Проектирование автоматизированной системы управления насосной станцией НПС "Апрельская"

49

СОДЕРЖАНИЕ

• Введение 3
• 1. Технологический процесс перекачки нефти 5
• 1.1 Общая характеристика магистрального нефтепровода и НПС 5
• 1.2 Режимы работы нефтеперекачивающих станций 6
• 2. Автоматизация насосной станции 8
• 2.1 Задачи и объекты автоматизации 8
• 2.2 Структура системы автоматизации 10
• 2.3 Выбор технических средств нижнего уровня 11
• 2.3.1 Выбор средств измерения 11
• 2.3.2 Выбор микропроцессорного контроллера 16
• 2.4 Разработка алгоритма контроля и управления НПС 26
• 2.5 Разработка программы контроллера 28
• 2.6 Разработка операторского интерфейса 29
• 2.6.1 Выбор инструментального пакета 29
• 2.6.2 Рабочее место оператора 38
• 2.6.3 Разработка операторского интерфейса на базе TRACE MODE 6 38
• 3. Расчет надежности проектируемой системы автоматизации 40
• 3.1 Общие положения по расчету надежности 40
• 3.2 Расчет показателей надежности 42
• 4. Комплексная оценка экономической эффективности 46
• 4.1 Расчет показателей экономической эффективности проекта 46
• 4.2 Расчет единовременных затрат 49
• 4.3 Затраты на разработку. 50
• 4.4 Расчет затрат на разработку программного обеспечения 52
• 4.5 Затраты на изготовление, внедрение и отладку системы 56
• 4.6 Выводы по разделу 64
• 5. Оценка безопасности и экологичности проекта 65
• 5.1 Охрана труда оператора 66
• 5.1.1 Санитарно-гигиенические условия оператора 66
• 5.1.2 Расчет искусственного освещения в помещении операторной 72
• 5.1.3Защита от статического электричества и излучений 76
• 5.1.4 Электробезопасность и молниезащита 77
• 5.1.5 Оценка пожарной опасности операторной 79
• 5.2 Экологичность проекта 80
• 5.3 Чрезвычайные ситуации мирного времени 83
• 5.4 Выводы по разделу 86
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ 88
• Список использованных источников 90
• Приложение А 91
• Приложение Б 92
• Приложение В 98
• Приложение Г 104
• Приложение Д 105

ВВЕДЕНИЕ

На всех этапах развития отечественной нефтяной промышленности наряду с созданием новых технологических объектов и сооружений разрабатывались и применялись методы и средства, освобождающие работников предприятий от наиболее трудоемких операций и облегчающие управление объектами в процессе их эксплуатации. На действующих нефтяных объектах применяются разнообразные средства механизации, контроля и регулирования технологических процессов. Многие предприятия нефтегазовой отрасли относятся к высокоавтоматизированным с централизованным контролем и управлением технологическими объектами.

Научно-техническая революция в современном техническом производстве в значительной мере связана с автоматизацией производственных процессов. Автоматизация способствует росту производительности труда и коренным образом меняет роль человека в процессе производства.

Современные нефтегазодобывающие предприятия представляют собой сложные комплексы технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают десятков и сотен квадратных километров. Технологические объекты связаны между собой через продуктивный пласт и поток продукции, циркулирующей по технологическим коммуникациям. Добыча нефти и газа производится круглосуточно, в любую погоду, поэтому для нормального функционирования нефтегазодобывающего предприятия необходимо обеспечить надежную работу технологического оборудования, дистанционный контроль за работой технологических объектов и их состоянием, что может быть достигнуто только с помощью автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП).

Кроме того, внедрение АСУ ТП позволяет значительно повысить эффективность нефтегазодобывающего производства за счет: получения достоверной информации с распределенных технологических объектов и оперативного контроля и управления процессами добычи, транспорта, подготовки и учета готовой продукции, повышения безопасности производства, улучшения экологической обстановки в нефтегазодобывающем регионе, снижения трудоемкости управления процессами нефтегазовой добычи.

В настоящее время промышленность выпускает много высококачественных и точных приборов для систем автоматизации и для управления технологическими процессами. Физические процессы, которые происходят на технологических объектах сопряжены с возможными погрешностями, а значит и с изменением точности измерения. При современном развитии оборудования повышаются требования к надежности и бесперебойной доставки нефти, нефтепродуктов потребителям, так как даже небольшие потери продукта и простои оборудования приводят к значительным убыткам.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ

1.1 Общая характеристика магистрального нефтепровода и НПС

перекачка нефть автоматизация насосная

К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы протяженностью более 50 км. Магистральный нефтепровод состоит из линейной части, головной и промежуточных насосных станций, системы подводящих и отводящих трубопроводов и наливных пунктов.

Головная НПС предназначена для приема нефти с нефтепромыслов и закачки ее в трубопровод. На приеме головной НПС по числу подающих нефтепроводов устанавливаются камеры приема скребков-очистителей и фильтры грязеуловители. Очищенная от грязи и механических примесей нефть поступает в камеру счетчиков, где учитывается поступившая от каждого поставщика отдельно масса нефти. Далее нефть поступает в распределительный коллектор, предназначенный для направления нефтяных потоков к свободным емкостям резервуарного парка. Для предотвращения попадания грязи и механических примесей из резервуарного парка в магистральный трубопровод на всасывании подпорных агрегатов устанавливаются фильтры.

Подпорные агрегаты обеспечивают откачку нефти из резервуаров и создание необходимого подпора на приеме основных агрегатов. На выходе основных перекачивающих агрегатов устанавливают регулятор давления, поддерживающий параметры перекачки в заданных пределах. На нагнетании перекачивающей станции монтируется площадка пуска скребка-очистителя.

В перекачивающих насосных обычно устанавливают 3-4 однотипных магистральных насосных агрегатов, один из которых является резервным. Каждый агрегат состоит из центробежного насоса с приводом от высоковольтного двигателя.

1.2 Режимы работы нефтеперекачивающих станций

Режим работы магистрального нефтепровода определяется схемой работы перекачивающих станций: «через емкость», «с подключенной емкостью» и «без емкости». При режиме «через емкость» поступающая на насосно-перекачивающую станцию (НПС) нефть поступает в один или несколько резервуаров станции, и в то же время, отбирается подпорной НПС из другого резервуара в магистральный трубопровод. Этот режим обычно применяется на головных НПС, где отсутствуют средства измерения количества и качества нефти, а значения количества и качества определяются по измерениям в резервуарах. При этом способе необходимо иметь на НПС большое количество резервуаров.

При режиме «с подключенной емкостью» основной поток нефти подается непосредственно на всасывание подпорной НПС, а в резервуары или из них поступает только часть нефти, которая равна разности между потоками до и после станции. При таком способе перекачки требуется небольшое количество резервуаров.

При режиме «без емкости» («из насоса в насос») весь поток нефти из трубопровода на приеме станции поступает на всасывание основной магистральной НПС.

Схема перекачки «из насоса в насос» получило повсеместное распространение. По этой схеме весь трубопровод разбивается на несколько эксплуатационных участков длиной 400-600 км. В начале каждого участка строится станция с резервуарным парком, подпорная станция и магистральная насосная. Через 60 км строятся промежуточные НПС. Расстояние от станции к станции определяется так, чтобы давление нефти, поступающей на промежуточную НПС, было выше кавитационного запаса магистральных насосных агрегатов. К этому давлению добавляется напор, создаваемый промежуточной НПС. При работе по этой схеме все насосные участки оказываются связанными между собой единым потоком нефти. Поэтому условия работы каждой НПС оказывают влияние на работу других НПС.

Если одна НПС выйдет из строя, то это приведет к остановке всего нефтепровода. В этом случае участок нефтепровода для НПС, расположенный перед остановившейся увеличивается вдвое , при этом сопротивление нового участка увеличивается и для сокращения потерь предыдущая НПС работает с меньшей подачей. Такой режим работы называется «через станцию».

На пуск и остановку НПС или отдельных ее агрегатов, а также на переход с агрегата на агрегат должно быть соответствующее письменное распоряжение или разрешение диспетчера НВ УМН (в аварийных ситуациях остановка производится без согласования с диспетчером с последующим уведомлением о причине остановки).

Подготовка технологической схемы перекачки производится по распоряжению диспетчера НВ УМН. При этом оператору НПС необходимо проследить открытие задвижек на входе и выходе заслонок регуляторов давления, а также произвести технологические переключения задвижек на скребке.

От подпорной насосной нефть через задвижку поступает на прием магистральной насосной.

Подготовку системы энергоснабжения производит дежурный электромонтер по распоряжению оператора НПС согласно инструкций и правил.

Подготовка технологических схем вспомогательных систем производится оператором НПС и дежурным электромонтером согласно соответствующих инструкций.

После подготовки энергоснабжения и технологических схем вспомогательных систем необходимо подготовить к работе системы автоматики и включить вспомогательные системы в работу [1].

2. АВТОМАТИЗАЦИЯ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ

2.1 Задачи и объекты автоматизации

Транспортирование ценных нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам требует надежных и хорошо функционирующих систем управления.

Выпадение из графика работы технологического процесса даже на несколько часов вызывает значительные потери и ущерб как для организации-эксплуатационника магистрали, так и для принимающей транспортируемый продукт стороны.

Надежность и экономичность эксплуатации какой-либо трубопроводной магистрали не может обеспечиваться простым совместным монтажом и сборкой даже самых отличных двигателей, насосов, арматуры и труб, если отсутствуют дополнительные устройства управления технологическим процессом, отсутствует оборудование безопасности, а также измерительные средства и оборудование передачи данных, обеспечивающие работу системы в соответствии с предписаниями технологии.

В системе автоматизации предусматривается:

- автоматическая защита оборудования насосной и магистрального нефтепровода;

- автоматическое регулирование давления на нагнетании и всасывании станции;

- программное управление каждым исполнительным механизмом, т.е. управление насосным агрегатом, задвижкой и т.д.

Автоматическая защита заключается в автоматическом выполнении операций управления основным и вспомогательным оборудованием, обеспечивающим локализацию аварийных ситуаций. Схемы защиты подразделяются на допускающие и не допускающие повторный дистанционный запуск насосных агрегатов из диспетчерского пункта.

Аварийные ситуации могут быть связаны с авариями непосредственно на станции. К ним относятся: аварийная загазованность, пожар, недопустимые изменения давления нефти на всасывании и нагнетании насосной.

При аварийной загазованности и пожаре в отделении насосов защита отключает все магистральные насосные агрегаты всех систем НПС, кроме вентиляционной установки (в случае загазованности).

Магистральные насосные агрегаты отключаются по программе с закрытием задвижек на всасывании и нагнетании каждого агрегата.

При регулировании давления в магистральных трубопроводах необходимо одновременно удовлетворять требованиям как надежности, так и экономичности. Главная задача много насосных нефтеперекачивающих станций заключается в увеличении линейного давления в такой степени, чтобы в результате можно было выполнить задачу по транспортированию продукта в требуемый срок. Система регулирования должна обеспечить поддержание давления в определенных пределах как на стороне всоса, так и на выходной стороне, и, одновременно с этим, должна защищать линию также и от изменения давления, вызываемого прочими факторами.

Главной характерной особенностью регулирования является следующее: регулирующую заслонку открывать надо медленно, а закрывать - быстро.

Исправность рабочего насоса обычно контролируется по давлению на нагнетании, так как большинство неисправностей этих агрегатов приводит к уменьшению этого давления. Если через несколько секунд после команды на запуск насосный агрегат не разовьет требуемого давления, он отключается и запускается другой агрегат системы, выбранный переключателем в качестве резервного. Одновременно в операторной включается сигнал неисправности. Сигнал в операторной дается по каждой вспомогательной системе индивидуально. Если через несколько секунд давление не достигнет установленной величины, он отключается и дается команда в систему защиты перекачивающей насосной на ее аварийное отключение.

При остановке перекачивающей насосной дается команда на отключение всех систем.

2.2 Структура системы автоматизации

Иерархически система автоматизации насосной станции НПС разбита на два уровня. Величина измеряемого параметра с технологических датчиков, вторичных преобразователей в виде аналоговых или цифровых сигналов поступает на нижний уровень - контроллер MIC-2000. Контроллер выполняет следующие основные функции:

- сбор и обработку аналоговых измерений;

- сбор и обработку цифровых сигналов аварий, предупредительной сигнализации и состояний технологического оборудования;

- управление насосными агрегатами, вентиляторами и прочими исполнительными механизмами;

- автоматическое регулирование параметров системы;

- обнаружение и регистрация первопричины аварийных ситуаций;

- обмен информацией со вторым уровнем управления.

Верхний уровень управления реализован на базе персонального компьютера, который находится в операторной и выполняет следующие функции:

- обеспечивает круглосуточный обмен информацией с контроллерами;

- выполняет обработку полученной информации, формирование баз данных замеров, а также предыстории текущих событий;

- отображает полученную информацию в виде таблиц и на мнемосхемах с возможностью показа как полного перечня параметров, так и параметров по конкретной технологической подсистеме;

- построение графиков тенденций развития технологических процессов;

- дистанционное управление оборудованием;

- обеспечивает формирование и печать отчетно-учетных документов.

Связь между нижним и верхним уровнями реализована по последовательному интерфейсу с использованием протокола M-Link [2].

2.3 Выбор технических средств нижнего уровня

2.3.1 Выбор средств измерения

Произведем выбор датчиков температуры для подшипников четырех подпорных агрегатов, а также для измерения температуры нефти в корпусе насоса.

На насосных агрегатах температура измеряется на трех подшипниках: верхний, нижний и опорный. Для выбора датчика температуры будем руководствоваться требованиями, описанными технологической картой уставок микропроцессорной системы автоматики на предприятии.

Температура верхнего и нижнего подшипников электродвигателя имеет следующие пределы измерения: -60…90 ⁰С. Температура опорного подшипника имеет следующие пределы измерения: -60…80 ⁰С. Необходим датчик для измерения температуры поверхности твердых тел.

Согласно приведенным основным и дополнительным параметрам составим таблицу 3.1 сравнения датчиков температуры и произведем выбор наиболее подходящего.

Согласно приведенной таблице 3.1 обзора датчиков температуры, произведем выбор.

Для измерения температуры нефти в корпусе насосного агрегата выберем датчик фирмы WIKA UT10, представленный на рисунке 2.1. Данный датчик имеет сравнительно маленький предел погрешности, высокую защиту от пыли и влаги и поддерживает HART-протокол. Эти критерии выбора являются наиболее важными при выборе [8].

Рисунок 2.1 - Датчик температуры WIKA UT10

Для измерения температуры на подшипниках электродвигателя выберем датчик зарекомендовавшей себя фирмы Метран-241.

Для выбора датчика давления будем руководствоваться требованиями, описанными технологической картой уставок микропроцессорной системы автоматики на предприятии. Диапазон требуемых пределов измерений давления на выходах агрегатов должен составлять от 0 до 10 МПа. Для датчика, измеряющего давление на входе подпорной насосной станции необходим максимальный предел 0,25 МПа.

Рассмотрев основные критерии датчиков по измерению давления агрессивных жидкостей, сведем данные в таблицу 3.2.

В соответствии с таблицей 3.2 произведем выбор датчиков давления. Для измерения давления на выходах подпорных агрегатов был выбран датчик фирмы Rosemount 3051С, представленный на рисунке 2.2, так как имеет малую относительную погрешность, широкую возможность перестройки диапазона измерения, поддержка HART - протокола, высокие эксплуатационные показатели [10].

Рисунок 2.2 - Rosemount 3051С

Данный датчик предназначен для измерения разности давления, абсолютного и относительного давления, в течениях и для применения в других специальных аппликациях, требующих высокую надежность, точность и стабильность.

Для измерения давления на входе подпорной насосной станции выбираем датчик зарекомендовавшей себя фирмы Метран 44-Ex ДД, учитывая небольшую погрешность, возможность перестройки диапазонов, также поддержка HART - протокола, высокую степень защиты от влаги и пыли и т.д. Датчик Метран-44-Ex-ДД представлен на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3. - Метран-44-Ex-ДД

Датчик предназначен для работы в системах автоматического контроля, регулирования, управления, и обеспечивают непрерывное преобразование значения измеряемого параметра в унифицированный токовый сигнал. Данные датчики выпускаются только с микропроцессорным преобразователем, который имеет преимущество перед датчиками с аналоговым преобразователем по всем показателям: метрологическим, функциональным и эксплуатационным.

Произведем выбор датчиков уровня. Уровень необходимо измерять на емкости сбора утечек. Рассмотрим требования к датчикам уровня, предъявляемые предприятием. Значение уставок уровня выглядит следующим образом: 0,3…2,4 м. Измеряемая среда - нефть, то есть агрессивная среда.

Согласно приведенным основным и дополнительным параметрам составим таблицу 3.3 сравнения датчиков уровня и произведем выбор наиболее подходящего.

Согласно приведенной таблице, выбираем датчик измерения уровня ДУУ3-01, продукцию ЗАО «Альбатрос» (рисунок 2.4).

Рисунок 2.4 - Датчик измерения уровня ДУУ3 - 01

Датчики уровня или раздела сред ультразвуковые ДУУ3 предназначены для непрерывного контактного автоматического измерения уровня жидких продуктов или уровня раздела сред, определяемого положением поплавка датчика, скользящего по чувствительному элементу датчика, в емкостях технологических и товарных парков [11].

Произведем сравнение и выбор датчиков вибрации.

Вибрация замеряется на верхнем, нижнем и опорном подшипниках четырех насосных агрегатов.

Согласно требованиям, описанным технологической картой уставок микропроцессорной системы автоматики на предприятии, произведем выбор наиболее подходящих датчиков вибрации из существующих на сегодняшний день. Обзор датчиков представлен в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Обзор датчиков измерения виброскорости

Согласно вышеприведенной таблице 2.4, выбираем датчик измерения виброскорости ИВД-3 (компания «Прософт-Системы»), так как они имеет высокие показатели, такие как защита от пыли и влаги, малую погрешность, более широкий диапазон температур эксплуатации.

Этот датчик (рисунок 2.5) предназначен для работы в системах вибродиагностики и виброзащиты турбоагрегатов, насосов, электродвигателей и другого оборудования. Он производит измерение параметров вибрации по 1, 2, 3 взаимно перпендикулярным направлениям, может работать как интеллектуальный выключатель оборудования (датчик-реле) [13].

Схема автоматизации нефтеперекачивающей станции приведена в приложении А. Перечень контролируемых параметров, датчиков и приборов приведены в приложении Б.

Рисунок 2.5. - Датчик измерения виброскорости ИВД-3

2.3.2 Выбор микропроцессорного контроллера

В настоящее время на рынке средств автоматизации имеется большой выбор программируемых логических контроллеров (ПЛК), как отечественного, так и зарубежного производства.

Отечественные контроллеры, такие как: АДКУ, Ремиконт, СТМ и т.д. 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.

Импортные ПЛК, такие как: ScadaPack, PLC-Direct, Allen Bradley, Siemens имеют несравненно более высокую цену, что связано с более высокой себестоимостью (более современные и дорогие микросхемы), затратами на транспортировку, таможенными сборами. При этом они превосходят контроллеры российского производства по ряду таких показателей, как:

- надёжность;

- быстродействие;

- удобство программирования и др.

Особенностью технологических объектов нефтегазовой промышленности является то, что прибыль, получаемая от их работы, в основном зависит от точности и стабильности ведения технологического процесса во времени. Нарушение технологического режима снижает качество и объём перекачиваемого продукта.

Таким образом, чем меньше отклонений от технологического режима и аварийных остановок объекта происходит за определённый промежуток времени, тем больше прибыли получает предприятие. Таким образом, из изложенного выше примера видно, что наиболее значительным критерием выбора средств автоматизации является надёжность, что склоняет наш выбор в сторону зарубежных контроллеров.

Для выбора конкретного типа контроллера необходимо провести сравнительный анализ некоторых существующих микропроцессорных контроллеров. Для сравнения возьмем четыре контроллера разных фирм и стран производителей. Контроллеров САКМАР фирмы «Авитрон-Ойл», MIC-2000 фирмы «Advantech» (Тайвань), SLC-500 фирмы «Allen Bradley» (США) и ЭКОМ-ТМ НПФ «ПРОСОФТ-Е».

В таблице 2.5 представлена сравнительная характеристика контроллеров.

Выбор базового комплекса технических средств автоматизации производился с учетом удовлетворения не только вышеперечисленных общих требований, но и следующих важных условий:

- 100% РС-совместимость;

- гибкость способов установки, монтажа и конфигурирования;

- модульность блоков, дающая возможность наращивания и модернизации;

- специфические требования (автодиагностика, автоперезапуск, энергонезависимая память и т.д.);

- приемлемая стоимость.

Таблица 2.5. - Сравнительная характеристика контроллеров

Указанным условиям полностью удовлетворяет продукция фирмы Advantech (Тайвань). Серия MIC представляет собой функционально полный набор плат, устройств, аксессуаров и программного обеспечения для построения систем автоматизации любой сложности и состоит из следующих основных разделов:

- процессорные платы;

- платы цифрового и аналогового ввода/вывода;

- платы расширения;

- коммуникационные платы;

- монтажные каркасы;

- объединительные платы и блоки питания;

- устройства нормализации и гальванической развязки;

- функциональные клавиатуры и дисплеи;

- аксессуары;

- программное обеспечение.

Таким образом, в состав этой серии входит семейство высокопрочных промышленных компьютеров, для которых характерна гибкость IBM PC совместимых вычислительных систем. В основу изделий положена открытая технология пассивной объединительной платы с магистралью ISA, что обеспечило возможность создания модульной конструкции, применение которой позволяет сократить время и затраты на обслуживание системы, а также существенно упростить ее последующую модернизацию. Благодаря высокой механической прочности, применение изделий серии MIC-2000 оптимально в жестких условиях эксплуатации при наличии вибрационных и ударных нагрузок, когда использование обычных офисных персональных ЭВМ невозможно.

Основные характеристики:

- возможность монтажа на панель или в 19-дюймовую стойку;

- 8- или 11-позиционные пассивные объединительные платы с магистралью ISA;

- сокращение времени технического обслуживания за счет модульной конструкции;

- возможность фронтального подключения каналов ввода-вывода;

- порядок проводного монтажа, аналогичный используемому в системах на базе ПЛК;

- устойчивость к механическим воздействиям за счет фиксации модулей с 4 сторон;

- удобство установки и извлечения модулей благодаря наличию ручек-экстракторов;

- защита от пыли путем создания положительного давления воздуха в пределах конструктива;

- наличие сменного воздушного фильтра;

- сменный блок питания мощностью 250 Вт.

Технические данные:

а) конструктивное исполнение: стальное шасси повышенной прочности;

б) система охлаждения: вытяжной вентилятор производительностью 54.4 мі/ч, расположенный в верхней части конструктива и предназначенный для охлаждения блока питания; один приточный вентилятор производительностью 146.4 мі/ч, оснащенный воздушным фильтром и расположенный в нижней части конструктива;

в) органы управления: выключатель питания со светодиодной индикацией положения;

г) выход питания: клеммы выходов блока питания +5 В и +12 В постоянного тока, расположенные на передней панели;

д) габаритные размеры:

1) MIC-2000/8 (8 установочных позиций): 345 x 266.5 x 162 мм;

2) MIC-2000/11 (11 установочных позиций): 423 x 266.5 x 162 мм (модули половинной длины);

е) пассивная объединительная плата: 4-слойная печатная плата, имеющая отдельные слои цепей питания и земли;

ж) масса:

1) MIC-2000/8: 6.0 кг;

2) MIC-2000/11: 7.5 кг;

и) блок питания:

1) выходная мощность: 250 Вт;

2) диапазон входного напряжения: переключаемый от 90 до 130 В или от 180 до 264 В переменного тока с частотой от 47 до 63 Гц;

3) выходное напряжение: +5В @ 25А; +2В @ 10А; -12В @ 0.5А; -5В @ 0.5А;

4) среднее время безотказной работы: 50000 ч при 70-процентной нагрузке;

5) требования безопасности: TUV, UL/CSA;

6) электромагнитная совместимость: FCC/VDE Class A;

7) диапазон рабочих температур: от 0 до 50°C;

8) относительная влажность воздуха: от 10...95% при 40°C без конденсации влаги;

п) устойчивость к механическим воздействиям в рабочем состоянии:

1) синусоидальная вибрация в диапазоне от 5 до 17 Гц с размахом вибросмещения 2.5 мм;

2) случайная вибрация в диапазоне от 17 до 500 Гц с виброускорением l.5g;

3) одиночный удар с ускорением 10g длительностью 11 мс.

Для этой серии характерны полная РС-совместимость, высокая надежность (до 70000 часов наработки на отказ), широкий диапазон рабочих температур (от -40 до +85С), энергонезависимая память, низкое энергопотребление для корпусов со слабой вентиляцией или без нее, устойчивость к ударам и вибрациям. С ее помощью можно сконфигурировать систему автоматизации любого уровня сложности для приема, обработки и выдачи любого вида сигналов. Перечисленные качества серии MIC позволяют использовать ее в особо ответственных случаях, где требуется высочайшая надежность работы системы.

Аппаратная часть системы управления построена на основе IBM-совместимого компьютера типа PENTIUM и промышленных компьютеров MIC-2000 фирмы ADVANTECH.

В состав УСО MIC-2000 входит набор стандартных плат:

MIC-2718 - модуль аналогового ввода (8 дифференциальных или 16 потенциальных каналов 12-битового АЦП, 100 кГц).

MIC-2718 является высокопроизводительным модулем аналогового ввода, который позволяет реализовывать экономичные измерительные системы и комплексы для промышленной автоматизации.

Основные характеристики:

- каналы аналогового ввода: 16 однополярных или 8 дифференциальных;

- АЦП: 12 разрядов, время преобразования не более 8 мкс;

- буфер: Встроенный, FIFO размером 1024 слова;

- диапазон входного сигнала (устанавливаемый программным способом): в режиме дифференциального ввода: ±5 мВ. ±10 мВ. ±50 мВ, ±100 мВ, ±500 мВ, ±1 В, ±5 В, ±10 В; в режиме однополярного ввода: 0...10 мВ, 0...100 мВ, 0...1 В, 0...10 В;

- максимально допустимое напряжение на входе: ±30 В;

- режимы запуска аналогово-цифрового преобразования: программный запуск, запуск от встроенного формирователя импульсов, запуск внешним импульсом;

- вход внешнего запуска: совместимый с ТТЛ;

- режимы передачи данных: программный опрос, по прерыванию, с использованием DMA;

- максимальная частота дискретизации и предел основной погрешности измерения:

Коэффициент усиления Частота дискретизации Погрешность

0.5;1 100.0 кГц 0.01% полной шкалы ±1 МР;

5;10 35.0 кГц 0.02% полной шкалы ±1 МР;

50;100 7.0 кГц 0.04% полной шкалы ±1 МР;

500;1000 0.8 кГц 0.08% полной шкалы ±1 МР;

- динамическая нелинейность: ±1 МР;

- цепь нормализации входного сигнала: место для установки RC-фильтра и токового шунта сопротивлением 250 Ом;

- требования по питанию: напряжение (5.00±0.25) В, максимальный потребляемый ток 500 мА, напряжение (12.0±0.6) В, максимальный потребляемый ток 200 мА.

MIC-2730 - модуль дискретного ввода (два 16-разрядных оптоизолированных канала цифрового ввода со светодиодной индикацией состояния линий).

Модуль MIC-2730 содержит 16 гальванически изолированных каналов дискретного ввода и предназначен для осуществления контроля состояния различных коммутационных устройств и датчиков в системах и комплексах промышленной автоматизации.

Основные характеристики:

- количество каналов ввода: 16;

- режимы ввода: изолированный или неизолированный (устанавливается с помощью переключателей).

Параметры каналов в режиме изолированного ввода:

- количество общих проводов: 2 (изолированных между собой);

- диапазон входного напряжения: 0...30 В;

- пороговое напряжение: уровень логического 0 - не более 1 В, уровень логической 1 - не менее 4 В;

- входное сопротивление: 2 кОм (0,5 Вт);

- напряжение изоляции: 2500 В постоянного тока;

- максимальная частота входного сигнала: 10 кГц.

Параметры каналов в режиме неизолированного ввода (совместимого с ТТЛ):

- логические уровни: логический 0 (низкий) - не более 0.8 В, логическая 1 (высокий) - не менее 2.0 В;

- входной ток: для логический 0 - не более 0.4 мА при 0.5 В; для логическая 1 - не более 50 мкА при 2.7 В;

- сопротивление установленного нагрузочного резистора: 10 кОм;

- пропускная способность одного канала: 30 кГц;

- количество светодиодных индикаторов логического состояния каналов: 16;

- режим индикации: логическая 1 - индикатор включен, логический 0 - индикатор выключен;

- требования по питанию: напряжение (5.00±0.25) В, потребляемый ток 2 А.

MIC-2750 - модуль дискретного вывода (два 8-разрядных оптоизолированных канала цифрового вывода со светодиодной индикацией состояния линий).

Модуль MIC-2750 содержит 16 гальванически изолированных каналов дискретного вывода и предназначен для управления нагрузками повышенной мощности в системах и комплексах промышленной автоматизации.

Основные характеристики:

- количество каналов вывода: 16;

- количество общих проводов: 2 (соединены);

- тип выходного каскада: открытый коллектор;

- коммутируемое напряжение: от 5 до 40 В постоянного тока;

- коммутируемый ток: не более 200 мА (на канал);

- напряжение изоляции: 2500 В постоянного тока;

- максимальная частота выходного сигнала: 10 кГц;

- количество светодиодных индикаторов логического состояния каналов: 16;

- режим индикации: логическая 1 - индикатор включен, логический 0 - индикатор выключен;

- требования по питанию: напряжение (5.00±0.25) В, потребляемый ток 2 А.

На основании таблицы КИПиА в приложении Б необходимо реализовать следующее количество каналов:

- 30 каналов аналогового ввода;

- 26 дискретных вводов;

- 28 дискретного выводов.

Исходя из справочных данных по платам УСО, приведенным выше, выбрана конфигурация микроконтроллера, которая представлена в таблице 2.

Таблица 2.6. - Конфигурация микроконтроллера

Выбранная конфигурация контроллера позволяет составить таблицу RTU приведенную в приложении В. Лишние получившиеся каналы отводятся под резерв, в целях возможной модернизации системы управления.

2.4 Разработка алгоритма контроля и управления НПС

Алгоритм контроля и управления начинается со сбора информации о параметрах. Полученные параметры сравниваются с предельно допустимыми значениями, и по мере необходимости происходит процесс регулирования параметров вышедших за предельно допустимые значения. Если все параметры находятся в норме, программа начинает следующее сканирование датчиков.

Входной величиной для контура регулирования является давление на выходе станции.

В управление входит выключение аварийных насосных агрегатов, включение резервных агрегатов НПС, полное отключение нефтеперекачивающей станции в зависимости от характера аварии.

На рисунке 2.6. приведен алгоритм работы программы.

Рисунок 2.6. - Алгоритм работы программы

Алгоритм управления насосными агрегатами представлен на рисунке 2.7.

Рисунок 2.7. - Алгоритм управления насосными агрегатами

2.5 Разработка программы контроллера

Так как все насосы работают по одному принципу, нет необходимости описывать каждый, поэтому приведено описание одного.

При работе насосных агрегатов контролируются температура подшипников и давление на входе и выходе.

Сигналы температуры реализована следующим образом.

С помощью блока генератора синусоидального сигнала (GSIN) воспроизводится синусоида. Его выход подается на вход блока умножения (X*Y), выход блока умножения поступает на вход блока сложения (X+Y). Блоки сложения и умножения применяются для приведения генерируемого сигнала к границам изменения эмулируемого параметра. Блок округления (NDGT) и следующий за ним блок умножения необходимы для, соответствующего требованиям изменения сигнала, вывода на экран.

Так как насос и задвижки работают в ручном режиме, то их состояние определяется с помощью блоков логического умножения (X&&Y), причем для включения насоса сначала необходимо открыть задвижку на входе, а для того чтобы открыть задвижку на выходе должен быть включен насос. Данная программа приведена на рисунке Г1, в приложении Г.

Давление перед насосом и после него созданы, как и сигналы температуры. Давление после насоса зависит от состояния этого насоса и давления перед ним, так как давление на входе одного насоса равно давлению на выходе предыдущего работающего насоса.

2.6 Разработка операторского интерфейса

2.6.1 Выбор инструментального пакета

В настоящее время гарантией надежности и обеспечения точности соблюдения технических условий технологического процесса являются автоматизированные системы управления технологическим процессом (АСУ ТП). Это обуславливается тем, что данные системы позволяют свести к минимуму воздействие человеческого фактора на ход технологического процесса.

Для построения надежной автоматизированной системы управления технологическим процессом, необходимо оснащение технических установок соответствующими автоматическими измерительными приборами и информационно-измерительными системами. Рассмотрим основные современные программные продукты и серию контроллеров для разработки АСУТП.

Для осуществления выбора приведем описание некоторых инструментальных пакетов.

Производитель пакета RSView - американская фирма Rockwell Software, являющаяся подразделением компании Rockwell Automation, одного из мировых лидеров в производстве систем промышленной автоматики и электроники.

RSView использует открытые технологии в рамках платформы Microsoft Windows такие, как ODBC, OLE и DDE и является открытой платформой для выбора в промышленной автоматизации. RSView 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.

RSView позволяет создавать экранные дисплеи в любом графическом разрешении, независимо от того, в каком разрешении они будут представлены на реальном объекте. RSView 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 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.

RSView поддерживает тревоги для цифровых и аналоговых тэгов, которые можно поделить на восемь градаций по уровням и восемь категорий опасности.

RSView 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 поддерживает работу в сетевых средах. Имеется возможность разделения баз данных. Присутствует поддержка промышленных сетей таких как DH, DH+, DH485, ControlNet и т. д. RSView 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 имеет руководство на русском языке, что существенно упрощает ее первоначальное освоение и последующее использование.

Аппаратные требования предъявляемые RSView32:

- СРU не ниже PentiumII-433;

- ОЗУ-96 Мбайт;

- HDD-600 Мбайт;

- Video-SVGA.

RSView32 является контроллер ориентированной системой и хоть и содержит встроенный язык программирования, в ней отсутствует встроенные алгоритмы управления. Данная система пользуется алгоритмами, которые имеются в контроллере. Эта система используется данные, считываемые из контроллера, и может изменять данные, хранящиеся в нем.

RSView32 состоит из двух пакетов:

- RSView32 Works (программное обеспечение разработчика системы управления);

- RSView32 Run Time (программный модуль монитора реального времени).

RSView32 Run Time обеспечивает функционирование системы управления, созданной в RSView32 Works в многозадачной системе WindowsNT или Windows95.

Для создания системы управления необходим дополнительный пакет RSLinx, который обеспечивает связь с контроллерами, а так же с другими приложениями среды Windows. И пакет PanelBuilder для программирования графического терминала.

InTouch - одна из популярных SCADA-систем. Одной из многих причин широкой популярности InTouch (более 80 000 установок) является удачная реализация HMI и его эффективность в отношении функциональность/цена. Этот интерфейс позволяет контролировать все объекты и системы и управлять ими, используя графические объекты. Он включает отображение параметров для управления сигналами, текущих и исторических трендов, а также отображение и регистрацию аварийных сигналов.

Исполнительная система InTouch поддерживает базу данных текущих значений процесса. Эти значения могут отражать заданные точки контроля устройств, соответствующие параметрам физического объекта, или точки, представляющие расчетные значения. Значения параметров собираются и обрабатываются на одном или нескольких компьютерах, использующих распределенную структуру ПО.

InTouch предоставляет набор инструментов для графического отображения состояния процесса.

В InTouch усовершенствована система алармов в части архивирования и обновления реализации системы распределенных алармов. Предложенная реализация дает возможность уменьшить загрузку процессора и сети, при этом повышая частоту обновления алармов. Новая реализация включает в себя три режима подтверждения:

- алармы по условию - новое наименование для 'традиционной' обработки алармов;

- алармы по событию, которые поддерживают совместимость с моделью алармов OPC;

- расширенные сводные алармы, которые дают возможность для каждого отслеживаемого значения подтвердить переход в состояние аларма и выход из данного состояния.

В предлагаемой версии InTouch реализована концепция «поставщиков» и «потребителей» алармов. Поставщики определяют условия возникновения алармов и регулируют выдачу сообщений в системе распределенных алармов. Потребители - это «подписчики», которые получают информацию об алармах от системы распределенных алармов. Новая подсистема поставляется с Alarm Toolkit, который позволяет реализовать новые возможности InTouch, обслуживая поставщиков и потребителей в конкретных приложениях. Метки времени для алармов записываются с точностью до миллисекунд по протоколу SuiteLink.

Кроме того, InTouch поддерживает технологии Windows Terminal Services и Terminal Services Advanced Client, позволяющие упростить развертывание, а также уменьшить затраты благодаря возможности централизованной поддержки тонких клиентов InTouch.

Рассмотрим SCADA-пакеты фирмы изготовителя Iconics.

Комплекс 32-разрядных приложений для Windows, построенных в соответствии со спецификацией ОРС, который предназначен для создания программного обеспечения сбора данных и оперативного диспетчерского управления верхнего уровня систем промышленной автоматизации. Все программные компоненты реализованы на базе многопоточной модели и поддерживают технологию ActiveX. (В состав данного пакета входят следующие клиентские приложения, соответствующие спецификации ОРС: GraphWorX32, TrendWorX32, AlarmWorX32, ScriptWorX32).

Следующим SCADA-пакетом для обзора выбран пакет Metso DNA (MD).

Система MD представляет собой динамическую сеть приложений которая объединяет в себе всю деятельность по автоматизацию и информационному обеспечению (от цеха до офиса). В такой сети тесно взаимодействуют приложения, которые основаны на разных аппаратных и программных решений, это позволяет проводить гибкую политику в выборе информационных ресурсов.

Характеристики:

а) MD обеспечивает архивацию и хранение данных, которые имеют отношения к технологическому процессу:

1) средства записи архивных данных о текущем состоянии и об аварийных ситуациях;

2) в тесном взаимодействии работают служебные и программные приложения для анализа и обработки информации для пользователя;

б) новая база данных для организации информационных ресурсов технологического процесса: имеется переход от традиционных концепций управления информационными ресурсами на новый уровень управления (управление «знанием»). В сети MD знание работают с любыми документами;

в) интерфейс оператора. Имеются динамические команды, которые позволяют управлять сложным технологическим процессом. Мгновенный доступ по всем узлам процесса. Гибкое использование информации. Интеграция опыта разработчика и особенности поведения оператора в нештатных ситуациях;

г) открытая архитектура сети. Изменяется традиционная концепция. Использование различных языков. Осуществление стандартов. Открытость полевого оборудования, PROFIBUS и т.д.;

д) продуктивность инженеринга и технического обслуживания. MD позволяет повысить эти функции. Такая функция осуществляет управление всей документацией, необходимой для разработки и запуска, и дальнейшего технического обслуживания. Обновление документов ч/з сеть;

е) встроенные системы автоматизации. MD приветствует компоненты автоматизации других фирм (интеллектуальные клапаны, системы I/O, система диагностики, беспроводные датчики температуры);

ж) полный контроль периодических процессов. DNAbatch - создает архивы и отчеты о процессе;

и) гибкость системы MD. Она является масштабируемой (от маленьких процессов до больших, типа ГРЭС). Обозначается SoftDSC- гибкая система управления.

Интерфейсы связи MetsoDNA - программный интерфейс внешний, широкий выбор протоколов связи (универсальные протоколы) широкий выбор модулей с интерфейсом ProfiBUS, ORS, протокол с изменяемой конфигурацией CNP и ENP реализация связи с компьютерами, - программно-логические интерфейсы:

- протоколы ModBUS;

- Allen Bradley;

- Siemens;

- протоколы последней передачи данных.

Интерфейсы с полевым оборудованием. Функции полевого контроля:

- международный стандарт используется для устр-ва I/O IEC-61131-3;

- компактное программное устройство электропитания (встроенные);

- всестороннее управление по месту.

Модули электропитания:

- встроенный контроллер электродвигателя РМС;

- модульный контр-р электр-ля НС (более компактный программный);

- миниатюрный контроллер электродвигателя и МС.

Интерфейсы Foundation FieldBUS - цифровая 2-хсторонняя многоточечная система связи используемая для обмена данными между полевыми приборами и диспетчерской.

Ниже представлено еще одно средство разработки - Trace Mode.

В настоящее время функциональность системы TRACE MODE давно уже переросла рамки традиционной SCADA/HMI, и тем не менее SCADA это по - прежнему наиболее востребованная часть TRACE MODE. Помимо обязательных для любой SCADA - системы функций TRACE MODE 6 имеет ряд особенностей, которые выделяют её из общей массы аналогичных программных продуктов.

Прежде всего, это единая интегрированная среда разработки, объединяющая в себе более 10 различных редакторов проекта АСУТП. Функции SCADA/HMI в TRACE MODE 6 так органично слиты с SOFTLOGIC - системой программирования контроллеров и экономическими модулями T - FACTORY (MES-EAM-HRM), что зачастую трудно провести между ними чёткую грань.

Незаменимым инструментом создания проекта в SCADA - системе TRACE MODE 6 является уникальная технология автопостроения. Она позволяет несколькими движениями мыши создать связи между узлами распределенной системы управления, между источниками данных и каналами, создать источники данных по известной конфигурации контроллера и т.п.

Принцип единого проекта для распределенной АСУ позволяет осуществлять прямые привязки между компонентами разных узлов.

TRACE MODE 6 поддержаны все 5 языков международного стандарта IEC61131-3. Среди них есть и визуальные языки - Techno FBD, Techno LD, Techno SFC и процедурные Techno ST, Techno IL. Такой широкий диапазон средств программирования позволяет специалисту любого профиля выбрать для себя наиболее подходящий инструмент реализации любых задач АСУТП.

TRACE MODE - это программный комплекс, предназначенный для разработки, настройки и запуска в реальном времени систем управления технологическими процессами. Все программы, входящие в TRACE MODE, делятся на две группы:

- инструментальная система разработки АСУ;

- исполнительные модули (runtime).

Инструментальная система включает в себя три редактора:

- редактор базы каналов;

- редактор представления данных;

- редактор шаблонов.

В них разрабатываются: база данных реального времени, программы обработки данных и управления, графические экраны для визуализации состояния технологического процесса и управления им, а так же шаблоны для генерации отчетов о работе производства.

Великолепная трёхмерная графика SCADA TRACE MODE 6 не оставит равнодушным даже профессиональных дизайнеров. В тоже время графический редактор SCADA прост в освоении по сравнению со специализированными графическими пакетами. Графика SCADA уровня TRACE MODE 6 не только эстетична, но и функциональна: любой графический элемент может менять свои свойства, размеры и положение на экране в реальном времени в зависимости от параметров, а также служить кнопкой. Для трёхмерных элементов возможно задавать:

- положение источника света;

- форму и цвет;

- прозрачность;

- накладывать текстуру.

Исполнительные модули - это программы, под управлением которых запускается АСУ, созданная в инструментальной системе. Большинство из них предназначено для организации работы верхнего и административного уровней АСУ, а Микро МРВ, Микро МРВ Модем+ и Микро МРВ GSM+ - для работы в контроллерах нижнего уровня систем управления, естественно, при условии наличия в них операционной системы MS DOS.

Особое внимание в SCADA TRACE MODE 6 уделено возможностям интеграции с базами данных и другими приложениями. Поэтому в SCADA встроена поддержка наиболее популярных программных интерфейсов: ODBC, OPC, DDE. Для облегчения настройки взаимодействия с внешними базами данных в интегрированную среду разработки TRACE MODE встроен редактор SQL-запросов. Кроме того, существует возможность подключения компонентов ActiveX, что свидетельствует о высокой степени открытости SCADA - системы TRACE MODE 6.

На основе проведённого анализа, можно сказать, что система TRACE MODE 6 является современным мощным средством для создания операторского интерфейса и в полной мере подходит для решения поставленной задачи.

TRACE MODE 6 выбрана в качестве базовой системы. Так как этот программный продукт подходит для работы с контроллерами MIC.

2.6.2 Рабочее место оператора

Оператор видит отображение технологического процесса при помощи мнемосхем, показываемых на экране. Для повышения безопасности и эффективности работы оператора необходимо обеспечить быстрый доступ к информации о состоянии объекта и сделать ее легкочитаемой. Именно для этой цели был разработан HMI (Human-machine interface) при помощи приложения TRACE MODE. При его создании учитывались основные принципы:

- экраны должны быть просты в обращении;

- схемы не должны быть загромождены;

- цвета не должны быть раздражающими;

- вся необходимая информация должна быть постоянно перед глазами оператора и т.д.

2.6.3 Разработка операторского интерфейса на базе TRACE MODE 6

Операторский интерфейс представлен 7 экранами.

Навигация по экранам осуществляется согласно иерархии экранов, изображенной на рисунке 3 и в приложении Е.

Рисунок 2.7. - Иерархия экранов

На первом экране отображен весь технологический процесс НПС, на котором показаны все насосы НПС со всеми измеряемыми параметрами. Все параметры выделены пунктирной линией. Все задвижки могут находиться в двух положениях: открыта и закрыта, что отображается на экране соответственно зеленым и красным цветом.

Состояние насосов показывается изменением цвета надписей «Насос №» с черного, когда насос включен, на красный, когда он выключен.

Переход на другие экраны осуществляется с помощью кнопок навигации расположенных внизу операторского интерфейса и около каждого насоса.

На экране управления находятся кнопки управления положением задвижек и насосов.

На экране событий отображается состояние насосов и задвижек с временем их возникновения, исчезновения и квитирования.

На экранах трендов показано изменение параметров насосов во времени.

Все экраны приведены в приложении Е.

3.РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ ПРОЕКТИРУЕМОЙ СИСТЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ

3.1 Общие положения по расчету надежности

Надёжность - это свойство объекта сохранять во времени и в установленных пределах значение всех параметров, характеризующих способность объекта выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения технического обслуживания и ремонта, хранения и транспортировки.

Надежность АСУ ТП в соответствии с ГОСТ 27.002-89 определяется, как способность системы выполнять заданные функции, сохраняя во времени значения установленных в заданных пределах эксплуатационных показателей, при заданных условиях эксплуатации. Надежность АСУ ТП является комплексным свойством, характеризующимся в основном безотказностью и ремонтопригодностью.

В процессе разработки системы автоматизированного контроля и управления, расчёт необходимого уровня надежности системы производится с учетом следующих обстоятельств:

- АСУ ТП является многофункциональной системой, в состав которую входят технические средства и обслуживающий персонал (в выполнении той или иной функции могут использоваться технические средства и оперативный персонал);

- надежность АСУ ТП зависит от особенностей программ и алгоритмов, реализуемых техническими средствами и оперативным персоналом;

- оценка надежности производится с учетом надежности только технических средств.

При оценке надёжности разрабатываемой системы АСУ ТП, рассматривают работу системы как некоторую функцию. При этом отказом функции является полная потеря способности разработанной системы выполнять эту функцию или нарушение хотя бы одного из требований, предъявляемых к качеству выполнения этой функции, возникающее при заданных условиях эксплуатации АСУ ТП и нормально функционирующем технологическом объекте управления.

На стадии проектирования системы АСУ ТП, рассматриваются следующие показатели надёжности:

а) функция централизованного контроля характеризуется показателями безотказности:

1) наработка на отказ (в единицах времени) Т;

2) вероятность безотказной работы в течении заданного времени P(t);

б) показателями ремонтопригодности:

1) среднее время восстановления способности АСУ ТП к выполнению функции (Тв).

В рассматриваемой АСУ ТП основная часть системы является:

- 2 классом изделия - это изделия специального назначения;

- I группы надёжности; отказ изделия приводит к угрозе для жизни людей, опасности для окружающей среды или ведёт к экономическому ущербу, кратно превышающему стоимость изделия;

- непрерывной по режиму работы; постоянно под нагрузкой;

- изделием вывода из работы по достижению им заданной заранее временной или ресурсной наработки (назначенная длительность использования).

Для изделия с представленными характеристиками, в соответствии с ГОСТ 27.002-89 необходимо привести следующие показатели: Тв (время восстанавливаемости), (интенсивность отказов), также рассчитать Тср (среднее время безотказной работы) и привести Р(t) (вероятность безотказной работы).

3.2 Расчет показателей надежности

Произведем оценку ожидаемого уровня надежности разрабатываемой системы. Общая надежность повышается путем использования высоконадежных элементов, одним из которых является контроллер MIC-2000 фирмы «Advantech».

Показатели надежности определяются по формулам

- каждое техническое средство характеризуется параметром потока отказов

(3.1)

где Т - время отказа или наработка на отказ, час.

В расчетах Т берется из технических характеристик устройства.

Интенсивность отказов системы рассчитывается по формуле

(3.2)

где _i - интенсивность отказов i-го элемента;

k - количество элементов системы.

в) среднее время отказа всей системы определяется по формуле

, (3.3)

г) вероятность безотказной работы системы

(3.4)

где t - время эксплуатации.

д) вероятность того, что отказ произойдет в течении времени t, называется вероятностью отказа и рассчитывается по формуле

Q(t)=1P(t). (3.5)

По формуле (3.1) рассчитаем интенсивность отказов контроллера при Т = 70000 часов:

1/час.

Аналогично находим интенсивность отказов других элементов системы и заносим рассчитанные данные в таблицу 3.

1/час;

1/час.

Таблица 3.1 - Характеристики надежности оборудования

По формуле (3.2) рассчитаем интенсивность отказов всей системы:

1/час.

Среднее время отказа всей системы определим по формуле (3.3):

час.

Рассчитаем вероятность безотказной работы системы по формуле (3.4). Время предполагаемой эксплуатации t=10000 часов:

.

Построим график изменения вероятности безотказной работы по отношению к времени работы системы.

График показан на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Вероятность безотказной работы

Вероятность отказа системы рассчитаем по формуле (3.5)

Q(t)=10,96=0,04

Проведя расчеты надежности системы, и делая анализ полученных результатов можно сказать о хорошей надежности системы с учетом ее предполагаемой длительности работы [7].

4. КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

4.1 Расчет показателей экономической эффективности проекта

Для обоснования эффективности единовременных затрат широко используется метод дисконтирования или чистой текущей стоимости [11].

Метод дисконтирования или чистой текущей стоимости базируется на дисконтных вычислениях по приведению связанных с реализацией проекта доходов и расходов к некоторому моменту времени (к расчетному году).

Чистый дисконтированный доход рассчитывается по формуле

ЧДД = , (4.1)

где ЧД_t - чистый доход в году t, тыс.р.;

_t - коэффициент дисконтирования (приведения), доли ед.;

t_н,t_к - соответственно начальный и конечный годы расчетного периода.

Если ЧДД имеет положительное значение, то проект можно считается прибыльным, а если нет, то убыточным. Отдельный член денежного потока наличности 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, и рассчитывается по формуле:

ЧД_t = П + A_t - H_t - K_t , (4.2)

где П - прибыль, обеспечиваемая внедрением системы в году t.

А_t - амортизационные отчисления от стоимости системы, тыс.р.;

H_t - сумма налогов, выплачиваемых предприятием из прибыли в бюджет, тыс.р.;

К_t - единовременные затраты в году t, тыс.р.

При анализе эффективности инвестиций рассчитывается рентабельность капитальных вложений по формуле

(4.3)

где К - общие единовременные затраты.

. (4.4)

Считается, что если Р=100%, то рентабельность проекта равна заданной, если Р > 100%, то имеет место сверх рентабельность, если Р < 100 проект не обеспечивает заданный уровень рентабельности.

Коэффициент дисконтирования определяется по формуле

_t = (1 + E_н)^{tp- t} , (4.5)

где Е_н - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, равный ставке банковского процента за долгосрочный кредит, выраженный в долях единиц;

t_p - расчетный год;

t - год, затраты и результаты которого приводятся к расчетному году.

В качестве расчетного года берется самый ранний из всех рассматриваемых вариантов календарный год, предшествующий началу использования в организации разрабатываемой системы.

В качестве начального года расчетного периода берется год начала финансирования работ по созданию проекта, включая проведение научных исследований.

Конечный год расчетного периода определяется моментом заключением цикла АС, прекращением его использования на производстве.

Для анализа эффективности единовременных затрат на разработку и внедрение системы используется показатель - внутренняя норма доходности (коэффициент эффективности единовременных затрат ВНД), определяемый из соотношения:

. (4.6)

Коэффициенты эффективности судя по различным проектам показывает об общем и минимальном уровне эффективности капитальных, осуществляемых в организации и выбрать к реализации наиболее эффективные из них.

Другим показателем ВНД является оценка возможности привлечения заемных средств на разработку и внедрение АС. Расчетное значение ВНД равно максимально допустимому проценту за кредит, который может быть применен для полного финансирования капитальных вложений по данной АС.

Если величина ВНД соответствует проценту за кредит, тогда текущая стоимость равна нулю.

Таким образом, вычисляемое значение позволяет судить о приемлемости для предприятия условий кредитования.

Показатель период возврата, используется для анализа эффективности единовременных затрат. 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:

. (4.7)

Полученная сумма не сравняется с величиной единовременных затрат, приведенных к расчетному году. Количество произведенных сложений равняется периоду возмещения капитальных вложений.

Сумма налогов на прибыль и имущество рассчитывается по формуле

Н = Н_пр + Н_им , (4.8)

где Н_пр - налог на прибыль, тыс.р.;

Н_им - налог на имущество, тыс.р.

, (4.9)

где СТ_пр - ставка налога на прибыль.

, (4.10)

где К_оt - остаточная стоимость внедряемой системы в году t, тыс.р. ;

СТ_им - ставка налога на имущество.

4.2 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

К_об = К*(1+r)*(1+НДС), (4.11)

где К - единовременные затраты на создание системы автоматизации, р.;

r-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=К_раз + К_прог + К_изг, (4.12)

где К_раз - затраты на проектирование (разработку) системы, руб.;

К_прог - затраты на программирование, руб.;

К_изг - затраты на изготовление, руб.

4.3 Затраты на разработку.

Затраты на разработку можно представить в виде

К_раз = З_о Т_раз (1+К_д) (1+К_р) (1+К_сн) (1+К_н.раз) , (4.13)

где З_о - месячный оклад разработчика, р.;

Т_раз - трудоемкость разработки проекта и проектной документации, чмес.;

К_д, К_р - соответственно коэффициенты доплат к заработной плате и районный, доли ед.;

К_сн - коэффициент отчислений на социальные нужды, доли ед.;

К_нраз - коэффициент накладных расходов, доли ед.

Данные для расчета единовременных затрат предприятия разработчика приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Данные для расчета единовременных затрат предприятия разработчика

Таблица 4.2 - Данные для расчета трудоемкости разработки

К_раз = 20000 1,5 (1+0,5) (1+0,7) (1+0,26) (1+0,15) = 110848,5 руб. (4.14)

4.4 Расчет затрат на разработку программного обеспечения

Расчет затрат на разработку программного обеспечения проводится по формуле

К_прог=З_о Т_прог (1+К_д)(1+К_р)(1+К_сн)(1+К_н.прог) +С_мч Т_прог К_ч , (4.15)

где З_о - месячный оклад программиста, тыс.р;

Т_прог - трудоемкость разработки программного обеспечения, ч/мес;

К_{н.прогр} - коэффициент накладных расходов, доли ед. ;

C_мч - стоимость машино-часа ЭВМ, р.;

К_ч - коэффициент перевода единиц времени.

Стоимость машино-часа ЭВМ рассчитывается по формуле

(4.16)

где S_экс - годовые эксплуатационные расходы, связанные с обслуживанием ЭВМ, р.;

Т_пол - годовой фонд работы ЭВМ, час.

Эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле

S_экс =12З_о (1+К_д)(1+К_р)(1+К_сн)+А+Т_р+Э+М+Н_рэкс , (4.17)

где З_о - месячная оплата труда обслуживающего персонала, р.;

А - амортизационные отчисления от стоимости ЭВМ и здания, р/год ;

Т_р - затраты на ремонт, р/год;

Э - затраты на электроэнергию, р/год;

М - затраты на материалы, р.;

Н_рэкс - накладные расходы, связанные с эксплуатацией ЭВМ, р/год.

Затраты на амортизацию вычисляются по формуле

А = К_эвм Н_эвм+С_здS_здН_зд, (4.18)

где К_эвм - балансовая стоимость ЭВМ, р.;

Н_эвм - норма амортизационных отчислений от стоимости ЭВМ, доли ед.;

С_зд - стоимость 1 м² здания, р/м²;

S_зд - площадь, занимаемая ЭВМ, м²;

Н_зд - норма амортизационных отчислений от стоимости здания, доли ед.

Затраты на ремонт вычислим по формуле

Т_р = К_эвм К_трэвм , (4.19)

где К_трэвм - коэффициент, учитывающий затраты на ремонт ЭВМ.

Подставив данные из табл.5.1 в формулы (5.18) (5.19) получаем затраты на амортизацию (А) и затраты на ремонт (Т_р) соответственно.

А = 32000 0,2 + 12000 4 0,04 = 8320 руб. (4.20)

Т_р = 32000 0,05 = 1600 руб. (4.21)

Затраты на ремонт могут быть определены другим способом, основой которого является составление сметы затрат на проведение ремонта.

Затраты на электроэнергию, потребляемую ЭВМ за год эксплуатации определяем по формуле

Э = Ц Т_пол N К_м , (4.22)

где Ц - цена за один кВт/ч электроэнергии, р.;

N - потребляемая мощность, кВт ;

К_м - коэффициент интенсивного использования мощности вычислительной техники.

Подставив данные из табл.5.1 в формулу (5.19) получаем затраты на электроэнергию (Э).

Э = 1,2 2208 0,35 0,7 = 649 руб. (4.23)

Затраты на материалы определяем по формуле

, (4.24)

где i - вид материала;

Ц_i - цена i-того материала, р.;

М_i - количество i-го материала.

Расчет затрат на материалы представлен в табл. 5.3.

Таблица 4.3 - Перечень и стоимость материалов, используемых для ЭВМ

В годовые эксплуатационные затраты по обслуживанию ЭВМ входят также накладные расходы, которые рассчитываются по формуле

Н_рэкс = 12 З_о (1 + К_д) (1 + К_р) К_нэкс, (4.25)

где К_нэкс - коэффициент накладных расходов, связанных с эксплуатацией ЭВМ.

Подставив данные из табл.5.1 в формулу (5.24) получим Н_рэкс.

Н_рэкс = 12 1000 (1 + 0,5) (1 + 0,7) 0,15 = 4590 руб. (4.26)

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

=56465 руб.(4.27)

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

С_мч = 56465 руб/2208 ч = 26 руб./ч. (4.28)

Вычислим капитальные затраты на разработку программного обеспечения К_прог, по формуле (4.15) и исходных данных табл.5.1

К_прог=200000,5(1+0,5)(1+0,7)(1+0,26)(1+0,15) +260,5184=39302 руб. (4.29)

4.5 Затраты на изготовление, внедрение и отладку системы

Затраты на основную заработную плату при изготовлении устройства равны:

L₀ = Т_мЗ_о(1+К_д) (1+К_р)(1+К_сн), (4.30)

где З_о - месячная зарплата изготовителя устройства, р.;

Т_м - трудоемкость изготовления устройства, чел мес.

L₀=1 20000(1+0,5) (1+,0,7) (1+0,26)=46620 руб. (4.31)

Учитывая коэффициент транспортных затрат определим транспортные расходы по формуле

Р_трп =Ц_об К_трп , (4.32)

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

Ц_об - сметная стоимость вводимой системы, руб.;

Для подсчета стоимости оборудования составим таблицу 4.4

Таблица 4.4 - Смета затрат на материалы и покупные комплектующие изделия

Р_трп = 1549 0,08= 124 т. руб. (4.33)

Стоимость монтажных и работ по формуле (5.32)

Р_м = Цоб К_м , (4.34)

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

Р_м = 1549 0,18 = 279 т. руб. (4.35)

Накладные расходы, связанные с изготовлением и отладкой проектируемой системы, рассчитаем по формуле (5.35)

Н_ризг = Т_мон З_раз (1 + К_пр) (1 + К_р) К_нризг , (4.36)

Подставив данные в (5.35) получаем накладные сумму расходы (Н_ризг).

Н_ризг = 1 20000 (1 + 0.5) (1 + 0.7) 0.15 = 7650 руб. (4.37)

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

Таблица 4.5 - Результирующая таблица для расчетов по статьям калькуляции

В итоге

К=К_раз + К_прог + К_изг = 111+ 94+2006= 2156 т. руб. (4.38)

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

С = С_эл + С_рем , (4.39)

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

C_рем - затраты на ремонт, р.

Исходные данные для расчета представлены в таблице 4.6.

Таблица 4.6 - Исходные данные для расчета затрат на эксплуатацию

Расчет годовых затрат на электроэнергию производим по формуле:

C_эл = N Ц_эл Т_зад К_инт , (4.40)

где N - мощность, потребляемая системой, кВт;

Ц_эл - стоимость одного кВтч электроэнергии, р.;

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

К_инт - коэффициент интенсивного использования мощности оборудования.

Годовые затраты на электроэнергию действующего варианта системы:

C_эл = 0,25 1,2 4380 0,7 = 920 руб. (4.41)

Текущие затраты на ремонт системы находим по формуле

(4.42)

где К_обор - балансовая стоимость устройства, р.;

К_пр - норма отчислений на ремонт, %.

C_пр = 1549 0,05 = 77 т. руб. (4.43)

Введение в работу новой системы позволяет сократить 1человек (снимается необходимость обслуживания системы слесарями КИПиА).

Сокращение персонала влечёт за собой сокращение расходов на заработную плату:

C_э = 12 20 2 (1+0,5) (1+0,7) (1+0,26) = 1542 т. руб. (4.44)

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

С = (1+77) т. руб.= 78 т. руб. (4.45)

Экономия составляет:

Э= C_э-С=1542-78=1464 т. руб. (4.46)

Показатели эффективности проекта приведены в таблице 4.7

Таблица 4.7 - Показатели эффективности проекта

Точка пересечения линии ЧДДН и оси абсцисс позволяет определить период окупаемости единовременных затрат. При вложении собственных средств предприятия в реализацию проекта срок окупаемости составит - 3.9 года.

Рисунок. 4.1 - Определение срока окупаемости проекта

Рентабельность составляет:

R = (НЧДД + К) 100 / К, (4.47)

R = (450+ 2156) 100/ 2156= 121 % (4.48)

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

На рисунке 4.2 точка пересечения НЧДД с горизонтальной осью показывает значение ВНД. Она составляет 20%.

Рисунок. 4.2 - Зависимость ЧДДН от нормы дисконта

Это значит, что при финансировании проекта автоматизации производства за счет заемных средств (т.е. с привлечением банковского кредита) реализация этого проекта целесообразна при ставке за кредит не больше 20%.

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

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

- капитальные затраты -8%; +10%;

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

- налоги [-10%; +10%].

Для построения прямой, отображающей зависимость ЧДД_пр от изменения параметра, достаточно двух точек. Пересчет показателя эффективности осуществляется для крайних значений вариации фактора. Данные для построения диаграммы «паук» представлены в таблице 4.10.

Таблица 4.8 - Данные для оценки чувствительности проекта к риску

По данным таблицы 4.8 построим диаграмму чувствительности, отображающую зависимость ЧДДпр от изменения указанных параметров. Диаграмма представлена на рисунке 4.3.

Рисунок 4.3 - Диаграмма чувствительности проекта

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

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

4.6 Выводы по разделу

Основные экономические показатели сведены в таблицу 4.9

Таблица 4.9 - Обобщающие показатели экономической эффективности проекта

5. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

По мере ускорения темпов технического прогресса воздействие хозяйственной деятельности человека на природу становится все более разрушительным. В настоящее время оно уже соизмеримо с действием природных факторов, что приводит к качественному изменению соотношения сил между обществом и природой.

Любое предприятие независимо от его деятельности несет отрицательное воздействие в плане безопасности и экологичности на человека и окружающую среду.

Повышение технического уровня современного производства создает в той или иной степени вредные, а иногда и опасные, условия для работающих, что требует организации их надежной и эффективной защиты. К числу мер, широко используемых в настоящее время на предприятиях различных отраслей, относятся средства производственной безопасности, средства индивидуальной защиты и многочисленные виды экобиозащитной техники, постоянно совершенствующиеся на основе достижений и успехов научно-технического прогресса.

Основополагающая формула безопасности жизнедеятельности - предупреждение и упреждение потенциальной опасности.

В процессе разработки автоматизированной системы управления НПС необходимо рассмотреть вопросы, относящиеся к обеспечению безопасности и экологичности разрабатываемого проекта. Данные вопросы включают: обеспечение безопасности работающих на предприятии, оценку экологичности проекта с точки зрения возможного воздействия на окружающую среду, прогнозирование возникновения возможных чрезвычайных ситуаций и способы их предотвращения.

5.1 Охрана труда оператора

5.1.1 Санитарно-гигиенические условия оператора

Операторная представляет собой помещение, в котором расположены ЭВМ. Площадь помещения для работников из расчета на одного человека предусмотрена не менее 6 м2, кубатура не менее 19,5 м3 с учетом максимального числа одновременно работающих.

На рабочих местах обеспечены микроклиматические параметры, уровни освещенности, шума и состояния воздушной среды, определенные действующими правилами и нормами [3].

Предусмотрено регулирование подачи теплоносителя для соблюдения необходимых параметров микроклимата. В качестве нагревательных приборов установлены регистры из гладких труб. Использование электронагревательных приборов и парового отопления - недопустимо.

Исходя из предусмотренной кубатуры помещения на одного работающего, системой кондиционирования подается 40 м3/ч наружного воздуха на человека.

Благодаря установленной системе отопления и кондиционирования, в холодные периоды температура воздуха, скорость его движения и относительная влажность воздуха составляют: 22 - 24оС; 0,1 м/с; 60 - 40%; причем температура может колебаться в пределах от 21оС до 25оС при сохранении остальных параметров в указанных выше пределах. В теплые периоды температура воздуха, его подвижность и относительная влажность составляют 23 - 25оС; 0,1 - 0,2 м/с; 60 - 40 %; причем температура может колебаться в пределах от 21оС до 25оС при сохранении остальных параметров в указанных выше пределах.

Производственный шум отрицательно влияет на ЦНС и ССС, снижает остроту слуха и зрения, повышает кровяное давление, ослабляет внимание, в результате чего увеличивается количество ошибок в действиях работающего, снижается производительность труда.

За единицу измерения уровней звукового давления и интенсивности звука принят децибел (дБ). Диапазон звуков, воспринимаемых органом слуха человека, 0 - 140 дБ.

Предельно допустимый уровень (ПДУ) шума - это уровень фактора, который при ежедневной (кроме выходных дней) работе, но не более 40 часов в неделю в течение всего рабочего стажа, не должен вызывать заболеваний или отклонений в состоянии здоровья, обнаруживаемых современными методами исследований в процессе работы или в отдаленные сроки жизни настоящего и последующих поколений.

Соблюдение ПДУ шума не исключает нарушения здоровья у сверхчувствительных лиц.

Допустимый уровень шума - это уровень, который не вызывает у человека значительного беспокойства и существенных изменений показателей функционального состояния систем и анализаторов, чувствительных к шуму.

Максимальный уровень звука, LАмакс, дБА - уровень звука, соответствующий максимальному показателю измерительного, прямопоказывающего прибора (шумомера) при визуальном отсчете, или значение уровня звука, превышаемое в течение 1 % времени измерения при регистрации автоматическим устройством.

Предельно допустимые уровни шума на рабочих местах установлены с учётом тяжести и напряжённости труда (таблица 6.1)

Таблица 5.1 - Предельно допустимые уровни звука, дБА

Для тонального и импульсного шума ПДУ на 5 дБА меньше значений указанных в таблице 6.1. При воздействии в течение смены на работающего шумов с различными временными и спектральными (широкополосный и тональный) характеристиками в различных сочетаниях измеряют или рассчитывают эквивалентный уровень звука. Для получения в этом случае сопоставимых данных измеренные или рассчитанные эквивалентные уровни звука импульсного и тонального шумов следует увеличить на 5 дБ А, после чего полученный результат можно сравнивать с ПДУ (таблица 6.1.) без внесения в него понижающей поправки, установленной СН 2.2.4./2.1.8.562-96. Согласно таблицы 6.1 уровень звука и эквивалентный уровень звука в помещении операторной не должны превышать 50 дБ.

Для достижения и поддержание указанных выше норм произведены следующие мероприятия: стены и потолки всего здания облицованы звукопоглощающим материалом, а также установлены оконные пластиковые блоки. В качестве звукопоглощающего материала используются специальные стеновые панели, кроме того, использованы подвесные акустические потолки.

Во всём здании предусмотрено как естественное, так и искусственное освещение. Естественное освещение в помещении осуществляется в виде бокового освещения. Величина коэффициента естественной освещенности (к.е.о.) соответствует нормативным уровням по СНиП 11-4-79 «Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования». Т.к. при проведении контроля выполняются работы средней зрительной точности, то предусмотренная величина к.е.о. составляет не ниже 1,0%.

Искусственное освещение в операторной осуществляется в виде комбинированной системы освещения с использованием люминесцентных источников света в светильниках общего освещения. В качестве источников общего освещения используются люминесцентные лампы типа ЛТБ (люминесцентные лампы теплого белого цвета, расположенные над рабочими поверхностями в равномерно - прямоугольном порядке.

Уровень искусственной освещенности на рабочих местах в помещении соответствует нормативным величинам по СНиП 11-4-79. Разряд и подразряд зрительных работ сотрудников операторной составляет III «г». Величина освещенности при искусственном освещении люминесцентными лампами в горизонтальной плоскости составляет не менее 300 лк - для системы общего освещения и не ниже 750 лк - для системы комбинированного освещения. Величина искусственной освещенности для выполнения работ высокой зрительной точности (разряд III, подразряд «г»; пульты ЭВМ и дисплеи) при одном общем освещении составляет не ниже 200 лк.

Для предотвращения засветок экрана дисплея прямыми световыми потоками применяются вертикальные жалюзи, расположенные параллельно стене, в которой имеются оконные проемы. При помощи жалюзи предусмотрено регулирование величины светового потока через оконные проемы. Осветительные установки обеспечивают равномерную освещенность с помощью преимущественно отраженного или рассеянного светораспределения, они не создают слепящих бликов на клавиатуре и других составных частях ЭВМ. Последние конструкторские решения, применяемые в производстве дисплеев для ЭВМ, исключают блики отражения на экранах от светильников общего освещения при помощи специального покрытия на экране монитора.

Местное освещение обеспечивается светильниками, установленными непосредственно на столешнице (стола). При необходимости использования индивидуального светового источника, он должен иметь возможность ориентации в разных направлениях и оснащен устройством для регулирования яркости защитной решеткой, предохраняющей от ослепления и отраженного блеска. Источники света по отношению к рабочему месту расположены таким образом, чтобы исключить попадания в глаза прямого света. Защитный угол арматуры у данных источников составляет не менее 30.

Пульсация освещенности используемых люминесцентных ламп не превышает 10%. При естественном освещении следует применять средства солнцезащиты, снижающие перепады яркостей между естественным светом и свечением экрана. В качестве таких средств можно использовать пленки с металлизированным покрытием или регулируемые жалюзи с вертикальными ламелями.

В поле зрения оператора должно быть обеспечено соответствующее распределение яркости. Отношение яркости экрана к яркости окружающих его поверхностей не превышает в рабочей зоне 3:1.

Для предотвращения образования и защиты от статического электричества в помещении используются нейтрализаторы и увлажнители, полы имеют антистатическое покрытие, все электроприборы заземлены. Защита от статического электричества проводиться в соответствии с санитарно-гигиеническими нормами допускаемой напряженности электрического поля. Допускаемые уровни напряженности электростатических полей не должны превышают 20 кВ в течение 1 часа (ГОСТ 12.1045-84).

Устройства визуального отображения генерируют несколько типов излучения, в том числе рентгеновское, радиочастотное, видимое и ультрафиолетовое. Следует учитывать, что мягкое рентгеновское излучение, возникающее при напряжении на аноде 20-22 кВ, а также высокое напряжение на токоведущих участках схемы вызывают ионизацию воздуха с образованием положительных ионов, считающихся неблагоприятными для человека. Однако, все вышеописанные факторы характерны для мониторов, в основе работы которых находится электронно-лучевая трубка. Последние модели мониторов построены на основе активной жидкокристаллической матрицы, которые не генерируют описанных излучений и не ионизируют воздух. Дисплей именно такого типа используется в операторной, что существенно улучшает условия труда персонала.

Организация рабочих мест осуществлена на основе современных эргономических требований. Конструкция рабочей мебели обеспечивает возможность индивидуальной регулировки соответственно росту работающего и создавать удобную позу. Используемые предметы труда и органы управления находятся в оптимальной рабочей зоне.

Рабочий стол регулируется по высоте, под столешницей рабочего стола имеется свободное пространство для ног, на поверхности рабочего стола для документов предусмотрена специальная подставка, расстояние до которой от глаз аналогично расстоянию от глаз до клавиатуры (для снижения зрительного утомления).

Рабочий стул (кресло) снабжен подъемно поворотным устройством, обеспечивающим регуляцию высоты сидения и спинки; его конструкция предусматривает также изменение угла наклона спинки. Рабочее кресло имеет подлокотники. Регулировка каждого параметра осуществляется легко, независимо и имеет надежную фиксацию. Материал покрытия рабочего стула обеспечивает возможность легкой очистки от загрязнений. Поверхность сидения и спинки полумягкие, с нескользящими, не электризующим и воздухопроницаемым покрытием.

Рациональный режим труда и отдыха сотрудников операторной, установлен с учетом психофизической напряженности их труда, динамики функционального состояния систем организма и работоспособности, предусматривает строгое соблюдение регламентированных перерывов.

В соответствии с особенностями трудовой деятельности сотрудников, в режиме труда введены два дополнительных регламентированных перерыва длительностью 10 минут каждый.

В целях профилактики переутомления и перенапряжения при работе, в том числе при использовании дисплеев, необходимо выполнять во время регламентированных перерывов комплексы физических упражнений.

5.1.2 Расчет искусственного освещения в помещении операторной

Светотехнические расчеты являются основополагающими при проектировании осветительных установок. Задачей расчета обычно является определение числа и мощности светильников, необходимых для получения заданной освещенности [3]. Существует два метода расчета:

определение освещенности с помощью коэффициента использования светового потока при условии общего равномерного освещения горизонтальных поверхностей и отсутствии крупных затеняющих предметов;

расчет освещенности точечным методом при любом ее распределении и при произвольном расположении поверхностей.

В методе «коэффициента использования» основная расчетная формула для определения светового потока лампы (или ламп) в светильнике имеет вид:

Световой поток лампы (ламп) в светильнике (F), лм:

(6.1)

Тогда число светильников N:

(6.2)

где Е_норм - нормируемая минимальная освещённость на рабочем месте, лк;

S_п - площадь производственного помещения, м²;

К - коэффициент запаса светового потока, зависящий от степени загрязнения ламп;

Z - коэффициент неравномерности освещения (для люминесцентных ламп Z =1,1);

n - число ламп в светильнике;

- коэффициент использования светового потока.

Таблица 5.2 - Коэффициент запаса (Кз)

Для определения коэффициента использования светового потока находится индекс помещения (i) и по таблице 6.3 оценивается значение коэффициентов отражения потолка (п) и стен (ст).

Таблица 5.3 - Ориентировочное значение коэффициентов отражения потолка (п) и стен (ст) производственных помещений

Для определения коэффициента использования светового потока () находится индекс помещения (i) по формуле:

(6.3)

где А и В - длина и ширина помещения, м;

h - высота подвеса светильника над рабочей поверхностью, м. Вычисляется по формуле:

(6.4)

где H - высота помещения, м; h' - высота рабочей поверхности, м; h'=0,72 м.

После подстановки данных в формулу (6.3), находим индекс помещения:

По полученному в результате расчета требуемому световому потоку выбирается стандартная ближайшая лампа накаливания или люминесцентная. Допускается отклонение величин светового потока лампы не более чем на -10..+20%. При невозможности выбора лампы с таким приближением корректируется число светильников.

Коэффициенты отражения потолка и стен принимаем 70% и 50% соответственно. В зависимости от индекса помещения и коэффициентов отражения потолка и пола находим коэффициент использования светового потока по таблице: = 33.

Выбираем тип люминесцентных ламп низкого давления:

Лампа ЛТБ-20, световой поток 975 лм;

Лампа ЛТБ-40, световой поток 2780 лм;

Лампа ЛТБ-65, световой поток 4200 лм,

Подставив все значения, найдем количество светильников:

для ЛТБ-20: шт;

для ЛТБ-40: шт;

для ЛТБ-65: шт;

Из трех вариантов выбираем наиболее экономичный в плане потребляемой энергии. Для определения оптимального варианта надо рассчитать:

(6.5)

для ЛТБ-20: ;

для ЛТБ-40: ;

для ЛТБ-65: .

Следовательно, наиболее экономичным будет вариант ЛТБ-40. Длина одного светильника ЛТБ-40 (l) равна 1,27 м. Тогда общая длина светильников (l_св) составит l_св =l*N=1.27*6=7.62 м. Уместным было бы разместить светильники в два ряда вдоль длинных сторон помещения.

Следуя указаниям и инструкциям описанных в данной главе, рабочие места сотрудников операторной, а также микроклимат в помещении будут соответствовать всем утвержденным нормам и правилам промышленной безопасности. Проектом также предусматриваются следующие меры по улучшению условий труда:

1) улучшение искусственной освещенности рабочих мест;

2) установка жидкокристаллических дисплеев;

3) установка оконных блоков изготовленных из пластиковых профилей и стеклопакетов, что существенно снижает прохождение шума извне;

4) установка системы кондиционирования, что улучшает значения параметров микроклимата в помещении;

5) оборудование рабочих мест современной эргономичной мебелью.

5.1.3 Защита от статического электричества и излучений

Для предотвращения образования и защиты от статического электричества, необходимо использовать нейтрализаторы и увлажнители, а полы должны иметь антистатическое покрытие. Защита от статического электричества должна проводиться в соответствии с санитарно- гигиеническими нормами допускаемой напряжённости электрического поля. Допускаемые уровни напряжённости электростатических полей не должны превышать 20 кВ в течение 1 часа (ГОСТ 12.1045 - 84).

Устройства визуального отображения генерируют несколько типов излучения, в том числе рентгеновское, радиочастотное, видимое и ультрафиолетовое. Однако уровни этих излучений достаточно низки и не превышают действующих норм.

В машинных залах ЭВМ, в помещениях с дисплеями необходимо контролировать уровень аэроионизации. Ионизирующие излучения на расстоянии 5 см от любой точки ЭВМ не более 0,1 мбэр/час.. Следует учитывать, что мягкое рентгеновское излучение, возникающее при напряжении на анода 20-22 кВ, а также высокое напряжение на токоведущих участках схемы вызывают ионизацию воздуха с образование положительных ионов, считающихся неблагоприятными для человека. Оптимальным уровнем аэроионизации в зоне дыхания работающего считается содержание легких аэроионов обоих знаков от 1.5·10² до 5·10³ в 1 см³ воздуха.

Необходимо, чтобы в диапазоне 2 Гц - 5 кГц напряжение электромагнитного поля Е не более 25 В/м, а магнитного поля Н не более 0,2 А/м на расстоянии 50 см от ПЭВМ. Для частот 2 Гц - 400 Гц напряжение электромагнитного поля Е не более 2,2 В/м, а магнитного поля Н не более 0,02 А/м на расстоянии 50 см от ПЭВМ.

5.1.4 Электробезопасность и молниезащита

Электроустановки должны быть выполнены в соответствии с требованиями «Правил устройства электроустановок», «Нормативов по технике безопасности на проектирование оборудования, установок, инструмента». Временных нормативов проектирования и выполнения заземляющих устройств электроустановок нефтяной промышленности, «Указания по проектированию и устройству молниезащиты и сооружений» (СН 305-77).

Конструкция электроустановок должна соответствовать условиям их эксплуатации и обеспечивать защиту персонала от соприкосновения с токоведущими и движущими частями, а оборудование -- от попадания внутрь посторонних твердых тел и воды.

Основными техническими способами и средствами защиты от поражения электрическим током, используемыми отдельно или в сочетании друг с другом, являются:

· защитное заземление;

· зануление;

· выравнивание потенциалов;

· малое напряжение;

· электрическое разделение сетей;

· защитное отключение;

· изоляция токоведущих частей (рабочая, дополнительная, усиленная, двойная);

· компенсация токов замыкания на землю;

· оградительные устройства;

· предупредительная сигнализация;

· знаки безопасности;

· изолирующие защитные и предохранительные приспособления.

Для обеспечения безопасности людей и сохранности зданий и других сооружений, а также оборудования и материалов, находящихся в них, от разрушения, загорания и взрывов при прямых ударах молнии должна устраиваться молниезащита в соответствии с «Указаниями по проектированию и устройству молниезащиты зданий и промышленных сооружений» СН 305-69.

Запрещается во время грозы производить работы по обслуживанию оборудования НПС, а также находиться на расстоянии ближе 10 м от заземляющих устройств грозозащиты.

Для борьбы с проявлениями вторичных воздействий молнии, а также статического электричества, технологическая аппаратура и трубопроводы, содержащие горючие пары и газы, должны заземляться. Допускается использование заземляющих устройств электроустановок.

Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного для защиты от статического электричества, допускается до 100 Ом.

5.1.5 Оценка пожарной опасности операторной

Здание операторной по классификации ОНТП24-86 имеет категорию Д по взрывоопасной и пожарной опасности. Возникновение пожара будет зависеть от степени огнестойкости здания, а также от плотности застройки.

Плотность застройки в районе здания невелика, рядом со зданием нет деревянных и легковоспламеняющихся построек, минимальное расстояние до ближайшего здания равно ~ 10-12 м. Таким образом, вероятность возникновения сплошного пожара практически равна нулю.

Степень огнестойкости здания по СНиП2.01.02-83 - II. Здание характеризуется высокой степенью пожаростойкости: здание не содержит деревянных конструкций и перекрытий.

Возможный путь возникновения пожара - перегорание электропроводки. При обнаружении подобной ситуации необходимо отключить все электроприборы, в т.ч. ЭВМ. Мощность теплового импульса при котором происходит воспламенение изоляции равна 250 - 420 кДж/м2; сохраняется устойчивое горение 630 - 840 кДж/м2.

Пределы огнестойкости: Стены и перегородки - 3,7;

Стойки, колонны, столбы - 4; Перекрытие и покрытие - 2,2;

Заполнение пробелов - 2; Двери, люки, ворота - 1,5.

В случае возникновения пожара расстояние из операторной до эвакуационного выхода составляет 7 (м).

На основании проведенного анализа можно сделать вывод: здание соответствует нормам по пожарной безопасности, пути эвакуации не загромождены. Расстояние до ближайшего выхода удовлетворяет нормам.

Для предотвращения аварий и несчастных случаев необходимо выполнять следующее:

1) строго выдерживать параметры технологического процесса, предусмотренные технологическим регламентом, технологической картой, инструкциями;

2) систематически следить за герметичностью технологического оборудования и трубопроводов;

3) систематически проводить работы по ремонту, ревизии оборудования, трубопроводов средств контроля и автоматики, запорных устройств;

4) систематически следить за работой вентиляционных систем;

5) систематически следить за состоянием и исправностью предохранительных клапанов, установленных на аппаратах;

6) следить за исправностью электрооборудования, системы молниезащиты и заземляющих устройств;

7) строго выполнять требования правил, инструкций по обслуживанию и ремонту технологического оборудования;

8) своевременно предупреждать и устранять неполадки.

5.2 Экологичность проекта

Утилизация сырой нефти

При получении сообщения об утечке нефтепродукта на поверхность производится остановка станции, проследить за отключением рабочего агрегата, закрытием агрегатных задвижек, секущих станционных задвижек, задвижек блока гашения ударной волны. Место выхода изолируют, аварию ликвидируют. После ликвидации аварии обследуют объект (насосы, задвижки, манифольды) с целью полного соответствия его требованиям технологического режима и безопасности.

В случае разрыва линейной части магистрального нефтепровода, перекачку прекращают, закрывают линейные задвижки с пульта Урайского УМН, или по месту на узле задвижек. Производят ремонтно-восстановительные работы.

Основным источником загрязнения являются обычно аварийные ситуации на линейной части нефтепровода.

Таким образом, загрязнение грунтовой среды при отказе магистрального нефтепровода происходит с момента возникновения утечки до её устранения.

Разлившуюся нефть отводят в естественные понижения местности, защитные амбары, траншеи или оконтуриванием земляными дамбами. Эту процедуру выполняют параллельно с основными работами по ликвидации аварии.

Отвод нефти в естественно пониженные местности не возможен из-за отсутствия их или ввиду загрязнения новых площадей по траектории движения нефти.

Сечение как временных, так и постоянных дамб принимают треугольной и трапециидальной форм. Расчет размеров дамб аналогичен расчёту земляных плотин. Однако, принимая во внимание назначение защитных дамб - ограничение площади загрязнения и хранения разлившейся нефти, отметим, что обычно защитные дамбы из одного грунта можно применять только в течение непродолжительного периода времени. Причина этого фильтрация нефти по мере накапливания с внутренней стороны дамбы.

При устройстве дамбы на водопроницаемом основании необходимо учитывать дополнительную фильтрацию через основание.

Отчистка от нефтяного загрязнения талых грунтов с нормальной влажностью при пониженном уровне грунтовых вод особых затруднений не представляет, если эти работы выполняют своевременно. В настоящее время применяют способ восстановления таких грунтов - срезка загрязненного слоя и замена его привозным.

В тех случаях, когда эти работы выполняют со значительным запозданием, глубина загрязнения в результате инфильтрации нефти существенно возрастает, что вызывает соответственно увеличение объёма и стоимости рекультивации. Однако наибольшие трудности возникают при загрязнении водонасыщенных, обводнённых грунтов или грунтов с высоким уровнем грунтовых вод. Такие грунты, как правило, обладают низкой несущей способностью и оказываются непроходимыми для землеройной техники. Кроме того, при высоком уровне грунтовых вод существенно возрастает опасность загрязнения их нефтью.

Сбор нефти с поверхности обводнённых грунтов даже при условии сооружения грунтовых дамб также сложен из-за наличия мелкого кустарника, кочек, воды и т.д. В подобных ситуациях наиболее эффективной представляется следующая технология выполнения работ по регенерации (очистке) грунтовых среды и подземных вод:

· отвод нефти с дневной поверхности за пределы или к границе загрязнённого участка и закачка её в ёмкость;

· регенерация грунтовой среды и подземных вод.

Отвод нефти целесообразно осуществлять по направлению естественного уклона местности в предварительно подготовленные земляные амбары, траншеи, котлованы, или другие ёмкости.

Для регенерации грунтов и предохранения или отчистки грунтовых вод рекомендуется способ промывки, заключающийся в следующем. В пределах контура загрязнённого нефтью участка закладывают одну или несколько скважин-колодцев (назовём их отсасывающими), которые соединяют системой трубопроводов с коллектором, подключённым к какой-либо ёмкости за пределами участка загрязнения. Ещё одну или несколько скважин-колодцев (назовём их питающими) закладывают за контуром загрязнения и присоединяют к распределительной системе трубопроводов.

При откачке воды из отсасывающих колодцев нефть в пределах зоны влияния каждого колодца будет перемещаться по направлению к колодцу, извлекаться наружу и далее через коллектор закачиваться в ёмкость. Питающие скважины в это время подают загрязнённую воду через распределитель на поверхность участка, которая путём инфильтрации насыщает грунт, вымывает из грунта нефть и через отсасывающий колодец попадает в ёмкость. Происходит промывка грунта и очищение грунтовых вод.

Существуют так же другие методы очистки это:

выжигание;

применение сорбентов и биопрепаратов.

Метод выжигания нефти (быстрое окисление) не только опасен в пожарном отношении но и часто невозможен из-за позднего обнаружения пятна, когда нефть уже смешалась с водой. Кроме того будет нарушено состояние атмосферы. Очень прогрессивным является способ ликвидации загрязнения с помощью бактериальных препаратов, пригодных для отчистки как водных поверхностей так и почв. Одним из лучших в мире является препарат «Путидойл».

5.3 Чрезвычайные ситуации мирного времени

Чрезвычайная ситуация - это нарушение нормальных условий жизнедеятельности людей на определенной территории, вызванное аварией, катастрофой, стихийным или экологическим бедствием, а также массовым инфекционным заболеванием, которые могут приводить к людским и материальным потерям.

На основе анализа статистических данных об авариях на НПС прогнозируются следующие чрезвычайные ситуации [3]:

1) отключение электроэнергии;

2) взрыв паровоздушной смеси в помещении насосной;

3) пожар в помещении насосной.

В случае отключения электроэнергии на НПС, для обеспечения непрерывности работы магистрального нефтепровода и исключения вредных последствий, производится автоматическое включение дизельной электростанции.

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

Спрогнозируем вероятные разрушения при взрыве паровоздушной смеси в помещении насосной, в случае розлива нефти.

Предполагаемый объем разлитой нефти:

Qн = a * b * h (6.6)

где а -длина насосной,

b -ширина насосной,

h -уровень затопления.

Qн = 40* 10* 0.2 =80 м³

Объем паровоздушной смеси составляет 20 % от объема нефтепродукта:

Qг = Qн * 0,2 (6.7)

Qг = 80*0.2 =16 м³

Избыточное давление в зоне детонационной волны будет иметь значение:

Рф1 = 900 кПа

При взрыве паро- и газовоздушной смеси выделяют зону детонационной волны с радиусом R1 и зону ударной волны.. Радиус зоны детонационной волны определяется по уравнению:

(6.8)

Подставив значения в формулу, получим:

Рассчитаем радиус смертельного поражения людей по формуле:

(6.9)

Распределение зон и положение объектов НПС представлено на рис. 6.1.

Рисунок 6.1 - Зоны распространения взрыва

1) Зона детонационной волны;

2) Зона ударной волны.

Рассчитаем давление во фронте ударной волны для каждого элемента НПС. Для этого воспользуемся таблица 6.4.

Таблица 6.4 - Давление во фронте ударной волны

Рассчитаем отношение r/R1 для различных конструкций НПС.

Операторная. Расстояние от центра взрыва r1 = 30 м. Это говорит о том, что операторная находится в зоне детонационной волны.

Блок гашения ударной волны. Расстояние от центра взрыва r2 = 75 м. Найдем отношение r/R1 для данного объекта.

Исходя из этого сделаем вывод, что давление во фронте ударной волны будет равно:

Рф2 = 279 кПа

5.4 Выводы по разделу

Изучив полученные данные видно, что экологические и микроклиматические условия удовлетворяют нормальным условиям.

Кроме того, физические факторы и организация условий труда являются благоприятными и соответствуют требованиям СанПиН.

В целом можем сказать, что разработанная автоматизированная система управления технологическим процессом нефтеперекачивающей станции позволяет дистанционно управлять различными технологическими объектами, что снижает влияние на обслуживающий персонал таких факторов как:

· шумы и вибрации оборудования;

· токсическое и химическое воздействие;

· термическое воздействие;

· исключает возможность непосредственного нахождения персонала вблизи очагов пожаров и эпицентров взрывов.

Применение в проекте автоматического контроля, сигнализации критических параметров, автоматического отключение неисправного оборудования в случае пожара или загазованности и исключение непосредственного влияния человека приводит к значительному снижению вероятности возникновения чрезвычайных ситуаций.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном дипломном проекте разработана автоматизированная система управления технологическим процессом нефтеперекачивающей станции на базе программируемого логического контроллера MIC-2000 фирмы Advantech.

С помощью контроллера производится сбор и обработка информации от датчиков. На основе собранной информации выдаются команды для обеспечения безопасного ведения процесса и поддержания параметров в заданных пределах, обеспечивается более качественное управление технологическим процессом.

Разработка программного обеспечения произведена с использованием программного продукта фирмы Adastra. Операторский интерфейс разработан с использованием программного продукта Trace Mode 6.

Произведен расчет надежности системы автоматизации.

В экономическом разделе произведен расчет экономической эффективности проекта. Из результатов видно, что новая система автоматизации окупает себя в течение 2,7 года. По графику зависимости накопленного ЧДД от нормативного коэффициента эффективности капитальных вложений, можно судить, что внутренняя норма рентабельности составляет 34%. Об эффективности инвестиций позволяет судить рентабельность капитальных вложений, которая равна 168,77 %, то есть это означает, что проект обеспечивает дополнительную доходность, превышающую норму дисконтирования.

Произведена оценка экологичности данного проекта. Данный проект предусматривает замену пневматических регуляторов и приборов, а также клапанов с мембранными исполнительными механизмами на электрические регуляторы и приборы, а также исполнительные механизмы с электроприводом. С точки зрения безопасности проекта это повышает степень электроопасности. Однако в исполнительных механизмах применяют электродвигатели во взрывозащищенном исполнении. Преобразователи серии Метран-55 с электрическим выходным сигналом также имеют взрывозащищенное исполнение.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Технологический регламент НПС «Апрельская».

2 Аналоговые модули ввода-вывода SLC 500. Руководство пользователя. - Milwaukee, Allen-Bradley inc., 1996.

3 ПГ «Метран». Тематический каталог «Датчик давления». - Челябинск: 2005.

4 Номенклатурный каталог. Средства автоматизации./ Концерн МЕТРАН. - Челябинск, 2005.

5 Клюев А.С., Глазов Б.В., Дубровский А.Х. Проектирование систем автоматизации технологических процессов: Справочное пособие . - М.: Энергоатомиздат, 2001.

6 Справочная система Trace Mode 6.

7 Методические указания по расчёту надёжности.

8 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.

9 Инструкция по безопасной эксплуатации насосного оборудования 47-02. - 2003.

10 Методические указания к выполнению раздела «Безопасность и экологичность проекта» в дипломных проектах технологических специальностей. Составители: Г.В. Старикова, В.П. Милевский, ВД. Шантарин, Тюмень, 1997.

ПРИЛОЖЕНИЕ А (обязательное)

Схема автоматизации

Рисунок А.1 - Схема автоматизации

ПРИЛОЖЕНИЕ Б (обязательное)

Таблица Б.1 - Таблица КИПиА

ПРИЛОЖЕНИЕ В (обязательное)

Таблица В.1 - Таблица RTU

ПРИЛОЖЕНИЕ Г (обязательное)

Схема программы работы насосов

Рисунок Г1- Схема программы работы насосов

ПРИЛОЖЕНИЕ Д (обязательное)

Схема программы обработки аналоговых параметров

Рисунок Д.1- Схема программы обработки аналоговых параметров