
Производственная заработная
плата;
|
2700
|
|
Доплаты к заработной плате;
|
2025
|
|
Отчисления на социальные
нужды;
|
1930,5
|
|
Износ инструментов и
приспособлений целевого назначения и прочие специальные расходы;
|
610,58
|
|
Расходы на содержание и
эксплуатацию оборудования;
|
5495,4
|
|
Накладные расходы
|
351
|
|
Кизг = 20131704
|
Подставив расчетные значения Кпрог., Краз. и Кизг в формулу (6.17)
определим в общем случае единовременные затраты на создание системы:
К = 35262 + 2014589 + 35271 = 2085122 руб.
Затраты на амортизацию (А) по формуле (6.15)
А = (2014589 × 10%) / 100% = 201458 руб.
.3 Расчет обобщающих показателей экономической эффективности
Для обоснования эффективности системы используем метод дисконтирования.
Допустим единовременные затраты осуществлены за 1 год; со 2 года расчетного
периода предприятие получает экономию эксплуатационных затрат, неизменную по
годам.
Определим общую экономию годовых эксплуатационных затрат в результате автоматизации
по отдельным статьям затрат (Э):
Определим экономию эксплуатационных затрат за счет уменьшение потерь
нефти по формуле (6.4):
Энефти = (922545,3 × 1700 × 0,1) /
100 = 1508327,35 руб.
Экономия затрат на электроэнергию определяется по формуле (6.5):
Ээл.эн = (922545,3 × 1,1 × 1,01 × 1) / 100 = 10249,4 руб.
Экономия затрат на заработную плату определяется по формуле (6.6):
Эзп = 168000 × 2 = 336000 руб.
Подставив полученные расчеты по отдельным статьям затрат (Энефти, Ээл.эн,
Эзп) в формулу (6.3) определим общую экономию годовых эксплуатационных затрат в
результате автоматизации:
Э = 1508327,35 + 10249,4 + 336000 = 1854577 руб.
Рассчитаем налоги, уплачиваемые государству в связи с введением новой
системы автоматизации:
Остаточная стоимость внедряемой системы в 2007 году равна:
Ко 2007 = 2085122 - 201458 = 1883664 руб.
Налог на имущество от остаточной стоимости внедряемой системы в 2007 году
рассчитаем по формуле (6.14):
Ним = (1883664 × 2,2 %) / 100 % = 41440 руб.
Налог на прибыль от остаточной стоимости внедряемой системы в 2007 году
рассчитаем по формуле (6.13):
Нприб. = [(1854577 - 41440) × 24 %] / 100 % = 43515 руб.
Прибыль (чистый доход), обеспечиваемая внедрением системы в 2007 году,
определяется по формуле (6.2):
ЧД2007 = 1854577 + 201458 - 435153 =1620882 руб.
Коэффициент дисконтирования рассчитаем при Ен = 0,1 для внедренной
системы в 2007 году по формуле (6.9)
a2007 = 1 / (1 + 0,1)1 = 0,9091
Чистый дисконтированный доход, обеспечиваемый внедрением системы в 2007
году, определяется произведением ЧД2007 на коэффициент дисконтирования a2007, и последовательным накоплением
этих величин:
ЧДД2007 = (-2085122) + (1620882 × 0,9091) = - 712235 руб.
Жизненный цикл системы 5 лет, аналогично, проводим расчеты для следующих
расчетных годов. Результаты вычислений приведены в таблице 6.9
Таблица 6.9-Показатели эффективности проекта
|
Показатель
|
2007
|
2008
|
2009
|
2010
|
2011
|
2012
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
|
Единовременные затраты,
(инвестиции) руб.
|
2085122
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
Экономия эксплуатационных
затрат, руб.
|
-
|
1854577
|
1854577
|
1854577
|
1854577
|
1854577
|
|
Амортизационные отчисления,
(Na = 20%), руб.
|
-
|
208512
|
208512
|
208512
|
208512
|
208512
|
|
Налог на имущество (2,2 %
от остаточной стоимости), руб.
|
-
|
41285
|
36698
|
32111
|
27524
|
0
|
|
Налог на прибыль (24% от
налогооблагаемой прибыли), руб.
|
-
|
435190
|
436291
|
437392
|
438493
|
445098
|
|
Чистый доход, руб.
|
-2085122
|
1586614
|
1590100
|
1593586
|
1597073
|
1617991
|
|
Коэффициент
дисконтирования, (Е = 1%)
|
1
|
0,9091
|
0,8264
|
0,7512
|
0,6829
|
0,6209
|
|
Чистый дисконтированный
доход
|
-2085122
|
1442391
|
1314059
|
1197102
|
1090641
|
1004610
|
|
Чистый дисконтированный
доход накопленный
|
-2085122
|
-642731
|
671327
|
1868429
|
2959070
|
3963681
|
Графический способ расчета срок окупаемости капитальных вложений (Ток)
представлен на рисунке 6.1. Точка пересечения линии ЧДД и оси абсцисс позволяет
определить период окупаемости единовременных затрат. Причем на графике видно,
на какой срок дисконтирование увеличивает период возврата.
Рисунок 6.1 - Определение срока окупаемости
Таблица 6.10-Данные для определения внутренней нормы доходности
|
Показатель
|
2007г.
|
2008г.
|
2009г.
|
2010г.
|
2011г.
|
2012г.
|
|
ЧДД (Е=0,1)
|
-2085122
|
1442376
|
1314132
|
1197285
|
1090822
|
1004645
|
|
ЧДД (Е=0,3)
|
-2085122
|
1220472
|
940888
|
725347
|
559180
|
435772
|
|
ЧДД (Е=0,5)
|
-2085122
|
1057743
|
706711
|
472124
|
315471
|
213069
|
|
ЧДД (Е=0,7)
|
-2085122
|
933302
|
550208
|
324361
|
191218
|
113954
|
|
ЧДД (Е=0,8)
|
-2085122
|
881452
|
490772
|
273249
|
152137
|
85628
|
|
ЧДД (Е=0,9)
|
-2085122
|
835060
|
440471
|
232335
|
122549
|
65344
|
|
ЧДД (Е=1,0)
|
-2085122
|
793307
|
397525
|
199198
|
99817
|
50562
|
Графический способ расчета ВНД представлен на рисунке 6.2. На графике
внутренняя норма доходности представлена пересечением кривой ЧДД с нулевой
линией. Для построения кривой зависимости ЧДД и коэффициента эффективности
капитальных вложений зададимся несколькими значениями; определим ЧДД и по
полученным точкам построим кривую.
На рисунке 6.2 показано, какое значение должна принять ставка дисконта,
чтобы ЧДД обратился в нуль.
Рисунок 6.2 - Определение внутренней нормы доходности
Таблица 6.11-Сводная таблица показателей экономической эффективности
проекта
|
Показатели
|
Значение показателей
|
|
Капитальные вложения
(инвестиции), руб.
|
2085122
|
|
Экономия эксплуатационных
затрат, руб.
|
1854577
|
|
Накопленный чистый
дисконтированный доход, руб.
|
3963681
|
|
Срок окупаемости, годы
|
2,5
|
|
Внутренняя норма
доходности, %
|
70
|
|
Рентабельность, %
|
290
|
Таким образом, внутренняя норма доходности инвестиционного проекта ВНД =
0,7.
Следовательно, для реализации предложенного проекта можно брать кредит в
банке до 70% годовых.
После проведения анализа вычислили рентабельность капитальных вложений,
по формуле (6.7):
P =
[(3963681/ 2085122)+1] × 100 % = 290 %,
внутреннюю норму доходности инвестиционного проекта ВНД = 0,7, высчитали
срок окупаемости проекта, который составил 2,5 года.
Полученные результаты свидетельствуют о достаточно высокой экономической
эффективности данного проекта. Следовательно, можно говорить о прибыльности
внедрения разработанной в данном дипломном проекте системы автоматизации.
Результат расчет экономической эффективности представлены в приложении О.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном дипломном проекте приведена схема автоматизации дожимной
насосной станции ДНС-17. Дана краткая характеристика технологического
оборудования и описание технологического процесса.
Проект автоматизации ДНС-17 разработан на базе контроллера SLC500. Составлена программа для данного
контроллера на языке Ladder Logic с
использованием RSLogix.
Разработан удобный HMI
(человеко-машинный интерфейс) на базе RSView32.
Приборы и контроллер достаточно надежны и современны, что гарантирует
безотказную и эффективную работу технологического процесса.
Автоматизация ДНС обеспечивает надлежащее качество регулирования уровня и
наблюдения за другими параметрами, контролируемыми в процессе перекачки нефти,
рациональное и экономичное ведение производственного процесса, сохранность
оборудования и безопасность проведения работ.
Система автоматического регулирования позволяет вести процесс перекачки
нефти в оптимальном, с точки зрения технологии, режиме, не превышая нормативные
требования.
Полученные показатели качества:
) длительность переходного процесса - 112 с.;
) перерегулирование - 11 %.
В разделе безопасности и экологичности проекта произведен расчет класса
опасности предприятия и проанализированы возможные аварийные ситуации.
В разделе оценки экономической эффективности показана целесообразность
внедрения системы автоматического регулирования давления на ДНС-17.
Основные показатели экономической эффективности:
) чистая прибыль за первый год реализации, руб. - 2085122;
) экономия эксплуатационных затрат, руб. - 1854577;
) НЧДД, руб. - 3963681;
) внутренняя норма доходности, % - 70;
) рентабельность, % - 290;
) срок окупаемости, годы - 2,5.
автоматизация контроллер
нефть насосная станция
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Технологический регламент ДНС-17 Самотлорского
месторождения. ОАО «Самотлорнефтегаз», г. Нижневартовск, 2002 г.
. Приборы и средства автоматизации: Каталог. Т.1. Приборы для
измерения температуры. - М.: ООО Издательство «Научтехлитиздат», 2004. 276 с.
. Приборы и средства автоматизации. Каталог.Т.2. Приборы для
измерения давления, перепада давления и разряжения. - М.: ООО Издательство
«Научтехлитиздат», 2004. 168 с.
. Приборы и средства автоматизации. Каталог.Т.3. Приборы для
измерения расхода и количества жидкости, газа, пара и учета тепловой энергии.-
М.: ООО Издательство «Научтехлитиздат», 2004. 238с.
. Приборы и средства автоматизации. Каталог. Т.4. Приборы для
измерения и регулирования уровня жидкости и сыпучих материалов. - М.: ООО
Издательство «Научтехлитиздат», 2004. 176 с.
. Тематический каталог №2 Датчики температур. Промышленной
группы «Метран». Челябинск, 2004 г., 154с.
. Тематический каталог №1 Датчики давления. Промышленной
группы «Метран». Челябинск, 2004 г., 154с.
. Безопасность жизнедеятельности и промышленная безопасность:
Уч. пособие/Под ред. В.Д. Шантарина - Тюмень: ТюмГНГУ, 2002.-308 с.
. Методические указания к выполнению раздела “Безопасность и
экологичность проекта” в дипломных проектах технологических специальностей.
Составители: Г.В. Старикова, В.П. Милевский, В.Д. Шантарин.- Тюмень: ТюмГНГУ,
2002.
. Методические указания к оценке экономической эффективности
технических систем в курсовом и дипломном проектировании для студентов
направления АСОиУ, АТП, ИВТ дневного и заочного обучения. Составители: И.А.
Силифонкина, М.П. Ермакова, Тюмень, 2002. - 32с.
. Семейство малых программируемых контроллеров SLC-500. / Allen-Bradly A Rockwell International Company. 1995 - 27с.
. Аналоговые модули ввода-вывода (серия 1746) SLC-500. Руководство пользователя / Allen-Bradley A Rockwell International Company. 1996 - 66с.
. Дискретные модули ввода-вывода (серия 1746) SLC-500. Руководство пользователя / Allen-Bradley A Rockwell International Company. 1996 - 48с.
. RSView 32.
Руководство пользователя.-Milwaukee: Rockwell Software Inc. 1997.-557 с.
. Описание инструкций языка Ladder Logic. / Allen-Bradley Rockwell International Company. 1995 - 74с.
. Ротач В.Я. Теория автоматического управления: Учебник для
вузов.- 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Издательство МЭИ, 2004. - 400 с., ил.
. www.sta.ru
. www.asutp.interface.ru. АСУ [ТП] Статьи. Сердюков О.В. Контроллеры для
автоматизации крупных промышленных объектов.
. Приборы и системы управления E-mail market @ teplopribor.ru
. www.pik-ko.ru
. www.sibna.ru
. www.albatros.ru
. Статьи из журнала «Автоматизация в промышленности».
Пушкарев А.В. Emerson Process Management. 2006-63с.