Проектирование автоматизированной системы управления установкой предварительного сброса воды Самотлорского месторождения

Работа из раздела: «Производство и технологии»

Содержание

Список используемых сокращений

Введение

1. Описание технологического процесса

1.1 Характеристика объекта

1.2 Технологическая схема УПСВ

2. Постановка задачи

2.1 Характеристика комплекса задач

2.2 Функции АСУ ТП

3. Разработка системы автоматизации УПСВ

3.1 Объем автоматизации

3.2 Структура системы автоматизации

3.3 Алгоритм контроля и управления

3.4 Разработка нижнего уровня системы автоматизации

3.4.1 Полевые приборы

3.4.2 Выбор контроллера

3.4.3 Выбор модулей ввода/вывода

3.4.4 Выбор шасси контроллера и источника питания

3.5 Разработка верхнего уровня

4. Расчет надежности

5. Комплексная оценка экономической эффективности

5.1 Расчет показателей экономической эффективности проекта

5.2 Расчет единовременных затрат

5.3 Затраты на разработку

5.4 Расчет затрат на разработку программного обеспечения

5.5 Затраты на изготовление, внедрение и отладку системы

5.6 Выводы по разделу

6. Безопасность и экологичность проекта

6.1 Обеспечение безопасности работающих

6.1.1 Характеристика условий труда

6.1.2 Шум и вибрации на производстве

6.1.3 Расчет искусственного освещения

6.1.4 Микроклиматические условия производственной среды

6.1.5 Средства индивидуальной защиты

6.1.6 Электробезопасность

6.2 Оценка экологичности проекта

6.3 Чрезвычайные ситуации

6.3.1 Оценка взрывобезопасности

6.3.2 Пожаробезопасность

6.4 Выводы

Заключение

Список использованных источников

Приложения

Список используемых сокращений

УПСВ - установка предварительного сброса воды.

НГК - нефтегазовый комплекс.

АСУ - автоматизированная система управления.

ТП - технологический процесс.

ДНС - дожимная насосная станция.

ГЖС - газожидкостная смесь.

НЧДД - накопленный чистый дисконтированный доход.

ВНД - внутренняя норма доходности.

НГС - нефтегазосепаратор.

Введение

В течение многих лет нефтегазовый комплекс (НГК) является основой энергоснабжения страны и одним из ее важнейших народнохозяйственных комплексов. Для обеспечения основных экономических целей развития НГК необходимо наличие эффективных, конкурентоспособных нефтегазовых компаний. Продукция НГК должна быть конкурентоспособной на внутреннем и внешнем товарных рынках. Важным фактором, обеспечивающим конкурентоспособность предприятия, является эффективность производства. В этой связи, как за рубежом, так и у нас понимают необходимость использования современных технологий на различных уровнях управления предприятием. Необходимость быть конкурентоспособным производителем ставит на передний план вопрос автоматизации технологических процессов и использования на предприятиях современных информационных технологий для более высокого уровня управления производственным процессом. Эффективное управление позволит повысить качество продукции, уменьшить общие затраты.

Автоматизация технологических процессов является неотъемлемой частью корпоративной информационной системы нефтегазового предприятия.

В настоящее время многие промышленные предприятия в нашей стране находятся в стадии модернизации существующих автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП).

Таким образом, перед руководителями служб, отвечающих за автоматизацию производства, встает проблема построения АСУ ТП на базе новых программно-аппаратных средств. Проблема сложная и ответственная, поскольку цена ошибки очень высока, и чревата она потерей не только денег, но и времени, что в рыночных условиях совершенно недопустимо. Особенно тяжелые последствия возникают, когда выясняется, что выбранные элементы системы не стыкуются между собой, не удовлетворяют предъявляемым к ним требованиям и нет никаких средств и возможностей для исправления создавшейся ситуации.

Понимание этого факта заставляет как потребителей, так и производителей средств для АСУ ТП ориентироваться на архитектуру, использующую стандартные компоненты, и обладающую такими свойствами, как модульность и масштабируемость. Названные характеристики можно объединить одним термином - открытость [1].

Построение АСУ ТП на основе концепции открытых систем требует системной интеграции, подразумевающей, что аппаратно-программные средства различных фирм-производителей совместимы снизу доверху и комплексную проверку всей системы обеспечивает на своем стенде фирма-интегратор, которая по спецификации заказчика подбирает все необходимое оборудование и программное обеспечение. При таком подходе значительно уменьшается общая стоимость системы в результате применения более дешевого оборудования (при функциональных аналогичных характеристиках), частичной и поэтапной замены имеющихся на предприятии аппаратно-программных средств или даже сохранения на некоторых участках старого оборудования.

1. Описание технологического процесса

1.1 Характеристика объекта

УПСВ на ДНС-3 предназначена для предварительного сброса пластовой воды из водогазонефтяной эмульсии, поступающей после 1 ступени сепарации ДНС-3.

На УПСВ осуществляется предварительный сброс пластовой воды нефти ДНС-3, подготовка пластовой воды и подача ее с очистных сооружений в систему низконапорных водоводов месторождения системы ППД, учет перекачиваемой пластовой воды.

1 Описание потока нефти

Обводненная нефть замерных установок кустовых площадок с давлением 0,9 МПа и температурой 23 град. С поступает на крановый узел через задвижки №323, 234, 325, 326, 332, 320, 321 на первую ступень сепарации С - 1/1.2, 3, 4, 5, 6, 7. С первой ступени сепарации поток газа с остаточным содержанием жидкости в газосепараторах Г 3 и 5. Регулировка уровня жидкости в сепараторах С - 1/1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 производится с помощью регулирующего клапана поддерживающий уровень жидкости в сепараторах до половины аппарата.

2. Описание потоков пластовой воды и схема очистных сооружений

После дегазации нефть поступает на установку предварительного сброса пластовой воды УПСВ. Нефть поступает на «Хитер - Тритер 1, 2, 3» и отстойники О - 4, 5 где происходит нагрев жидкости от 23 до 50 град. С.

После УПСВ нефть поступает на вторую ступень сепарации С - 2/1, 2, 3, 5, 6. После сепарации нефть с давлением Р = 0,2 - 0,25 МПа и температурой 40 град. С поступает на насосы нефти Н - 1/1, 2, 3 после выхода с насосов нефть проходит через узел учета нефти и далее на ЦППН.

Регулировка уровня жидкости со второй ступени сепарации осуществляется с помощью регулирующего клапана установленного на выходе газа со второй ступени на факел.

Подтоварная вода поступает в резервуары отстойники РВС - 5000 №3, 4, 5, 6. После отстоя очищенная пластовая вода из резервуаров самотеком поступает в насосы откачки очищенных стоков В 1, 2, 3, оттуда далее на КНС 2.

Уловленная нефть с высоты Н 7 - 7,5 м поступает самотеком в РВС 1, 2 (аварийные) либо на насосы Н 2/1, 2 подрезки или ЕП 12/2. Далее нефть поступает на вход первой ступени сепарации.

3. Отвод газа

Газ выделяемый после первой ступени сепарации С - 1 / 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 поступает в сепараторы - каплеуловители Г 3, 4 (2.6), 5. В качестве газосепараторов - каплеуловителей применены горизонтальные аппараты, имеющие двухсторонний ввод, объемом 80 м3 и внутренним устройством по типу каплеуловителей ГС 4 конструкции СибНИИНП и ГТНГ.

В газосепараторе - каплеуловителе не допускается накопление жидкости. Жидкость из этих аппаратов должна свободно перетекать в линию нефти после сепараторов с первой ступени С 1/1, 2, 3, 4, 5, 6, 7.

Давление в аппаратах поддерживается с помощью регуляторов давления после себя. После газосепараторов - каплеуловителей Г 3, 4, 5 газ давлением 0,7 - 0,5 МПа подается в газопровод внешнего транспорта. Учет газа осуществляется с помощью трех диафрагм установленных в БУГ(блок учета газа).

Газ из сепараторов - буферов при давлении 0,56 МПа подается в газопровод. В случае невозможности подачи газа в газопровод внешнего транспорта газа сбрасывается на факел при помощи открытия задвижки №13.

Газ со второй ступени сепарации сбрасывается через клапанную сборку на факел Ф 1, 2.

4. Опорожнение аппаратов, откачка жидкости из конденсатосборников

Для опорожнения аппаратов используются дренажные трубопроводы, которые все соединены с подземной аварийной емкостью объемом 40 м3 Е 8, 9, 10, 11, 12/1, 12/2.

1.2 Технологическая схема УПСВ

Подача сырой нефти на установку предварительного сброса воды осуществляется по следующей схеме.

Разгазированная нефтяная эмульсия ДНС-2 после сепараторов С-1/2, 3, 4, 5, 6, 7 поступает на УПСВ.

Процесс предварительного обезвоживания осуществляется в трех параллельно работающих трехфазных аппаратах O-1, 2, 3, производства фирмы СИВАЛС (США) и отстойники О - 4,5.

Нефтяная эмульсия поступает в аппараты 0 -1, 2, 3, через открытые задвижки №50, 51, 52, и О - 4, 5, 6 задвижки №37, 36.

Поступающие нефть, вода, эмульсия и попутный газ входят в установку через входной штуцер, расположенный наверху емкости.

Жидкая фаза попадает во входной отсек установки, где происходит первичное отделение газа от жидкости. Выделившейся газ поднимается наверх установки и через экстрактор влаги поступает к выпускному газовому патрубку. В экстракторе влаги вся жидкость в газе коагулируется и сливается с жидкой фазой внизу емкости. Далее газ проходит через клапан обратного давления, контролирующий рабочее давление газа в установке, и выводиться с установки.

Жидкость из входного патрубка попадает на входной зонт-распределитель потока аппарата, по которому стекает с выделением свободной воды, собираемой в нижней части емкости под жаровыми трубами в зоне сброса воды.

Температура в жаровых трубах и топке поддерживается путем сжигания попутного газа, выделившегося из потока входящей продукции. В случае отсутствия во входящем потоке достаточного объема газа для поддержания заданной температуры имеется альтернативный источник топливного газа. Регуляторы и приборы, обеспечивающие контроль за пламенем и температурой установлены в блоке управления.

Более стойкая эмульсия поднимается и нагревается вокруг жаровых труб, в процессе чего происходит дополнительное разрушение эмульсии, коагуляции капелек нефти и воды. Коагулированные капли воды оседают и соединяются со свободной водой в нижней части аппарата.

Нефть поднимается выше, коагулируясь в средней части аппарата, и перетекает через специальные перегородки, попадая на коалесцирующие фильтры (коалесцеры).

Коалесцирующие фильтры состоят из пакета специальных полипропиленовых профилированных пластин, расположенных друг над другом.

В ламинарном режиме потока капельки нефти поднимаются к верхнему слою пластин коалесцера. Эти капли коагулируются и образуют нефтяную пленку на поверхности полипропиленовых пластин. Применение рифленых пластин, расположенных рядом друг с другом, создает большую коагуляционную площадь, на которой собираются капельки нефти. Эта секция способствует большему столкновению капель с образованием крупных глобул. Собравшаяся нефть поднимается наверх к нефтяной фазе, а вода, под действием силы тяжести, оседает в нижней части емкости. Обезвоженная нефть продолжает подниматься наверх и перетекает в сборную секцию, откуда через патрубок, через регулирующий клапан выводиться из аппарата.

Предварительно обезвоженная нефть, прошедшая через трехфазные аппараты поступает в сепараторы-буферы С-2/1, 2, 3, 5, 6 и далее насосами ДНС-3 откачивается на ЦППН.

Газ выделившийся в трехфазных аппаратах 0-1, 2, 3 начинает использоваться на топливо, остаточное количество газа направляется на факел.

Вода, выделившаяся из эмульсии вблизи жаровых труб и в коалесцере, оседает на дно емкости и соединяется со свободной водой. Затем вода движется по дну к концу аппарата и выходит из него через два патрубка сброса пластовой воды.

Далее неочищенная пластовая вода поступает на очистные сооружения, где подготавливается для использования в системе ППД.

В жидкость, поступающую на ДНС-3, подается разбавленный деэмульгатор. Для приготовления раствора деэмульгатора в блок БР-25 подается предварительно обезвоженная нефть с выкида насоса Н -1/1,2,3 через открытую задвижку, раствор деэмульгатора вводиться в нефтесборные трубопроводы через открытые задвижки.

Система подачи топливного газа на газовые форсунки секции нагрева.

Газ для топки отбирается либо из установки (выделившийся из нефти попутный газ), либо от отдельного источника. Газ от отдельного источника подается с площадки подготовки топливного газа ДНС-3 через задвижку 122, при этом клапан HV4, который находится у скрубберной емкости в блоке управления, должен быть открыт.

Для того чтобы в систему подачи топливного газа не попала капельная жидкость (нефть, конденсат), газ проходит сначала через скруббер топливного газа. Скруббер оснащен датчиком предельного уровня конденсата, который отсекает подачу топливного газа при наполнении скруббера жидкостью. Скруббер также оснащен выносной уровнемерной колонкой и дренажным клапаном для периодического слива собирающейся жидкости.

Из скруббера газ поступает на две главные горелки через клапан-регулятор PR2, который снижает давление в системе до 0,25 МПа. Подача топливного газа в главные горелки топок осуществляется через два параллельных отсекающих клапана XSV2, контрольные клапаны ТС1 управляются регуляторами температуры в этой секции и тем самым контролируют подачу топливного газа в горелки топки.

Каждая установка оснащена двумя горелками и каждая из них контролируется одним регулятором температуры ТС1 и соответствующей топкой. Топливный газ на пилотные горелки проходит через регулятор газа PR1, который снижает давление до 0,11 МПа. Затем топливный газ на каждый пилот проходит через отсекающий клапан XSV1 и ручной отсекающий клапан HV1, который осуществляют контроль за подачей газа в горелки. Каждая горелка оснащена одним пилотом.

2. Постановка задачи

2.1 Характеристика комплекса задач

Автоматизированная система управления предварительным сбросом воды создается с целью комплексной автоматизации технологических объектов, входящих в состав узла предварительного сброса воды и получения плановых объемов товарной продукции при минимальных эксплуатационных затратах.

2.2 Функции АСУ ТП

Система автоматизации осуществляет следующие функции:

а) сепараторы первой ступени:

1) автоматическое регулирование уровня раздела фаз ”газ-водонефтяная эмульсия”;

2) дистанционный контроль давления и уровня;

3) сигнализацию предельных значений уровня;

4) местный контроль давления в сепараторе.

б) газосепаратор:

1) регулирование давления, дистанционный и местный его контроль;

2) сигнализация верхнего предела уровня жидкости;

3) сигнализация верхнего значения давления на выкидной линии газа;

4) регистрация давления;

в) отстойники:

1) регулирование уровня раздела фаз ”нефть-вода”,”нефть-газ”;

2) дистанционный контроль расхода сбрасываемой пластовой воды;

3) сигнализацию предельных значений уровня;

4) местный контроль давления и расхода нефти;

г) сепараторы второй ступени;

1) регулирование уровня жидкости в сепараторах;

2) регулирование давления сепарации;

3) дистанционный и местный контроль давления сепарации;

4) сигнализация предельных уровней жидкости в сепараторах.

д) насосная площадка:

1) перегреве подшипников насосов или электродвигателей;

2) при повышении или понижении давления на выкиде насосов;

3) при повышении утечек через сальники насосов.

4) включение вентиляторов при взрывоопасных концентрациях (1 и 2 точки);

5) отключение насоса при превышении взрывоопасной концентрации (2 точки);

6) местное и дистанционное управление насосными агрегатами;

7) включение звуковой и световой сигнализации при пожаре.

е) узел учета нефти:

1) местный контроль температуры, давления;

2) дистанционный контроль влагосодержания нефти;

3) дистанционный контроль расхода нефти.

4) Дополнительное оборудование.

В дополнительное оборудование входит факельное хозяйство, аварийная емкость РВС-5000 и блок реагентного хозяйства. Автоматизацией этих объектов предусматривается:

- дистанционный контроль и регистрация расхода газа на ГПЗ;

- технологические защиты насосов откачки остаточной жидкости из конденсатосборников по температуре подшипников, уровню утечек, занижению давления на выкиде насосов;

- аналогичные защиты насосов блока реагентного хозяйства;

- включение вентиляторов при возникновении взрывоопасных концентраций (нижний и верхний пределы) в БРХ;

- отключение насосов при превышении взрывоопасной концентрации в боксе БРХ;

- включение звуковой и световой сигнализации при пожаре с включением пеногенераторной для тушения;

- местный контроль расхода реагента;

- местный контроль температуры и давления в аварийном резервуаре;

- сигнализация предельных значений уровня в резервуаре;

- обеспечивается отбор пробы нефти для её лабораторного анализа

3. Разработка системы автоматизации УПСВ

3.1 Объем автоматизации

Проектом предусмотрен следующий объём автоматизации:

а) НГС-1,2 (Нефтегазовые Сепараторы):

1) дистанционное управление задвижками на линии входа нефти, сигнализация положения задвижек;

2) дистанционное измерение и передача уровня нефти;

3) дистанционное измерение и передача давления;

4) сигнализация превышения максимального аварийного уровня нефти;

5) регулирование уровня нефти регулирующими клапанами на линии выхода нефти, сигнализация положения клапана;

6) автоматический сброс жидкости при превышении уровня нефти (закрытие задвижки на линии входа нефти и открытие на 100% клапана на линии выхода нефти);

б) ОН-1,2 (Отстойники Нефти):

1) дистанционное управление электрифицированными задвижками на линии входа нефти, сигнализация положения задвижек;

2) дистанционное измерение и передача уровня раздела фаз;

3) дистанционное измерение и передача давления;

4) сигнализация превышения максимального аварийного уровня нефти;

5) регулирование уровня нефти регулирующими клапанами на линии выхода воды, сигнализация положения клапана;

6) автоматический сброс жидкости при превышении уровня нефти (закрытие задвижки на линии входа нефти и открытие на 100% клапана на линии выхода воды);

в) ОВ-1,2 (Отстойники Воды):

1) дистанционное управление электрифицированными задвижками на линии входа воды, сигнализация положения задвижек;

2) дистанционное измерение и передача уровня воды;

3) дистанционное измерение и передача давления;

4) сигнализация превышения максимального аварийного уровня;

5) регулирование уровня нефти регулирующими клапанами на линии выхода воды, сигнализация положения клапана;

6) автоматический сброс жидкости при превышении уровня (закрытие задвижки на линии входа воды и открытие на 100% клапана на линии выхода воды);

г) БЕН (Буферная Ёмкость Нефти):

2) дистанционное измерение и передача уровня нефти;

3) дистанционное измерение и передача давления;

4) сигнализация превышения максимального аварийного уровня нефти;

5) регулирование уровня нефти регулирующими клапанами на линии выхода нефти, сигнализация положения клапана;

д) НБ (Насосная внешней перекачки нефти):

1) дистанционное управление электрифицированными задвижками на линиях входа нефти и на линиях выкида нефти, сигнализация положения задвижек;

2) дистанционное измерение и передача температуры подшипников насосов и электродвигателей;

3) дистанционное измерение и передача давления на входе и выкиде насосов;

4) сигнализация состояния насосов;

5) дистанционное управление насосами.

3.2 Структура системы автоматизации

Автоматизированная система управления созданная для данного объекта состоит из трех уровней:

- нижний уровень;

- средний уровень;

- верхний уровень.

Нижний уровень включает в себя датчики и приборы, преобразующие измеряемые величины в электрический сигнал.

Средний уровень включает в себя микропроцессорный контроллер, который выполняет следующие функции:

- сбор и обработка сигналов с аналоговых датчиков;

- сбор и обработка цифровых сигналов аварий, предупредительной и исполнительной сигнализации, состояния технологического процесса и оборудования;

- управление исполнительными механизмами;

- автоматическое регулирование технологических параметров системы;

- выявление и регистрацию причин аварийных ситуаций;

- обмен данными с верхним уровнем.

В микропроцессорном контроллере происходит обработка сигналов и выработка управляющих воздействий. Далее информация по каналам связи передаётся на верхний уровень, представленного в виде персонального компьютера и специального программного обеспечения.

Верхний уровень выполняет следующие функции:

- осуществление круглосуточного и непрерывного обмена информацией с контроллером;

- обработка информации и формирование базы данных;

- архивация информации;

- отображение состояния технологического процесса в виде мнемосхем;

- отображение тенденции изменения технологических параметров в виде графиков (трендов);

- дистанционное управление технологическим процессом;

- настройка некоторых технологических параметров;

- формирование и печать отчетных документов.

3.3 Алгоритм контроля и управления

Алгоритм контроля и управления состоит в следующем:

– сбор информации с датчиков и объектов автоматизации;

– обработка этих данных (проверка на достоверность, масштабирование, сравнение с уставками и т.п.);

– генерирование управляющих воздействий на клапаны, входящие в состав контуров ПИД-регулирования (всего 7 контуров);

– выдача управляющих воздействии на исполнительные механизмы.

3.4 Разработка нижнего уровня системы автоматизации

3.4.1 Полевые приборы

К полевым приборам относятся различные датчики, измеряющие технологические параметры системы и преобразуют их в форму, удобную для передачи и дальнейшей обработки в контроллере.

1 Датчик для измерения избыточного давления МЕТРАН-100-ДИ

Датчик для измерения избыточного давления МЕТРАН-100-ДИ (модели 1050,1060) предназначен для преобразования избыточного давления на входе и выходе насосных агрегатов, и давления в технологических аппаратах в стандартный токовый сигнал дистанционной передачи.

Датчик обеспечивает непрерывную самодиагностику:

- возможность простой и удобной настройки параметров двумя кнопками;

- измеряемые среды: жидкость, пар, газ (в т.ч. газообразный кислород).

Технические данные:

- диапазон перенастройки 10:1;

- встроенный фильтр радиопомех;

- микропроцессорная электроника;

- простота конструкции, надежность, малые габариты, невысокая стоимость обеспечивают повышенный спрос потребителей;

- диапазон измеряемых давлений: - минимальный 0-0,06 МПа; - максимальный 0-100 МПа;

- выходной сигнал 4-20, 0-5, 0-20 мА;

- температура окружающего воздуха: -40...70°С;

- исполнения: - обыкновенное; - кислородное; - взрывозащищенное (ExiallCTSX, ExibllCTSX, 1 ExdsllBT4/H2X);

- степень защиты от воздействия пыли и воды: - IP55, - IP65 - для датчиков МП.

2 Сигнализатор уровня

Сигнализаторы предельного уровня жидких сред реализуются на применением различных физических принципов таких, как гидростатический, ультразвуковой, поплавковый (буйковый) и направленное электромагнитное излучение.

Рассмотрим следующие приборы измерения и сигнализации уровня: сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-4, реле уровня РУ-305, LIQUIPHANT.

Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-4 предназначен для контроля положения уровня различных жидких продуктов в двух точках. Прибор состоит из одного или двух датчиков положения уровня ДПУ5 и двухканального вторичного преобразователя ПВС3.

Датчики ДПУ5, входящие в состав сигнализатора, обладают следующими преимуществами:

- работоспособность на широком спектре продуктов, включая продукты низкой плотности (сжиженные газы), сильнопенящиеся и кипящие жидкости;

- надежная работа прибора в условиях сильных обледенений контролируемого аппарата и на высокоадгезионных жидкостях;

- возможность установки через патрубки малого диаметра 25 мм.

Определение положения уровня жидкости основано на различии способности пропускать ультразвуковые колебания жидкостями и газами.

Принцип работы датчика основан на измерении интервала времени между выдачей возбуждающего импульса на пьезоэлемент возбуждения (ПВ) и регистрацией полученного отклика от пьезоэлемента чувствительного (ПЧ), которые разделены рабочим зазором.

При помещении узла приемо-передающего УПП в жидкость, которая характеризуется хорошим пропусканием и высокой скоростью распространения ультразвуковых колебаний, время распространения волны от ПВ до ПЧ будет достаточно малым.

При нахождении УПП в газовой среде, учитывая, что поглощающая способность газовой среды в ультразвуковом диапазоне велика, а скорость распространения ультразвука в газе мала, ПЧ регистрирует ультразвуковые колебания от ПВ, прошедшие через металлические элементы конструкции штанги датчика. Время распространения ультразвуковых колебаний от ПВ до ПЧ в этом случае значительно больше времени распространения через рабочий зазор, залитый жидкостью.

При нахождении УПП в газе микроконтроллер датчика модулирует цепь питания датчика сигналом частотой 125 Гц.

Когда уровень жидкости оказывается выше УПП, частота модуляции цепи питания датчика уменьшается до 15 Гц.

Номинальный вынос чувствительной зоны датчика - от 0,25 до 4,0 м определяется длиной штанги, соединяющей УПП с корпусом первичного преобразователя (ПП).

Масса датчика не более 3,6 кг. Масса ПВС3 не более 2,5 кг.

Технические параметры и характеристики:

- абсолютная погрешность определения уровня не более 10 мм;

- время срабатывания прибора составляет не более 5 с;

- время установления рабочего режима не более 15 с;

- питание прибора осуществляется от сети переменного тока напряжением от 180 до 242 В, частотой (501) Гц.

Вторичный преобразователь ПВС3 включает в свой состав электронную плату, которая обеспечивает искробезопасное питание, обработку сигналов, индикацию состояния датчиков и сигнализацию.

Плата содержит:

- блок питания БП3;

- источник питания датчиков (ИПД);

- схему обработки сигналов датчиков и управления сигнализацией и ключами, построенную на микроконтроллере PIC16F873;

- светодиодные индикаторы, сигнализирующие о включении прибора в сеть и положении уровней жидкости;

- четыре оптоэлектронных ключа (по два на канал измерений).

Нормальное функционирование прибора обеспечивается при длине соединительного кабеля между датчиком и ПВС3 не более 1,5 км.

Средняя наработка на отказ прибора с учетом технического обслуживания не менее 50000 ч [4].

Реле уровня РУ-305 предназначено для контроля уровня жидких сред и выдачи электрического сигнала при достижении уровнем контролируемой жидкости заданного значения.

Реле не может быть использовано для работы с жидкостями, кристаллизирующимися, загустевающими и выпадающими в осадок в условиях эксплуатации.

Принцип действия реле основан на перемещении поплавка и связанного с ним магнита вместе с изменяющимся уровнем. При достижении заданного уровня происходит переброс второго магнита, размещенного в корпусе, и срабатывание герконов (замыкание контактов у одного и размыкание у второго).

Одним из недостатков данного сигнализатора является замерзание механических частей, а так же не возможность оперативного изменения уставок (заданы конструктивно) [7].

Liquiphant предназначен для определения верхнего или нижнего предельного уровня всех типов жидкостей.

Liquiphant - это устройство с резонатором камертонного типа (из-за формы его часто называют колебательной вилкой), в котором пьезоэлектрическим способом возбуждаются сильные механические колебания в диапазоне резонансных частот. Благодаря высоким механическим качествам вибрирующей системы достаточна весьма малая мощность возбуждения. Размещение чувствительного элемента внутри контролируемой среды вызывает резкое уменьшение амплитуды колебаний вплоть до их полного гашения. Смена состояния колебания состоянием покоя и наоборот в виде электрического сигнала предельного уровня поступает на индикатор. При этом функционирование данных устройств не зависит от флуктуации физических свойств контролируемого вещества.

Он надежно работает во всех типах жидкостей в различных технологических условиях, независимо от турбулентности, электрических свойств, твердых или газовых включений, наличия пены, вибрации.

Liquiphant не требует дополнительного места для размещения вторичных приборов, имеет релейный выход и нечувствителен к внешним вибрациям.

Благодаря взрывозащищенному корпусу Liquiphant может использоваться во взрывоопасных зонах [5].

Основные технические данные датчиков СУР-4, РУ-305, Liquiphant представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Основные технические характеристики сигнализаторов уровня

Прибор	СУР-4	РУ-305	Liquiphant
Производитель	ЗАО «Альбатрос»	ОАО «Автоматика»	«Теплоприбор»
Основная погрешность %	0,5	1	1
Рабочая температура среды, °С	-45+100	-50 +100	-50+80
Срок службы	10 лет	10 лет	10 лет
Защита	Взрывозащищенный	Взрывозащищенный	Взрывозащищенный
Напряжение питания	220В	220В	24В
Нижний предел	определяется параметрами установки	определяется параметрами установки	определяется параметрами установки
Верхний предел	определяется параметрами установки	определяется параметрами установки	определяется параметрами установки
Рабочее давление	4 МПа	0-0,600МПа	2 МПа
Цена, руб.	13640	8000	25000

Из рассмотренных сигнализаторов предлагаю использовать СУР-4 для сигнализации предельных значений уровня жидкости в ГС-2, емкости запаса пенообразователя ЕП-1, утечки сальников НА-1;2;3;4. Надежность данного сигнализатора на порядок выше, а по стоимости данный сигнализатор дешевле, чем Liquiphant.

Для сигнализации предельных значений уровня жидкости в С-1/1;1/2;2/1, ГС-1, РВС-1;2;3, ДЕ-1;2, Е-1;2;3;4, пожарных ПРВС-1;2 предлагаю использовать сигнализатор уровня ультразвуковой СУР3.

Прибор предназначен для контроля положения уровня различных жидких продуктов в двух точках технологических емкостей и управления производственными агрегатами и установками.

Прибор состоит из двух частей:

- вторичный преобразователь ПВС2М (далее “ПВС2М”);

- датчик положения уровня ДПУ3 или ДПУ3М (далее “датчик”).

Датчик предназначен для контроля положения уровня жидкости в двух точках посредством определения положения поплавка, скользящего по чувствительному элементу датчика. Датчик подключается к ПВС2М с помощью четырехпроводного экранированного кабеля.

ПВС2М предназначен для искробезопасного питания подключенного к нему датчика и обработки его сигналов, индикации положений уровня жидкости и выдачи управляющих сигналов.

Прибор индицирует положение уровня жидкости по первому и второму предельным уровням с помощью светодиодных индикаторов. Прибор имеет четыре оптоэлектронных ключа типа “сухой контакт” (по два на каждый предельный уровень).

Датчик имеет взрывозащищенное исполнение, вид взрывозащиты “Искробезопасная электрическая цепь”, уровень взрывозащиты “Взрывобезопасный”, маркировку взрывозащиты “1ExibIIBT5 X” и может применяться во взрывоопасных зонах.

ПВС2М имеет для выходных цепей вид взрывозащиты “Искробезопасная электрическая цепь”, параметры искробезопасных выходов UО12 B, IО80 мА и устанавливается вне взрывоопасных зон помещений и наружной установки.

Измерение уровня продукта основано на измерении времени распространения в стальной проволоке короткого импульса упругой деформации. По всей длине проволоки намотана катушка, в которой протекает импульс тока, создавая магнитное поле. В месте расположения поплавка с постоянным магнитом, скользящего вдоль проволоки, в ней под действием магнитострикционного эффекта возникает импульс продольной деформации, который распространяется по проволоке и фиксируется пьезоэлементом, закрепленным на ней.

Измерение времени, прошедшего с момента формирования импульса тока до момента приема сигнала от пьезодатчика, позволяет вычислить расстояние до местоположения поплавка, определяемого положением уровня жидкости, и сравнить его с двумя программируемыми уставками срабатывания прибора. Значения уставок выбираются пользователем на плате датчика с помощью линейки переключателей.

Максимальная длина чувствительного элемента (ЧЭ) датчика равна 4 м. при комплектации прибора датчиком ДПУ3 с жестким ЧЭ и 16 м. при комплектации датчиком ДПУ3М с гибким ЧЭ. Минимальная длина чувствительного элемента датчиков ДПУ3 и ДПУ3М равна 1,5 м.

Габаритные размеры ДПУ3 и ДПУ3М не превышают 145х215х(130+L) мм. Размер L определяется заказчиком. Масса датчика ДПУ3 не более 2,8 кг, масса датчика ДПУ3М не более 9,5 кг.

Предельные параметры контролируемой среды:

- рабочее избыточное давление для датчика ДПУ3, МПа, не более 2,0;

- рабочее избыточное давление для датчика ДПУ3М, МПа, не более 0,15;

- рабочая температура,С от минус 45 до +65;

- плотность жидкости, кг/мі от 500 до 1500.

Технические параметры и характеристики:

- абсолютная погрешность определения уровня не более 5 мм;

- питание прибора осуществляется от сети переменного тока напряжением от 180 до 242 В, частотой (501) Гц.

3 Датчик уровня

Приборы для контроля уровня жидких сред создаются с применением различных физических принципов - гидростатический, ультразвуковой и направленное электромагнитное излучение.

Гидростатический метод измерения уровня основан на определении гидростатического давления, оказываемого измеряемой жидкостью на дно сосуда.

Основные достоинства данного метода:

- точность;

- применим для загрязненных жидкостей;

- реализация метода не предполагает использования подвижных механизмов;

- оборудование не нуждается в сложном техническом обслуживании.

Недостатки:

- движение жидкости вызывает изменение давления и приводит к ошибке измерения (давление относительно плоскости отсчета зависит от скорости потока жидкости);

- атмосферное давление должно быть скомпенсировано;

- изменение плотности жидкости может послужить причиной ошибки измерения.

Использование приборов методом направленного электромагнитного излучения измерения уровня работают на основе измерения коэффициента отражения, методом совмещения прямого и отраженного сигналов и определения времени прохождения излученного импульса до поверхности контролируемой среды.

К основным достоинствам данного метода относятся:

- надежное и точное измерение в обводных и расширительных трубах;

- возможность эффективного устранения помех отражения от арматуры и структурных элементов стенок;

- независимость метода от вида материала и химической агрессивности среды.

Существенные недостатки:

- клейкие вещества могут вызвать отказы;

- критичны к наличию пены и волн.

Принцип измерения ультразвуковых датчиков уровня основан на измерении времени распространения импульса (импульс проходит расстояние между излучателем и поверхностью контролируемой среды).

Основные достоинства данного метода:

- бесконтактный;

- применим для загрязненных сред;

- реализация метода не проявляет высоких требований к износостойкости и прочности оборудования.

Недостатки:

- расхождение конуса излучения;

- отражение от нестационарных препятствий могут вызвать ошибки измерения.

Использование датчиков гидростатического метода измерения уровня и метода направленного электромагнитного излучения не рекомендовано, т.к. турбулентное движение жидкости (содержащей попутный газ), вызывает изменение давления и образование пены, что приводит к ошибкам измерения. Рассмотрим приборы ультразвукового метода измерения и поплавковых датчиков.

Сравним следующие датчики уровня: ДУУ4, РУ-ПТ3 и Prosonic FDMU82.

Уровнемеры ДУУ4 предназначены для измерения уровня различных жидких продуктов и уровней раздела сред многофазных жидкостей, а также измерения температуры и давления контролируемой среды.

Уровнемеры могут осуществлять:

- контактное автоматическое измерение уровня жидких продуктов;

- контактное автоматическое измерение до четырех уровней раздела несмешиваемых жидких продуктов;

- измерение температуры контролируемой среды;

- измерение давления контролируемой среды.

Измерение уровня продукта основано на измерении времени распространения в стальной проволоке короткого импульса упругой деформации.

По всей длине проволоки намотана катушка, в которой протекает импульс тока, создавая магнитное поле. В месте расположения поплавка с постоянным магнитом, скользящего вдоль проволоки, в ней под действием магнитострикционного эффекта возникает импульс продольной деформации, который распространяется по проволоке и фиксируется пьезоэлементом, закрепленным на ней.

Кроме того, возникает импульс упругой деформации, отраженный от нижнего конца ЧЭ датчика и фиксируемый пьезоэлементом датчика.

В датчике измеряется время от момента формирования импульса тока до момента приема импульсов упругой деформации, принятых и преобразованных пьезоэлементом. Это позволяет определить расстояние до местоположения поплавка, определяемого положением уровня жидкости.

Комплект ДУУ4-ТВ включает в себя датчик, обеспечивающий непосредственное измерение текущих значений параметров, и блок токовых выходов искробезопасный.

Комплект ДУУ4М_ТВ обеспечивает формирование токовых сигналов 4…20 мА, в величине которых содержится информация о значениях измеренных параметров, причем каждому из них соответствует свой токовый сигнал.

Обмен информацией датчиков с блоками ведется последовательным кодом в асинхронном полудуплексном режиме по внутреннему протоколу ЗАО “Альбатрос”. Скорость передачи определяется положением выключателей на платах датчика и блоков и составляет 2400 бит/с или 4800 бит/с.

Питание уровнемеров осуществляется от внешнего изолированного стабилизированного источника питания постоянного тока (напряжение +24 В 10%). Ток потребления уровнемеров не превышает 180 мА.

Питание датчиков осуществляется блоком гальванически изолированным искробезопасным, постоянным напряжением +12 В. Ток потребления датчика составляет не более 36 мА.

Датчики имеют взрывозащищенное исполнение, соответствуют требованиям ГОСТ Р 51330.0, ГОСТ Р 51330.10, имеют вид взрывозащиты “Искробезопасная электрическая цепь”, уровень взрывозащиты “Взрывобезопасный” для взрывоопасных смесей категории IIВ по ГОСТ Р 51330.11, температурной группы T5 по ГОСТ Р 51330.0, маркировку взрывозащиты “1ExibIIBT5 X” по ГОСТ Р 51330.0.

Длина чувствительного элемента (ЧЭ) для датчиков с жестким чувствительным элементом ДУУ2М-01-1...-08-1, ДУУ2М-02Т-1 от 1,5 до 4 м, для датчиков с гибким чувствительным элементом ДУУ2М-10-1, _10T-1, -12-1, -14-1, -16-1 - от 4 до 25 м.

Параметры контролируемой среды

а) рабочее избыточное давление:

1) для датчиков ДУУ2М-01-1…-08-1, -02Т-1 не более 2,0 МПа,

2) для датчиков ДУУ2М-10-1,-10Т-1,-12-1 не более 0,15 МПа;

б) температура:

1) для датчиков ДУУ2М-01-1…-08-1,-10-1,-12-1 от -45 до+65 С,

2) для датчиков ДУУ2М-02Т-1 от минус 45 до +120С,

3) для датчиков ДУУ2М-10Т-1 от минус 10 до +100 С;

в) плотность жидкости от 600 до 1500 кг/м3.

Номинальные значения климатических факторов - согласно ГОСТ 15150 для вида климатического исполнения ОМ1,5, но при этом значения следующих факторов устанавливают равными:

- рабочая температура внешней среды от минус 45 до +75 С;

- влажность воздуха 100% при 35 С (категория 5 исполнения ОМ);

- пределы изменения атмосферного давления от 84 до 106,7 кПа;

- тип атмосферы III, IV (морская и приморскопромышленная).

Блок токовых выходов искробезопасный БТВИ3 имеет для выходных цепей вид взрывозащиты “Искробезопасная электрическая цепь”, уровень взрывозащиты “Взрывобезопасный” для взрывоопасных смесей, горючих газов и паров с воздухом категории IIB, параметры искробезопасных выходов UО?14,3 В, IО?80 мА, маркировку взрывозащиты “[Exib]IIB” и устанавливаются вне взрывоопасных зон помещений.

Характеристики токовых сигналов БТВИ3:

- число выходных токовых сигналов - шесть;

- диапазон шкалы токовых сигналов - от 4 до 20 мА;

- максимальное сопротивление нагрузки - не более 750 Ом.

Особенность продуктов серии ДУУ4 фирмы ЗАО «Альбатрос» - отсутствие реакции на пену измеряемой жидкостной среды, что является ощутимым достоинством перед оборудованием других производителей [4].

Уровнемер РУ-ПТ3 предназначен для измерения общего уровня жидкости (нефтепродукты, сжиженный газ и т. п.). Уровнемеры изготавливаются в обыкновенном и взрывозащищенном исполнениях. Уровнемер относится к импульсным ультразвуковым приборам с твердым звуководом, который вводится в резервуар с контролируемой жидкостью. Длина звуковода не менее диапазона измерения. Уровень отслеживается при помощи поплавка, перемещающегося вдоль звуковода вместе с уровнем жидкости. Излучатель ультразвука, имеющий акустическую связь с верхним концом звуковода, периодически возбуждает в нем ультразвуковые волны (УЗВ) частоты 50 кГц. Очередная УЗВ возбуждается после того, как полностью прекратится предыдущая и ее отражение. Во время каждого цикла возбуждения УЗВ измеряются временные интервалы, пропорциональные уровню, а при наличии опорного канала, еще и базовому (опорному) расстоянию. Момент достижения УЗВ поплавка и опорного узла фиксируется по появлению электрических сигналов при взаимодействии поплавка и опорного узла со звуководом в результате прохождения УЗВ. Сигналы снимаются или со звуковода, или с намотанной на нем однослойной катушки

Ультразвуковые датчики Prosonic FDMU82 предназначены для бесконтактного непрерывного измерения уровня в резервуарах с жидкостями до 20 метров, в бункерах с сыпучими материалами до 10 метров.

Основные преимущества:

- возможность применения в открытых водопроводах, водосливных плотинах, резервуарах и бункерах;

- нечувствительны к загрязнениям и образованию отложений;

- встроенная система обогрева против обледенения датчика, по запросу;

- многообразные возможности монтажа на фланце либо резьбе, в частности с использованием накидного фланца для монтажа датчика;

- устойчивы к атмосферным воздействиям и надежно работают при подтоплениях.

Устройство состоит из ультразвукового датчика и преобразователя измерительного.

Основные характеристики прибора:

- мертвая зона - 0,3 м;

- рабочая частота при 23°С - 29 кГц;

- материал изготовления: полипропилен, стекловолокно;

- масса - 1,2 кг;

- относительная влажность -100%;

- рабочая температура -50…+85°С [6].

Основные технические данные датчиков ДУУ4, РУ-ПТ3 и Prosonic FDMU82 представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Основные характеристики датчиков уровня

Прибор	ДУУ4	РУ-ПТ3	Prosonic FDMU82
Модель	ДУУ4-ТВ	-	FDMU82
Производитель	ЗАО «Альбатрос»	ОАО «Теплоприбор»	Prosonic
Предел допустимой погрешности	±0,5	± 0,5%	±0,25%
Нижний предел измерений	0м	0м	0м
Верхний предел измерений	ограничен длинной чувств. элемента	12м	20м
Напряжение питания	12В	220В	220В
Защита	Взрывозащищенный	Взрывозащищенный	Взрывозащищенный
Срок службы	8 лет	8 лет	8 лет
Масса, кг	13,5	15	3,8
Габариты, мм	145х215х(130+LДУУ2М)	350х112х385	292х106х253
Температура окружающей среды, °С	-45...+70	-50...60	-20...+60
Цена, руб.	47900	7750	21200

Сравнив технические характеристики датчиков уровня, приведенные в таблице 3.2, был произведён выбор комплекта ДУУ4М-ТВ, характеризующихся стабильностью показаний, малой погрешностью и возможностью работы в условиях крайнего севера.

Комплект ДУУ4М-ТВ позволяет полностью заменить существующие датчики ДУУ2 в комплекте с микроконтроллерами «Гамма-7» более дорогими по цене, и необходимые при построении независимых контуров регулирования. Для измерения уровня жидкости в НГС-1/1;1/2 предлагается использовать комплект ДУУ4М-ТВ с датчиком уровня ДУУ2М-05-1. Комплект ДУУ4М-05-ТВ обеспечивает измерение уровня и давления с выходным унифицированным сигналом 4-20мА. Для измерения уровня жидкости в НГС-2/1 предлагается использовать комплект ДУУ4М-01-ТВ с датчиком уровня ДУУ2М-01-1. Для измерения уровня жидкости, уровня раздела сред и температуры в РВС-1;2;3 -комплект ДУУ4М-12-ТВ с датчиком уровня ДУУ2М-12-1. Для измерения уровня запаса воды и температуры в пожарных ПРВС-1;2 - комплект ДУУ4М-ТВ с датчиком уровня ДУУ2М-10Т-1.

4 Датчики температуры

Температура является активной величиной, измерять ее можно только косвенным путем, основываясь на зависимость от температуры таких физических свойств тел, которые поддаются непосредственному измерению (электрическое сопротивление, термоЭДС и т.д.).

Преобразователи термоэлектрические ТХА Метран-241 предназначены для измерения температуры малогабаритных подшипников, поверхности твердых тел. Чувствительным элементом является кабель термопарный КТМС (ХА), КТМС (ХК).

Измерение температуры термоэлектрическим термометром основано на термоэлектрическом эффекте, суть которого состоит в возникновении ЭДС в цепи, состоящей из двух разнородных проводников при неравенстве температур в местах соединений.

Термопреобразователи сопротивления медные (ТСМ-1193-50М) предназначены для измерения температуры малогабаритных подшипников и поверхности твердых тел в условиях повышенной вибрации производственных агрегатов.

Измерение температуры с помощью ТСМ основано на свойстве меди или платины изменять сопротивление при изменении температуры. Изменение температуры регистрируется вторичным прибором, в измерительную схему которого включен ТС.

Измерительным узлом термопреобразователя является чувствительный элемент, помещённый в защитную арматуру, представляющий собой бифилярную намотку из медной (платиновой) проволоки [5].

ТСМУ - Ех предназначены для непрерывного измерения температуры жидкостей, пара, газа на объектах различных отраслей промышленности, преобразования полученных значений в унифицированный токовый выходной сигнал 0-5 или 4-20 мА и его дистанционная передача по 2-х проводной линии связи.

Повышенная помехоустойчивость. Возможность передачи информации на более далекие расстояния. Высокая точность преобразования[5].

Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ Метран-274-Ех предназначены для измерения температуры различных сред путем преобразования сигнала первичного преобразователя температуры в унифицированный выходной сигнал постоянного тока.

Чувствительный элемент первичного преобразователя и встроенный в головку датчика измерительный преобразователь преобразуют измеряемую температуру в унифицированный токовый выходной сигнал, что дает возможность построения АСУТП без применения дополнительных нормирующих преобразователей.

Использование термопреобразователей допускается в нейтральных и агрессивных средах, по отношению к которым материал защитной арматуры является коррозионностойким.

Термопреобразователи ТСМУ Метран-274-Ех могут применяться во взрывоопасных зонах, в которых возможно образование взрывоопасных смесей газов, паров, горючих жидкостей с воздухом категорий IIA, IIB и IIC групп Т1-Т6 по ГОСТ 12.1.011.

В качестве первичных преобразователей используются термопреобразователи сопротивления с НСХ - 100М.

Маркировка взрывозащиты - ExiaIIСТ6Х. Степень защиты от воздействия пыли и воды - IP65 по ГОСТ 14254.

Технические характеристики:

- выходной унифицированный сигнал - 4-20 мА;

- диапазон преобразуемых температур - 50…180°С;

- предел допускаемой основной приведенной погрешности - 0,5%

- напряжение питания - от 18 до 42 В постоянного тока;

- потребляемая мощность - не более 0,8 ВА.

Условия эксплуатации датчиков:

- рабочая температура окружающей среды, °С - -30...+70;

- атмосферное давление, кПа - 84-106,7 (630-800 мм рт.ст);

- относительная влажность - до 95% при 35°С [9].

Основные технические данные датчиков Метран-241-Ех, ТСМУ-Ех, ТСМУ Метран-274-Ех представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Основные технические характеристики датчиков температуры

Прибор	ТСМ-1193-50М	ТХА Метран-241	ТСМУ-Ех	ТСМУ Метран-274-Ехd
Производитель	ОАО «Теплоприбор»	ПГ «Метран»	ОАО «Теплоприбор»	ПГ «Метран»
Цена	300-600	1100	1000-1200	2500
Диапазон измеряемых температур, °С	-50+120	-40+200	0 +180	-50+50
Условное давление окружающей среды, МПа	0,5	0,4	0,4	0,25
Масса	0,5 кг	0,71 кг	0,3 1,02кг	0,45 0,65кг
Габариты, мм	L=350 d=5	L=110 d=8,5	L=320 d=10	110х76 d=10
Защита			взрывозащищенный	взрывозащищенный
Пределы допустимой погрешности	±0,1	±0,5	±0,25	±0,5
Длина монтажной части	80-3200 мм	110-1800 мм	80-1200мм	160-630мм
Температура окружающей среды, °С	-70+200	-45 +85	-40 +60	-50100

Сравнив технические характеристики датчиков температуры, приведенные в таблице 3.3, был произведен выбор датчика температуры ТСМ - 1193, характеризующийся низкой стоимостью, малыми габаритами, отсутствием необходимости в термокарманах (для подшипников) и простотой в эксплуатации. Данный датчик будет использоваться для измерения температуры подшипников насосов.

Для измерения температуры газа на УУГ, температуры нефти на входе и выходе ДНС, в связи с диапазоном измеряемых температур, предлагается использовать термопреобразователь ТСМУ Метран-274-Ехd, характеризующихся удобством и простотой обслуживания, стабильностью показаний, сравнительно невысокой ценой.

3.4.2 Выбор контроллера

Программируемые контроллеры предназначены, прежде всего, для сбора, анализа информации с первичных датчиков, измерения и сравнения параметров, логической обработки сигналов по заданным алгоритмам и выдачи управляющих команд на исполнительные механизмы. При программировании контроллеров используется язык контактно-релейной логики или язык функциональных схем.

На сегодняшний день применяются системы автоматизации на базе программируемых логических контроллеров, связанных с компьютером. Благодаря удобству, доступности, удобному интерфейсу и низкой стоимости они получают всё большее распространение. Открытые протоколы и стандартизация отдельных компонентов стирает различия между категориями программируемых логических контроллеров и даже между изделиями различных марок, это в свою очередь позволяет скапливать управляющие комплексы на базе микропроцессоров новейшего поколения из модулей разнообразных производителей. Поэтому определять класс, тип программируемых контроллеров, лучшим образом подходящих для решения конкретных производственных задач, целесообразнее, исходя из соотношения цена/качество, а также сроков поставки и условий сервисного обслуживания, а не от престижа торговой марки производителя [1].

1 Контроллеры семейства ACE3600 фирмы MOTOROLA

Существует довольно большое количество контроллеров, которые предназначены для решения задач автоматизации. Так, например завод «MOTOROLA» разработал контроллер семейства ACE3600, обеспечивающий устройства сбора данных интеллектуальным управлением, необходимым для работы в сложных системах сбора, обработки данных.

ACE3600 - программируемое дистанционное терминальное устройство (RTU). При соответствующем выборе компонентов ACE3600 может быть решена практически любая задача автоматизации. Обычно RTU выполняет функции контроля и управления локальным оборудованием, связывается с центром управления и с другими RTU системы. Набор служебных программ (STS) ACE3600 может быть запущен с локального или дистанционного ПК, для осуществления операций программирования и управления, таких как настройка RTU, система/приложение, загрузка, контроль, и т.д.

ACE3600 сочетает все преимущества ранее созданных устройств MOSCAD и MOSCAD-L в сочетании с современными аппаратными и программными технологиями, это современная платформа центрального процессора с мощным микропроцессором, операционная система реального времени на базе ОС VxWorks компании Wind Rivers, расширенная связь и сетевые возможности, компактный дизайн блоков, улучшенное электропитание/зарядка, функциональная совместимость с ранее созданными дистанционными устройствами семейства MOSCAD.

ACE3600 RTU - модульное устройство, составленное из сменных модулей, установленных в корпус с множеством гнезд. Эти модули включают

- элемент электропитания;

- центральный процессор;

- модули ввода - вывода.

Основная (базовая) модель включает один элемент электропитания и один модуль центрального процессора. Количество модули ввода - вывода для основной модели задается при помощи специальной опции.

Центральный процессор ACE3600 включает следующие последовательные порты:

- конфигурируемый последовательный порт RS232 или RS485;

- конфигурируемый порт RS232 с поддержкой приема GPS;

- Ethernet 10/100 Мб/сек (модели ACE3640).

2 Контроллеры серии S7 фирмы Siemens

На выставке Interkama фирма Siemens представила S7-400 - наиболее производительный программируемый контроллер новой серии S7. Это премьера также и для промышленного интегрированного ПК М7, который может размещаться в том же корпусе, что и контроллер. Simatic S7 и М7 используют, в основном, те же компоненты аппаратных средств (модули входа/выхода, функциональные и коммуникационные модули, блоки питания) и ту же технологию сборки, которая применяется в новой системе ЧПУ Sinumeric CNC и в будущих системах управления технологическими процессами Teleperm. Семейство S7 можно программировать с применением общеупотребительных языков программирования в соответствии с нормами IEC 1131-3 - в виде списка операторов (AWL), контактного плана (КОР) и функционального плана (FUP), в то время как Simatic M7 программируется с использованием языков программирования более высокого уровня, - С или С++, - и обладает открытой архитектурой. Это семейство программируемых контроллеров включает в себя микроконтроллер S7-200 - самого нижнего, S7-300 - низкого и S7-400 - среднего и высшего класса производительности. Компьютер Simatic M7 существует в исполнении М7-300 для использования в системах малой мощности и в исполнении М7-400 для систем высокого класса производительности. Для каждого класса производительности существует соответствующий центральный процессорный блок (CPU).

Центральный контроллер S7-400 состоит из следующих компонентов:

- корзина S7-400 с 9/18 слотами;

- ЦПУ;

- источник питания 24-VDC или 115-VAC/230-VAC;

- рабочая память 768 Кб/1600 Кб/3200 Кб/4000 Кб;

- статическое ОЗУ с загружаемой памятью 1 Мб/2 Мб/4 Мб;

- временная лицензия на библиотеку PCS 7 'Блоки устройств PCS 7.

3 Программируемые логические контроллеры фирмы ОВЕН ПЛК

Одними из самых распространенных в отечественной промышленности контроллеров являются ПЛК фирмы ОВЕН. Компания-разработчик микропроцессорных контрольно-измерительных приборов представляет программируемые логические контроллеры ОВЕН ПЛК на базе среды CoDeSys. Промышленные контроллеры ОВЕН ПЛК - это высокие программная надежность и производительность, большой объем внутренней памяти.

Основные характеристики контроллера: надежная среда программирования CoDeSys входит в комплект поставки контроллера; программируемые логические контроллеры ОВЕН ПЛК имеют встроенные интерфейсы Ethernet 10/100 Мbps, RS-485, RS-232, USB-Device*, USB-Host*; контроллеры поддерживают протоколы ОВЕН, Modbus RTU, Modbus ASCII, DCON, Modbus TCP, GateWay.

Устройство промышленного контроллера предусматривает три режима функционирования дискретных входов (10 кГц): режим импульсного счетчика, триггера или энкодера. Контроллер предусматривает высокую точность настройки всех дискретных входов на генерацию ШИМ-сигнала. В комплект поставки входят готовые библиотеки функциональных блоков. Это как стандартные библиотеки CoDeSys, так и разработки ОВЕН (ПИД-регулятор с автонастройкой, блок управления 3-х позиционными задвижками, блок измерения влажности психрометрическим методом и т.д.). Количество входов и выходов программируемых логических контроллеров можно увеличить с помощью подключения внешних модулей ввода/вывода. Контроллер оснащен встроенными часами реального времени и встроенным аккумуляторным источником резервного питания.

Программируемый логический контроллер ОВЕН ПЛК154 имеет 4 дискретных входа, 4 аналоговых входа (универсальных), 4 дискретных выхода (э/м реле), 4 аналоговых выхода (4...20 мА, 0...10 В или универсальных 4...20 мА / 0...10 В)

4 Контроллеры компании Mitsubishi Electric

Закрытое акционерное общество 'Автоматика-Север' официальный дистрибьютор компании Mitsubishi Electric предлагает довольно большой выбор промышленных ПЛК. От недорогих контроллеров серии ALPHA способных управлять несложными комплексами (автоматическими линиями разлива, упаковочными автоматами, управление насосами, дверьми и воротами, а также управление системой обогрева, вентиляции, безопасности и сигнализации), до мощных современных ПЛК MELSEC System Q с огромным набором различных дополнительных блоков.

Контроллер ALPHA имеет встроенный дисплей, клавиатуру, дискретные и аналоговые входы/выходы. Он поддерживает работу с GSM-модемами, и способен осуществлять SMS-рассылки на телефоны стандарта GSM. Маленький размер, коммуникационные возможности и высокопроизводительная мультипроцессорная обработка являются основными тремя важнейшими характеристиками промышленных контроллеров серии MELSEC System Q. Этот контроллер особенно удобен для выполнения задач автоматизации, требующих средней и высокой производительности.

Типичные особенности ПЛК MELSEC System Q: до 4096 локальных входов/выходов; до 8192 удаленных входов/выходов; мультипроцессорная технология с двенадцатью различными типами CPU; обширный ассортимент средств связи; несложная инсталляция.

5 Контроллеры фирмы Allen-Bradley

Эта компания была основана в 1903 году и по сей день является одной из ведущих фирм в области автоматизации производственных процессов. Базируясь на более чем 70 - летнем опыте, посвященном решению вопросов, связанных с управлением, средствами связи и информационным обеспечением, Allen - Bradley способна помочь партнеру увеличить доход за счет увеличения объема выпускаемой продукции, улучшения ее качества и снижения себестоимости.

Современные контроллеры созданы на следующих принципах. Это модульная структура, поддержка основных стандартов, многозадачное выполнение программ, энергонезависимая память, поддержка основных промышленных сетей и др. Компания Allen-Bradley - мировой лидер в области передовых технологий на рынке SCADA систем, например, аббревиатуры SLC и PLC являются зарегистрированными марками Allen-Bradley. Промышленные контроллеры Allen-Bradley отличаются высокой надежностью, качеством, быстродействием. Оборудование этой фирмы на объекте - это гарантия того, что контроллеры в ближайшем будущем не устареют.

Фирма Allen-Bradley выпускает разнообразные программируемые контроллеры как для управления отдельными машинами и механизмами, так и интегрированного управления всем процессом производства. Наиболее перспективными для АСУ ТП на сегодняшний день являются семейства программируемых контроллеров типа MicroLogix1000, SLC 500 (Small Logical Controller), PLC-5 (Programmable Logical Controller), Control Logiх, OpenController.

PLC - это мощные контроллеры, выпускаемые фирмой. Некоторые возможности PLC-контроллеров:

- 32-x разрядный процессор;

- до 250Кслов встроенной памяти;

- многозадачность;

- стандартная поддержка языков Basic, C;

- модульность;

- высокая производительность;

- поддержка протоколов DH, DH+, Serial ports, Ethernet, FDDI.

Семейство малых программируемых контроллеров SLC 500 - это простота и широкие возможности по сбору и обработке данных, а также управлению технологическими процессами. Оно базируется на двух аппаратных модификациях: моноблочная и модульная. Контроллеры этого семейства поддерживают до 4600 точек ввода/вывода, сетевые решения DH+, DH485, Ethernet, ControlNet, DeviceNet, гибкость при настройке системы, объем памяти до 64Кслов. Все эти качества делают данное семейство наиболее применяемым для задач среднего порядка.

Модульный контроллер состоит из каркаса, блока питания, процессора и модулей ввода/вывода. Моноблочный - из блока питания, процессора и фиксированного количества точек ввода/вывода, заключенных в общий корпус. Для увеличения количества точек ввода/вывода к моноблочному контроллеру может быть добавлен дополнительный рэк.

Главным достоинством семейства программируемых микроконтроллеров MicroLogix1000 является их низкая цена в совокупности с мощностью и быстродействием, а компактные размеры позволяют использовать их в условиях дефицита монтажного пространства. В настоящее время семейство MicroLogix1000 включает в себя модели объемом памяти до 1Кслов, с возможностью подключения до 32 точек ввода/вывода. В этих контроллерах существует возможность связи с ПК, устройствами операторского интерфейса, модемом и подключение к сети DH485.

В последнее время появилось новое семейство контроллеров Control Logix. Оно отличается от PLC большей мощностью и производительностью, размерами сравнимыми с SLC и стоимостью ниже, чем у PLC.

Control Logix - мощное, надежное и современное решение для больших систем: современные процессоры с быстрой обработкой информации; установка нескольких процессоров для распределения задач управления; модульное исполнения всех компонентов позволяет построить оптимальную конфигурацию системы управления; поддержка DeviceNet, EtherNet, Remote I/O; дублирование и горячее резервирование.

Платформа Logix обеспечивает единую интегрированную архитектуру для дискретного управления, управления приводами, сервоприводами и непрерывными процессами. Платформа Logix предоставляет общую модель управления, программную среду и средства коммуникации на нескольких аппаратных платформах. Все контроллеры Logix работают под многозадачной, многопроцессорной операционной системой и поддерживают одинаковый набор инструкций на нескольких языках программирования. Все контроллеры Logix программируются одним пакетом программирования RSLogix 5000. И, наконец, все контроллеры Logix, как часть интегрированной архитектуры, используют преимущества общего промышленного протокола (Common Industrial Protocol - CIP) для связи по сетям EtherNet/IP, ControlNet и DeviceNet.

Система Control Logix обеспечивает дискретное управление, управление непрерывными процессами, приводами и сервоприводами, в сочетании с коммуникациями и современным вводом/выводом - в компактном и недорогом изделии. Система модульная, поэтому Вы можете эффективно проектировать, монтировать и модернизировать ее - с существенной экономией на обучении и разработке. Минимальная система Control Logix состоит из одного автономного контроллера и модулей ввода/вывода в одиночном шасси.

Технические характеристики контроллера:

- полная совместимость с существующими системами на базе PLC;

- возможность расширять систему с помощью модулей ввода/вывода;

- высокая устойчивость аппаратной платформы к вибрациям;

- распределенная обработка при подключении к сетям EtherNet,;

- быстрая разработка, легкий запуск и устранение неисправностей;

- адресация 4000 аналоговых или 128000 дискретных входoв/выходов;

- модульная память пользователя до 7.5Mb;

- максимальное число удаленных сборок для одного процессора-250;

- максимальное число вх./вых. на модуль Control Logix-32.

6 Обоснование выбора контроллера

На сегодняшний день на рынке промышленных контроллеров есть обширный спектр разнообразных контролеров, представителей различных фирм, заводов. Проанализировав мировой рынок множества контроллеров, делаем вывод, что наиболее подходящие по нужным параметрам, а именно число поддерживаемых входов/выходов; поддерживаемые протоколы обмена; фирма-производитель и его поддержка; стоимость оборудования и поставки являются ведущие мировые фирмы: Siemens, Mitsubishi Electric, Allen-Bradley.

Для управления системой выбрана модель контроллера Control Logix 1756 L63, фирмы Allen-Bradley, так как он был рекомендован техническим отделом НГДУ, который уже использует контроллеры этой фирмы и уверен в надёжности их работы и простоте обслуживания [5].

3.4.3 Выбор модулей ввода/вывода

После определения фирмы-производителя контроллера, необходимо уточнить его конфигурацию, а также характеристики и параметры.

Выбор модулей ввода/вывода осуществляем на основе количества и типа сигналов:

- дискретные входные сигналы - 43;

- дискретные выходные сигналы - 34 ;

- аналоговые входные сигналы - 38;

- аналоговые выходные сигналы - 7.

С учетом заданного количества сигналов был произведен выбор модулей ввода/вывода, показанный в таблице 3.4:

Таблица 3.4 - Модули ввода/вывода

марка	наименование
1756-IB32	32-входовой модуль дискретного ввода
1756-OB32	32-входовой модуль дискретного вывода
1756-IF16	16- входовой модуль аналогового ввода
1756-OF8	8- входовой модуль аналогового вывода

Принимая во внимание количество сигналов на нашем объекте, был произведен выбор необходимого количества модулей. Количество модулей 1756-IB32 - 2 модуля, 1756-OB32 - 2 модуля, 1756-IF16- 3 модуля, 1756-OF8- 1 модуль. Выбор модулей проводился с учетом резерва.

Основные характеристики модуля 1756-IB32:

- число входов: 32;

- рабочее напряжение, В: 10…31.5;

- задержка сигнала по выключению, мс: 420;

- ток задней панели по 5V, мА: 120;

- ток задней панели по 24V, мА: 2;

- рассеиваемая мощность, Вт: 6.2.

Основные характеристики модуля 1756-ОB32:

- число выходов: 32;

- рабочее напряжение, В: 10…31.2;

- продолжительный ток на модуль, А: 16;

- ток задней панели по 5V, мА: 350;

- ток задней панели по 24V, мА: 2;

- рассеиваемая мощность, Вт: 6.2.

Модули аналогового ввода-вывода ControlLogix являются модулями интерфейса, которые преобразовывают аналоговые сигналы в цифровые значения для входов и цифровые значения в аналоговые сигналы для выходов. Используя сетевую модель производитель/потребитель (producer/ consumer), аналоговые модули ControlLogix производят информацию по мере необходимости и обеспечивают дополнительные системные функции [7].

Основные характеристики модуля 1756-IF16:

- ток задней панели по 5V, мА: 150;

- ток задней панели по 24V, мА: 65;

- рассеиваемая мощность по напряжению, Вт: 2.3;

- рассеиваемая мощность по току, Вт: 3.9.

3.4.4 Выбор шасси контроллера и источника питания

Данные модули устанавливаются на шасси 1756-A10 на 10 слотов.

Характеристики шасси 1756-А10:

- размеры (длина высота глубина) - 390 169 145 мм;

- количество слотов - 10;

- рабочая температура, С - -25..+75;

- температура хранения, С- - 40..+85;

- допустимая влажность, %- 5..95.

Для того чтобы правильно выбрать блок питания необходимо для всех модулей и контроллера рассчитать суммарную потребляемую мощность [8]. Расчет мощности представлен в таблице 3.5.

Таблица 3.5- Энергопотребление контроллера

	Каталожный номер	Количество, шт.	Потребляемый ток, А	Описание
			24 В
	Control Logix 1756 L 63	1	0,014	Контроллер
	1756-IB32	2	0,002	DI
	1756-ОB32	2	0,002	DO
	1756-IF16	3	0,065	AI
	1756-OF8	1	0,21	AO
Итого	I, A		0,427	Блок
БП	I, A		2,8	питания
Запас	I, A		2,373	1756-PA72/B

Основным критерием при выборе источника питания является то, что мощность БП должна быть больше потребляемой мощности всех модулей и контроллера.

Выбранный блок питания - 1756-PA72/B.

Технические характеристики блoка питания:

- напряжение, В:- 85-265;

- Частота, Гц:- 47-63;

- потребляемая мощность, Вт: 95;

- допустимая нагрузка, А: 2.8 при 24V,

- рабочая температура, °С: от 0 до +60;

- температура хранения, °C: от -40 до +85;

- гaбариты, мм: 112х125х63.

3.5 Разработка верхнего уровня

На сегодняшний день существует множество пакетов проектирования, Опишем поподробней самые популярные из них.

1 Пакет InTоuсh 9.0

InTоuсh - это приложение-генератор HMI для систем SСАDА и других систем автоматизации производства. Этот пакет дает возможность создавать операторские интерфейсы под Windоws, которые тесно взаимодействует с другими компонентами программного обеспечения фирмы Wоnderwаre, например FасtоrySuite (интегрированный пакет программного обеспечения для полной автоматизации производства) и стандартными приложениями Miсrоsоft Оffiсe. Пакет InTоuсh 9.0- девятое поколение программных продуктов фирмы Wоnderwаre, лидирующей в своей отрасли и являющейся первой в использовании Windоws для автоматизации производства. InTоuсh это программный пакет для быстрой, эффективной разработки и внедрения систем управления производственным процессом.

Более 200 000 пакетов InTоuсh работают и показывают впечатляющие результаты по всему миру. Отзывы пользователей, имеющих многолетний опыт использования пакета, свидетельствует о снижении стоимости проектирования и поддержки систем управления при повышении качественных и количественных показателей производства.

Дополнительные модули статистического контроля процессов (SРС), управления рецептами (Reсiрe) и структурированного языка запросов (SQL) помогают пользователям удовлетворить разнообразные потребности в производственной отчетности.

Приложения, созданные с помощью Wоnderwаre InTоuсh, успешно используются в добыче и переработке нефти и газа, производстве продуктов питания и полупроводников, в химической и целлюлозно-бумажной промышленности.

Wоnderwаre InTоuсh для FасtоrySuite поможет сохранить время и деньги, обеспечив гибким, легким в использовании средством разработки для создания распределенных приложений с операторским интерфейсом для пользователя в среде Miсrоsоft Windows. Wоnderwаre InTоuсh предлагает расширенный набор готовых Мастер-объектов с индустриальной графикой, которые позволяют разработчику создавать сложные и мощные экраны операторского интерфейса быстро и легко. InTоuсh также имеет мощный язык сценариев.

Программный пакет InTоuсh состоит из двух основных компонентов - среды разработки и исполнения. В среде разработки создаются мнемосхемы, определяются и привязываются к аппаратным средствам входные и выходные сигналы и параметры, разрабатываются алгоритмы управления и назначаются права операторов. Созданное таким образом приложение функционирует в среде исполнения. Такое разграничение позволяет предотвратить несанкционированное изменение приложения, не определенное логикой его работы. Для того, чтобы приложение могло обмениваться данными с аппаратурой, необходимо использование третьего компонента - отдельной программы, называемой сервером ввода-вывода. Как правило, сервер ввода-вывода ориентирован на использование с конкретным видом оборудования, таким как промышленные контроллеры. Вместе с тем, используются также сервера ввода-вывода, рассчитанные на обмен данными согласно определенным промышленным стандартам, и которые могут работать со всеми контроллерами удовлетворяющими этому стандарту (например Mоdbus, РrоfiBus, DeviсeNet и др.).

2 Пакет TRАСE MОDE 6.05

TRАСE MОDE - одна из самых популярных и покупаемых в России SСАDА-систем, предназначенная для разработки крупных распределенных АСУ ТП широкого назначения. Система TRАСE MОDE создана в 1992 году и на сегодняшний день имеет свыше 6500 инсталляций. Проекты, разработанные на базе TRАСE MОDE, работают в энергетике, нефтяной, газовой, химической, космической и других отраслях промышленности, в коммунальном, сельском хозяйстве России. По числу внедрений в России, TRАСE MОDE значительно опережает зарубежные пакеты подобного класса. Имеются также внедрения в странах СНГ, Балтии, Италии, Китае, США.

TRАСE MОDE - основана на инновационных, не имеющих аналогов технологиях: разработка распределенной АСУТП как единого проекта; автопостроение; оригинальные алгоритмы обработки сигналов и управления; объемная векторная графика мнемосхем; единое сетевое время; уникальная технология рlаybасk - графического просмотра архивов на рабочих местах руководителей.

TRАСE MОDE - это первая интегрированная SСАDА-система и SОFTLОGIС-система, поддерживающая сквозное программирование операторских станций и контроллеров при помощи единого инструмента.

TRАСE MОDE состоит из инструментальной системы и исполнительных (run-time) модулей. При помощи инструментальной системы осуществляется разработка АСУ. Исполнительные модули служат для запуска в реальном времени проектов, разработанных в инструментальной системе TRАСE MОDE.

TRАСE MОDE 6.05 создана в архитектуре клиент-сервер и основана на новейшей распределенной общей модели объектов - DСОM, лежащей в основе Windоws NT/2000. Поэтому отдельные модули системы легко сопрягаются между собой, а АСУТП на базе TRАСE MОDE легко поддерживать, развивать и интегрировать в корпоративные информационные системы.

Современная 32-разрядная архитектура TRАСE MОDE 6.05 обеспечивает высочайшую производительность системы в реальном времени.

3 Пакет RSView 32

Данный пакет принадлежит Rосkwell Sоftwаre (США), фирме, являющейся подразделением компании Rосkwell Аutоmаtiоn - лидера в производстве систем промышленной автоматики и электроники.

Rосkwell Sоftwаre постоянно сотрудничает с компанией Miсrоsоft в области современных программных средств, поэтому RSView использует открытые технологии в рамках платформы Miсrоsоft Windоws, такие, как ОDBС, ОLE, DDE и другие. RSView обеспечивает взаимодействие между продуктами серии Wintelligent и продуктами Miсrоsоft и обладает улучшенной функциональностью по сравнению 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 использует драйверы, работающие по специальному улучшенному протоколу АdvаnсeDDE Wintelligent Linx для устройств Аllen-Brаdley и Mоdiсоn, драйверы DDE, разработанные при помощи продукта RSServer, для устройств SquаreD, GE Fаnuс, Reliаnсe, Siemens, RSView может разделять информацию о тэгах с РаnelView.

RSView32 позволяет создавать экранные дисплеи в любом графическом разрешении, независимо от того в каком разрешении они будут представлены на реальном объекте. RSView32 обладает способностью вставлять в проект объекты в графических форматах DXF, BMР и WMF, кроме того, активно используется механизм ОLE для работы со связанными объектами.

Вся информация о тэгах RSView и системой конфигурации запоминается в формате, совместимом с ОDBС, и доступна для большого количества инструментальных средств работающих под Windоws, таких как Miсrоsоft Ассess, Exсel, Seаgаte Сrystаl Reроrts, Visuаl FоxРrо и многие другие. Технология ОDBС (Орen Dаtаbаse Соnneсtivity) - это стандарт, разработанный фирмой Miсrоsоft, который позволяет базам данных различных форматов быть доступными для других приложений, работающих в среде Windоws [15].

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

Пакет RSView имеет весьма развитый и гибкий механизм обработки трендов. Тренды могут сниматься непосредственно в реальном масштабе времени или браться из архивных файлов, предварительно записанных регистратором данных.

RSView32 поддерживает работу в сетевых средах. Имеется возможность разделения баз данных. Присутствует поддержка промышленных сетей DH+ (Dаtа Highwаy Рlus), DH485, СоntrоlNet, Ethernet и др. 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 [15].

Последняя версия пакета RSView32 - 6.0. С помощью этой версии возможна работа MMI не только на компьютере оператора, но и на более высоком уровне - к примеру, на компьютере начальника цеха, инженера и т.д.

4 Программное обеспечение рабочего места оператора

Для разработки интерфейса MMI мною выбран пакет RSView32 фирмы Аllen-Brаdley. Этот пакет снабжен неплохими средствами для проектирования экранов MMI и работы с контроллером. Но главная причина выбора этого пакета заключается в использовании в АСУ ТП контроллеров от фирмы Аllen-Brаdley, это обеспечивает гарантию полной совместимости пакета с выбранным оборудованием.

5 Структура пакета RSView32

Система RSView32 предназначена для использования на производстве, где необходимы: сбор, обработка данных и взаимодействие оператора с производственными участками, а также связь с компьютерами.

Благодаря своей модульной структуре, использованию прикладных модулей и открытой архитектуре систему RSView32 можно легко приспособить для решения широкого круга производственных задач [16].

В целом, система RSView32 состоит из 2 составных частей: RSView32 Wоrks и RSView32 Runtime.

RSView32 Runtime - программный модуль монитора реального времени, который обеспечивает функционирование системы в многозадачной операционной системе Windоws 95 или NT.

RSView32 Wоrks - программное обеспечение разработчика, которое позволяет создать все составляющие операторского интерфейса, а так же связать этот интерфейс с программируемыми логическими контроллерами. Для этой цели применяется специальный программный пакет RSLinx 1.7. Пакет RSLinx 1.7 обеспечивает связь с контроллерами фирмы Аllen-Brаdley с использованием прямых драйверов, а также выполняет функции DDE сервера при работе с контроллерами производства не Аllen-Brаdley и при передаче данных из RSView в приложения третьего уровня такие как: Miсrоsоft Exсel, Miсrоsоft Ассess или dBаse. Так же данный пакет обеспечивает связь с контроллерами Аllen-Brаdley, используя стандартные сетевые протоколы фирмы Аllen-Brаdley, такие как: DF1 Full duрlex, DF1 Hаlf duрlex, DH485, DH+, СоntrоlNet, EtherNet. В нашем случае связь осуществляется по сети EtherNet.

Создание каждого нового проекта в среде RSView32 Wоrks начинается с образования нового каталога, где будут храниться все файлы самой системы и её модулей, причем каждый модуль хранит свои файлы в собственном каталоге. Все дальнейшие работы по созданию системы управления ведутся с помощью менеджера проектов, который помогает собрать в единую систему файлы различных модулей.

Структурно менеджер проектов состоит из набора различных редакторов, объединенных по функциональному назначению в пять групп: системные (System); графические (Grарhiсs); тревоги (Аlаrms); регистрация данных (Dаtа lоg); логика и управление (Lоgiс аnd Соntrоl).

В системной группе находятся редакторы, обеспечивающие создание и конфигурирование ядра системы управления. Сhаnnel (канал) - данный редактор позволяет разработчику определить тип коммуникационного канала и драйвер, который будет использоваться в системе управления. Особо следует отметить возможность применения горячего резервирования каналов связи. Для этого необходимо сконфигурировать вспомогательный канал связи. В случае выхода из строя основного канала связь будет автоматически переведена на вспомогательный канал. Особенно эффективно данная возможность может быть использована с контроллерами РLС-5, а также SLС 5/04-05, которые имеют более одного встроенного коммуникационного порта.

Tаg Dаtаbаse (база данных тэгов) - Данный редактор является основой для построения АСУ ТП в системе RSView32. В нем создаются и редактируются тэги. Тэг - это единица информации системы, он может отражать значение файла данных контроллера (внешние тэги) или представлять некую внутреннюю переменную системы (внутренние тэги). Для всех тэгов определяется уникальный идентификатор, тип (аналоговый, дискретный, строковый), уровень доступа и краткое описание. Для внутренних тэгов, кроме того, задается начальное значение, которое будет присвоено тэгу при старте системы. Для внешних тэгов определяется узел, класс сканирования и адрес в формате контроллера. Тэги могут объединяться в группы по объектному или функциональному принципу [14].

Tаg mоnitоr (монитор тэгов) - данный редактор позволяет создать объект «tаg mоnitоr», который отражает значение, в котором находится тэг, его состояние (Vаlid, Uninitiаlized, nоne) и краткое описание.

Seсurity соdes (коды безопасности) - в данном рeдакторе назначаются уровни доступа к определенным командам системы RSView32. Это позволяет обеспечить сохранность данных системы, а также предотвратить несанкционированный доступ к функциям системы.

Асtivity lоg Viewer (просмотр архива активности) - позволяет просмотреть архив активности.

Stаrtuр (запуск) - позволяет сконфигурировать режим запуска монитора реального времени.

Соmmаnd line (командная строка) - средство для ввода команд и макрокоманд системы RSView. Дополнительно с данным объектом связана кнопка вызова мастера команд.

В группе Grарhiсs содержатся средства для создания графических экранов.

Disрlаy (экран) - вызывает список графических экранов используемых в данном проекте. После выбора экрана запускается графический редактор системы RSView32. Для создания нового графического экрана нужно дважды щелкнуть по данному пункту меню [16].

Раrаmeters (параметры) - вызывает редактор для создания файла параметров. Файл параметров применяется для отображения различных данных на одном графическом экране, в зависимости от загруженного совместно с ним файла параметров. Файл параметров представляет собой обычный текстовый файл в формате АSСII.

В группе Аlаrms содержатся средства для конфигурирования и отображения тревог.

Suррressed list - список тэгов для которых в базе данных тэгов определены аварийные уровни, но анализ их отключен командой suррress.

Dаtа lоg setuр - данный редактор предназначен для конфигурирования архивации данных.

Группа Lоgiс аnd Соntrоl содержит средства для обработки данных поступающих в систему RSView32 из различных источников.

Derived tаgs (производные тэги) - данный модуль позволяет использовать тэговые величины в базе текущих данных в качестве источника для вычислений, используя при этом язык выражений системы RSView32. Величина производного тэга всегда вычисляется, или является производной математического уравнения, известного как “выражение”. Результаты вычислений сохраняются в виде тэгов в базе текущих данных, так что их можно использовать в других компонентах RSView.

Glоbаl keys (глобальные клавиши) - данный редактор позволяет определить глобальные клавиши, действие которых возможно из любой части проекта.

6 Разработка MMI

Оператор видит отображение технологического процесса при помощи мнемосхем, показываемых на экране. Мнемосхемы разработаны при помощи интегрального пакета RSView32 фирмы Rockwell Automation. Данный пакет предоставляет собой программный пакет операторского интерфейса для представления оператору данных о состоянии технологического процесса в виде мнемосхем, численных значений, временных графиков, аварийных сигнализаций и т.п. Иерархия экранов представлена в приложении М.

Информация предоставляется оператору на дисплее и при распечатке отчетов, в цифровом виде. Количественная и качественная информация о процессе и состоянии оборудования отображается на мнемосхемах в виде численных значений параметров, изменения цвета при изменении состояния, текстовых сообщений.

При запуске проекта отображается первый экран. На нем присутствуют кнопка входа и кнопка выхода из проекта. При нажатии кнопки «выход» осуществляется завершение проекта. При нажатии кнопки «вход» запрашивается имя пользователя и пароль, определяющие уровень доступа. Т.е. существует иерархия доступа: существуют такие уровни как «оператор», «инженер КиП и А», «программист». Также можно создать много уровней в зависимости от компетентности и специализации пользователя.

Разработанный интерфейс оператора имеет разно уровневую иерархическую структуру экранов, доставляющих до оператора информацию о состоянии технологического процесса.

На экране “Главный экран” изображены все основные узлы контролируемого объекта УПСВ. Выбирая нужный узел, переходят на мнемосхему этого узла. При выходе параметра сигнала за уставки, в каком либо узле, в строке состояний появляется наименование узла и какой именно параметр изменился и насколько. Мнемосхема этого узла по вызову оператора появляется на экране. Схематично показаны датчики, значения параметров выводятся на экран в специальных окнах, при выходе за аварийную уставку, цвет окна становится красным. Световой сигнал снимается после приведения параметра в норму. На экране размещены основные объекты УПСВ, нажимая на которые оператор может увидеть этот объект более подробно.

На экране “Сепараторы С1/1-4”, изображены основные узлы первичной дегазации нефти, сепараторы С1/1-4, газовая линия на газосепараторы ГС 2,3,4 и нефтяная линия в отстойники О 1-4. Схематично показаны датчики, значения параметров выводятся на экран в специальных окнах.

На экране “Отстойники О 1-4”, изображены основные узлы отделения пластовой воды от нефти, отстойники О 1-4, нефтяная линия в С2/1-3 и линия пластовой воды в РВС-4,5,6. Схематично показаны датчики, значения параметров выводятся на экран в специальных окнах.

На экране “Сепараторы С2/1-3”, изображены основные узлы вторичной дегазации нефти, сепараторы С2/1-3, газовая линия на газосепаратор ГС 1 и ГПЗ, нефтяная линия в РВС-1,2,3. Схематично показаны датчики, значения параметров выводятся на экран в специальных окнах.

На экране “РВС-1,2,3” изображены основные узлы обезвоживания нефти, технологические резервуары РВС-1,2,3, нефтяная линия на прием НН и линия пластовой воды на КНС, а также дренажная линия из РВС-1,2,3 в ЕП-4. Схематично показаны датчики, значения параметров выводятся на экран в специальных окнах.

На экране “РВС-4,5,6” изображены основные узлы подготовки подтоварной воды, технологические резервуары РВС-4,5,6, линия пластовой воды на прием НПВ, а также дренажная линия из РВС-4,5,6 в ЕП-4. Схематично показаны датчики, значения параметров выводятся на экран в специальных окнах.

На экране “Газосепараторы ГС 1-4 и УУГ” изображены газосепараторы ГС 1-4 и УУГ, газовые линии: на факел, на ГПЗ и на котельную, а также дренажные линии из газосепараторов в ЕП-1 и ЕП-3. Схематично показаны датчики, значения параметров выводятся на экран в специальных окнах.

На экране “Емкости подземные ЕП 1-4” изображены емкости подземные ЕП 1-4, а также дренажные линии из ГС 1-4, сепаратора-расширителя, РВС-4,5,6. Схематично показаны датчики, значения параметров выводятся на экран в специальных окнах.

На экране “Блоки реагентов БР - 1,2 ” изображены блоки реагентного хозяйства БР-1,2, емкости этих блоков и линия по которой реагент-деэмульгатор поступает на входной коллектор. Схематично показаны датчики, значения параметров выводятся на экран в специальных окнах.

На экране “ Насосы пластовой воды НПВ 1-4 ” изображены насосы пластовой воды НПВ 1-4, кнопки останова и пуска насосов, а также линия закачки воды на КНС. Схематично показаны датчики, значения параметров выводятся на экран в специальных окнах.

На экране “Насосы нефтяные НН 1-4 и УУН” изображены насосы нефтяные НН 1-4 и УУН, кнопки останова и пуска насосов, а также линия закачки нефти на УПН. Схематично показаны датчики, значения параметров выводятся на экран в специальных окнах.

На экране “Окно тревог ” находятся сообщения об аварийной сигнализации с указанием времени и даты.

На экране “Тренды” оператору представляется графическая информация об изменении аналоговых параметров.

Все экраны взаимосвязаны друг с другом, т.е. из одного экрана можно попасть в любой другой и вернуться обратно.

Данные экраны наглядно отображают технологическое оборудование и его состояние, а также значения технологических параметров.

4. Расчет надежности

сброс вода автоматизированный управление

Надежность - свойство изделия (элемента, узла, устройства, системы) выполнять заданные функции, сохраняя свои эксплуатационные показатели в заданных пределах при заданных режимах и условиях эксплуатации в течение требуемого промежутка времени или требуемой наработки [6].

Основными показателями надежности являются:

- безотказность;

- долговечность;

- ремонтопригодность;

- сохраняемость.

Наиболее существенными в данном проекте представляются безотказность и ремонтопригодность

Безотказность системы характеризуется следующими параметрами:

- интенсивность отказов;

- время наработки на отказ;

- вероятность безотказной работы;

- коэффициент готовности.

Основным параметром ремонтопригодности является среднее время ремонта.

Для расчета суммарной интенсивности отказов аппаратного комплекса следует рассчитать интенсивность отказов каждого из компонентов. Результаты представлены в таблице 4.1.

Среднее время наработки на отказ системы равно:

. (4.1)

Таблица 4.1 - Интенсивность отказов компонентов системы

Наименование элемента	Наработка на отказ, То, ч	Интенсивность отказов, ·10^-5, ч^-1	Количество элементов
РУК-304	50000	1,6	8
Метран-100-ДИ	150 000	0,8	12
Метран-331	120000	5,9	71
ПЛК	50000	0,2	1
Компьютер	25000	0,7	1
Всего		9,2

Следующий показатель - коэффициент готовности, показывающий долю работоспособного времени в общем времени эксплуатации. Коэффициент рассчитывается по формуле:

(4.2)

Принимая среднее время ремонта Т_рем=12 часов, получим:

(4.3)

В результате расчета были получены показатели, представленные в таблице 4.2.

Таблица 4.2 -Показатели надежности системы

Параметр	Значение
Интенсивность отказов, АЛО, ч	9,2
Наработка на отказ, То, ч	10860
Коэффициент готовности, Кт	0,998

5. Комплексная оценка экономической эффективности

5.1 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 = , (5.1)

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, (5.2)

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:

(5.3)

где К - общие единовременные затраты.

. (5.4)

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_,(5.5)

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:

. (5.6)

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:

. (5.7)

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_, (5.8)

где Н_пр - налог на прибыль, тыс.р.;

Н_им - налог на имущество, тыс.р.

, (5.9)

где СТ_пр - ставка налога на прибыль.

, (5.10)

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

СТ_им - ставка налога на имущество.

5.2 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), (5.11)

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, (5.12)

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

К_прог - затраты на программирование, руб.;

К_изг - затраты на изготовление, руб.

5.3 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), (5.13)

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 5.1.

Данные для расчета трудоемкости представлены в таблице 5.2.

Таблица 5.1 - Данные для расчета единовременных затрат предприятия разработчика

Показатель	Значение
Заработная плата разработчика, руб.	20000
Заработная плата программиста, руб.	20000
Заработная плата мастера, руб.	20000
Коэффициент доплат к заработной плате, доли ед.	0,5
Районный коэффициент, доли ед.	0,7
Единый социальный налог	0,26
Трудоемкость программирования, чел. мес.	0,5
Трудоемкость монтажа системы, чел. мес.	1
Коэффициент накладных расходов, доли ед.	0,15
Коэффициент затрат на монтаж, доли ед.	0,18
Годовой фонд работы ПК, час	2208
Зарплата персонала, обслуживающего ПК, руб.	1000
Норма амортизационных отчислений ЭВМ, доли ед.	0,2
Норма амортизационных отчислений здания, доли ед.	0,04
Площадь занимаемая ЭВМ, м²	4
Стоимость одного м² здания (операторная УПСВ - 14,2 м²), руб.	12000
Стоимость ЭВМ, руб.	32000
Коэффициент накладных расходов на эксплуатацию ПК, доли ед.	0,15
Потребляемая мощность ЭВМ, кВт	0,35
Стоимость кВт/часа, руб.	1,2
Коэффициент затрат на ремонт ЭВМ (от стоимости), доли ед.	0,05
Коэффициент затрат на транспортировку разработанной системы, доли ед.	0,08
Коэффициент интенсивного использования мощности ПК, доли ед.	0,7
Коэффициент затрат на изготовление, доли ед.	0,15
Коэффициент перевода единиц времени	184

Таблица 5.2 - Данные для расчета трудоемкости разработки

Стадии разработки	Трудоемкость, чел. месяц
1. Изучение патентов	0,2
2. Изучение литературных источников	0,3
3. Разработка технического задания	0,2
4. Разработка технического проекта	0,3
5. Разработка рабочего проекта	0,2
6. Внедрение проекта	0,3
ИТОГО	1,5

К_раз = 20000 1,5 (1+0,5) (1+0,7) (1+0,26) (1+0,15) = 110848,5 руб. (5.14)

5.4 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_прогК_ч_, (5.15)

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:

(5.16)

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_,.. (5.17)

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, (5.18)

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, (5.19)

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.,

Т_р = 32000 0,05 = 1600 руб., (5.20)

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, (5.21)

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., (5.22)

Затраты на материалы определяем по формуле:

, (5.23)

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 5.3 - Перечень и стоимость материалов, используемых для ЭВМ

Наименование материала	Ед. изм.	Количество в год	Цена за ед., руб.	Стоимость, р.руб.
Упаковка бумаги (500 листов)	шт.	5	120	600
Чистящий набор для компьютера	шт.	1	150	150
Тонер	шт.	2	1000	2000
Итого	2750

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, (5.24)

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., (5.25)

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

=56465 руб. (5.26)

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

С_мч = 56465 руб./2208 ч = 26 руб./ч., (5.27)

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

К_прог=200000,5(1+0,5)(1+0,7)(1+0,26)(1+0,15) +260,5184=39302 руб. (5.28)

5.5 Затраты на изготовление, внедрение и отладку системы

Затраты на основную заработную плату при изготовлении устройства равны:

L₀ = Т_мЗ_о(1+К_д) (1+К_р)(1+К_сн), (5.29)

где З_о - месячная зарплата изготовителя устройства, р.;

Т_м - трудоемкость изготовления устройства, чел мес.

L₀=1 20000(1+0,5) (1+,0,7) (1+0,26)=46620 руб., (5.30)

Учитывая коэффициент транспортных затрат определим транспортные расходы по формуле:

Р_трп =Ц_об К_трп, (5.31)

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

Ц_об - сметная стоимость вводимой системы, руб.;

Для подсчета стоимости оборудования составим таблицу 5.4.

Таблица 5.4 - Смета затрат на материалы и покупные комплектующие изделия

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

Р_трп = 702380 0,08= 25278,5 руб., (5.32)

Стоимость монтажных и работ по формуле (5.32):

Р_м = Цоб К_м_, (5.33)

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

Р_м = 702380 0,18 = 126428,4 руб., (5.34)

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_, (5.35)

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., (5.36)

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

Таблица 5.5 - Результирующая таблица для расчетов по статьям калькуляции

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

Итого: К=К_раз + К_прог + К_изг = 110849+ 39302+ 939268= 1089419 руб., (5.37)

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

С = С_эл + С_рем + С_а, (5.38)

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

C_зп - зарплата обслуживающего персонала с начислениями, р.;

C_рем - затраты на ремонт, р.;

C_а - затраты на амортизацию, р.

Исходные данные для расчета представлены в таблице 5.6.

Таблица 5.6 - Исходные данные для расчета затрат на эксплуатацию

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

Расчет годовых затрат на электроэнергию производим по формуле:

C_эл = N Ц_эл Т_зад К_инт, (5.39)

где N - мощность, потребляемая системой, кВт;

Ц_эл - стоимость одного кВтч электроэнергии, р.;

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

К_инт - коэффициент интенсивного использования мощности оборудования.

Годовые затраты на электроэнергию действующего варианта системы:

C_эл = 0,25 1,2 4380 0,7 = 920 руб. (5.40)

Текущие затраты на ремонт системы находим по формуле:

(5.41)

где К_обор - балансовая стоимость устройства, р.;

К_пр - норма отчислений на ремонт, %.

C_пр = 702380 0,05 = 35119 руб. (5.42)

Затраты на амортизацию оборудования находим по формуле :

C_а = К_обор Н_а, (5.43)

где К_обор - балансовая стоимость системы, р.;

Н_а - норма амортизационных отчислений, %.

С_а= 702380 0,2 = 140476 руб. (5.44)

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

Таблица 5.7 - Исходные данные действующей и проектируемой системы

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

Сокращение персонала влечёт за собой сокращение расходов на заработную плату:

C_э = 12 25000 (1+0,5) (1+0,7) (1+0,26) = 963900 руб. (5.45)

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

С = 705,18+ 35119 + 140476 руб.= 176515 руб. (5.46)

Экономия составляет:

Э= C_э-С=963900-176515=787385 руб. (5.47)

Показатели эффективности проекта приведены в таблице 5.8

Таблица 5.8 - Показатели эффективности проекта

Показатель	2008	2009	2010	2011	2012	2013
Единовременные затраты в проекте, руб.	1089420	-	-	-	-	-
Экономия эксплуатационных затрат, руб.	-	963900	963900	963900	963900	963900
Амортизационные отчисления, руб. (20%)	-	217884	217884	217884	217884	217884
Налог на имущество, руб. (2,2%)	-	19174	14380	9587	4793	0,00
Налог на прибыль, руб. (20%)	-	153642	154601	155560	156518	157477
Чистый доход, руб.	-1089420	396685	400520	404355	40190	412024
Коэффициент дисконтирования (Е=10,6%)	1	0,904	0,818	0,739	0,668	0,604
Накопленный чистый дисконтированный доход, руб.	-1089420	-730753	-403326	-104446	168351	417322

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

Рисунок. 5.1 - Определение срока окупаемости проекта

Рентабельность составляет:

R = (НЧДД + К) 100 / К, (5.48)

R = (417322+ 1089420) 100/ 1089420= 138% …(5.49)

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

Таблица 5.9 - Данные для построения графика текущей дисконтированной стоимости

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

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

Рисунок. 5.2 - Зависимость ЧДДН от нормы дисконта

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

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

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

- капитальные затраты -20%; +20%;

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

- налоги [-20%; +20%].

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

Таблица 5.10 - Данные для оценки чувствительности проекта к риску

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

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

Рисунок 5.3 - Диаграмма чувствительности проекта

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

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

5.6 Выводы по разделу

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

– экономия эксплуатационных затрат равна 963900 руб. ежегодно;

– период возврата капитальных вложений составит 3,4 года;

– внутренняя норма доходности 25%.

Основные экономические показатели сведены в таблицу 5.11.

Таблица 5.11 - Обобщающие показатели экономической эффективности проекта

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

6. Безопасность и экологичность проекта

6.1 Обеспечение безопасности работающих

6.1.1 Характеристика условий труда

Рассмотрим факторы, влияющие на работоспособность оператора диспетчерского пункта. В процессе труда на него оказывают действие следующие опасные и вредные производственные факторы: физические, психофизиологические, биологические.

Физические факторы:

– электромагнитное излучение;

– рентгеновское излучение;

– ультрафиолетовое излучение;

– инфракрасное излучение;

– содержание положительных аэроионов в воздухе рабочей зоны;

– пониженное содержание отрицательных аэроионов в воздухе рабочей зоны;

– оптимальная влажность воздуха рабочей зоны;

– пониженная или повышенная подвижность воздуха рабочей зоны;

– допустимый уровень шума;

– оптимальный уровень освещенности;

– повышенный уровень прямой блеклости;

– неравномерность распределения яркости в поле зрения;

– повышенная яркость светового изображения;

– повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека.

Психофизиологические факторы:

– напряжение зрения;

– напряжение внимания;

– интеллектуальные нагрузки;

– эмоциональные нагрузки;

– длительные статические нагрузки;

– монотонность труда;

– большой объем информации, обрабатываемой в единицу времени;

– нерациональная организация рабочего времени.

В целом все физические факторы не причиняют особого вреда оператору и лежат в пределах допустимых условий труда.

6.1.2 Шум и вибрации на производстве

Шум представляет собой беспорядочное сочетание звуков различной силы и частоты.

В видеодисплейных терминалах работа различных машин и аппаратов вызывает колебания воздуха, воспринимаемые человеком как шумы. Шум возникает во время работы электрических машин, вентиляторов, электрифицированных инструментов и др.

Допустимые уровни звука на рабочих местах нормируются по ГОСТ 12.1.003-83 и СНиП 3223-85. Значения допустимых уровней шума приведены в таблице 5.1.

Вибрация на рабочих местах не должна превышать предельно допустимых величин регламентированных по ГОСТ 12.1.012-90 «Вибрация. Общие требования безопасности», значения приведены в таблице 6.2.

Таблица 6.1 - Допустимые уровни шума

Объект	Общий уровень звука, дБ	Уровни звукового давления, дБ в среднегеометрических частотах октавных полос, Гц
		63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
Постоянное рабочее место: - при воздействии до 4 ч - при воздействии до 8 ч
	80	95	87	82	78	75	73	71	69
	86	101	93	88	81	79	77	75

Таблица 6.2 - Допустимые уровни вибрации

Вид вибрации	Среднеквадратичное значение виброскорости, м/с 10^-2
	Логарифмические уровни виброскорости, дБ в среднегеометрических частотах октавных полос, Гц
Технологическая на постоянных рабочих местах	2	4	8	16	31,5	63
	3,5 117	1,3 108	0,63 102	0,56 101	0,56 101	0,56 101

Для снижения шума и вибрации в помещениях оборудование, аппараты, приборы необходимо устанавливать на специальные фундаменты и амортизирующие прокладки, предусмотренные нормативными документами.

Стены и потолки производственных помещений, где устанавливаются ЭВМ, а также другое оборудование, являющееся источником шумообразования, должны быть облицованы звукопоглощающим материалом, независимо от количества единиц установленного оборудования. В качестве звукопоглощающего материала необходимо использовать перфорированные плиты, панели, минераловатные плиты и другой материал аналогичного назначения, а также плотная хлопчатобумажная ткань, которой драпируются потолок и стены. Кроме того, необходимо использовать подвесные акустические потолки.

Уровень шума в помещениях, где работают программисты и операторы, не должны превышать 50 дБ; в помещениях, где работают ИТР, осуществляющие аналитический и измерительный контроль, - 60 дБ; в помещениях для размещения шумных агрегатов и вычислительных машин - 75 дБ.

6.1.3 Расчет искусственного освещения

С помощью формулы определяется световой поток лампы (или ламп) в светильнике (F) лм:

, (6.1)

где Е - нормируемая освещенность, 300Лк;

k_з - коэффициент запаса, принят с соответствием помещению 1,5;

S - площадь освещаемой поверхности, 6м²;

z - коэффициент неравномерности освещения, ввиду использования люминесцентных ламп для освещения рабочего места оператора принять 1,1;

n - число ламп в светильнике поставляется комплектно с панелью освещения 2шт;

N - число светильников 1;

- коэффициент использования светового потока в долях единицы.

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

i=A*B/(h*(A+B)) (6.2)

где А и В длина и ширина помещения, соответственно 2 и 3 м;

h - высота подвеса светильников над рабочей поверхностью исходя из данных полученных экспериментальным путем принято 1,5м

i=2*3/(1,5*(3+2))=0,8 (6.3)

Исходя из этого принять равным 0,45.

После проведения расчетов получаем

лм (6.4)

По факту ЛБ-40 обеспечивает световой поток 3000 лм недостающие 300 лм обеспечивает настольная лампа на рабочем столе

Поле проделанных вычислений можно охарактеризовать место оператора по освещенности оптимально освещенным и удовлетворяющим требованиям для нормальной работы оператора.

6.1.4 Микроклиматические условия производственной среды

К микроклиматическим условиям относят:

- температура окружающего воздуха;

- его влажность;

- скорость движения и излучение от нагретых предметов;

- барометрическое давление.

Влажность воздуха определяется содержанием в нем водяных паров. Физиологически оптимальной является относительная влажность в пределах 40-60%. Повышенная влажность воздуха (более 75-85%) в сочетании с низкими температурами оказывает значительное охлаждающее действие. относительная влажность менее 25% приводит к высыханию слизистых оболочек.

Подвижность воздуха. Человек начинает ощущать движение воздуха при его скорости примерно 0,1 м/с. Большая скорость движения воздуха, особенно в условиях низких температур, вызывает увеличение теплопотерь конвекций и испарений и ведет к сильному охлаждению организма.

Оптимальные величины показателей микроклимата соблюдаются на рабочих местах производственных помещений, на которых выполняются работы операторского типа, связанные с нервно-эмоциональным напряжением (в кабинах, на пультах и постах управления технологическими процессами, в залах вычислительной техники и др.). Перечень других рабочих мест и видов работ, при которых должны обеспечиваться оптимальные величины микроклимата определяются Санитарными правилами по отдельным отраслям промышленности и другими документами, согласованными с органами Государственного санитарно-эпидемиологического надзора в установленном порядке. Оптимальные величины показателей микроклимата на рабочих местах производственных помещений приведены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 - Оптимальные величины показателей микроклимата на рабочих местах производственных помещений

Период года	Категория работ по уровню энергозатрат, Вт	Температура воздуха, С	Температура поверхностей, С	Относительная влажность воздуха, %	Скорость движения воздуха, м/с
Холодный	Iа (до 139)	22-24	21-25	60-40	0,1
	Iб (140-174)	21-23	20-24	60-40	0,1
	IIа (175-232)	19-21	18-22	60-40	0,2
	IIб (233-290)	17-19	16-20	60-40	0,2
	III (более 290)	16-18	15-19	60-40	0,3
Теплый	Iа (до 139)	23-25	22-26	60-40	0,1
	Iб (140-174)	22-24	21-25	60-40	0,1
	IIа (175-232)	20-22	19-23	60-40	0,2
	IIб (233-290)	19-21	18-22	60-40	0,2
	III (более 290)	18-20	17-21	60-40	0,3

6.1.5 Средства индивидуальной защиты

Перечень спецодежды работников:

- костюм хлопчатобумажный для защиты от нефти и нефтепродуктов ГОСТ 12.4.111-91(муж.), ГОСТ 12.4.112-82(жен.);

- рукавицы кислотозащитные ГОСТ 16166-80;

- галоши резиновые ТУ 38.106.227-82;

- сапоги резиновые и юфтевые;

- ботинки кожаные;

- полушубок ГОСТ 28503-90;

- каска защитная ГОСТ Р 12.4.207-99;

- шланговые противогазы (ПШ-1, ПШ-2) согласно ГОСТ 12.4.075-79 соответствуют следующим требованиям: комплект противогаза испытан и проверен перед использованием, маска герметична и плотно подогнана по лицу рабочего. Зажатием конца гофрированной дыхательной трубки, проверяют противогаз на герметичность. В правильно подобранном противогазе невозможно дышать. применение фильтрующих противогазов не допускается;

- спасательные пояса имеющие наплечные ремни с кольцом для крепления веревки на уровне лопаток (спины) согласно ГОСТ Р 12.4.205-99;

- подошвы спецодежды обязательно выполнены из материала, не дающего искр при движении от статического электричества.

При работе в зимнее время работники обеспечиваются дополнительно следующей тепловой одеждой:

- рукавицы меховые, ГОСТ 13080-67;

- костюм мужской для защиты от пониженных температур ГОСТ 29335-92;

- валенки, ГОСТ 187-24-80;

- шапка-ушанка, ГОСТ 10325-70.

Спецодежда и спецобувь подбирается согласно размера и роста работающего, которая не должна стеснять его движения во время работы.

6.1.6 Электробезопасность

К электрооборудованию, применяемому на ПТБ-10 относятся: генераторы, электродвигатели, пускатели, приборы, которые контролируют параметры. Перечисленное электрооборудование получает питание непосредственно от сетей напряжением 6 кВ или через понижающие трансформаторы с номинальным напряжением во вторичной обмотке 400 В или 525 В. Таким образом, на производстве используются электрооборудование как низкого (до 1000 В), так и высокого напряжения (более 1000 В).

Основными мерами защиты при эксплуатации электроустановок являются:

- обеспечение недоступности прикосновения к токоведущим частям;

- применение двойной изоляции;

- контроль и профилактика повреждений изоляции;

- применение безопасного пониженного напряжения;

- использование защитного заземления;

- использование защитного зануления;

- использование защитного отключения.

Основные электрозащитные средства:

- изолирующие;

- ограждающие;

- вспомогательные.

Вспомогательные средства служат для защиты персонала от падения с высоты или от безопасного подъема на высоту, для защиты от тепловых, световых, химических и других воздействий.

К ограждающим средствам электрозащиты относятся: переносные ограждения, заземление, предупредительные плакаты.

Электробезопасность на предприятии обеспечивается в соответствии с ГОСТ 12.1.009-76 ССБТ 'Электробезопасность. Общие требования'.

6.2 Оценка экологичности проекта

Предусмотрено внутреннее и наружное антикоррозионное покрытие оборудования и трубопроводов.

Для уменьшения выделений взрывоопасных и вредных паров и газов в производственные помещения проектируется система вытяжной вентиляции. Технологическая схема гарантирует непрерывность технологического процесса, что достигается осуществлением следующих мероприятий:

– созданием необходимого запаса вспомогательных материалов (реагентов, масла);

– обеспечением насосно-компрессорного оборудования необходимым резервом;

– оснащением технологического оборудования системами автоматического регулирования, блокировки и сигнализации, что исключает обязательное постоянное присутствие обслуживающего персонала;

– применение мер, исключающих замерзание коммуникаций (обогрев трубопроводов).

Система сбора и транспорта нефти полностью герметизирована. Вся аппаратура, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное, оснащена предохранительными клапанами, которые выбраны с учетом требований 'Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением'.

Проектируемые объекты и сооружения размещаются на безопасном расстоянии от смежных предприятий и при аварии, или взрыве или пожаре не могут для них представлять серьезной опасности. В целях предотвращения разлива нефти кустовые площадки имеют обвалование, а площадки наружных технологических установок УПСВ - бордюрное ограждение.

Технологические аппараты перед остановкой на ремонт пропаривают до достижения в них концентрации вредных веществ, не превышающей предельно-допустимую, согласно санитарным нормам.

Сброс газа с предохранительных клапанов аппаратов осуществляется на факел аварийного сжигания газа.

Для сбора утечек с сальников насосов установлена подземная емкость с насосной откачкой.

Сепараторы снабжены предохранительными клапанами.

Движущие части механизмов имеют ограждения заводской поставки - насосы и электродвигатели.

Пожарная безопасность обеспечивается степенью огнестойкости строительных конструкций, соответствующей категории производства котельной, автоматикой безопасности котлов по топливу, наличие пожарного водопровода и инвентарных средств пожаротушения.

Для исключения возможности возникновения пожара при случайном разливе нефти во время заполнения резервуара и уменьшения испарения проектом предусматривается:

– применение герметизированного технологического оборудования;

– оборудование резервуаров дыхательными клапанами с огнепреградителем, понижающим пожароопасность и испарение;

– заземление резервуаров для предотвращения разрядов статического электричества;

– устройство молниезащиты резервуаров.

Прием, выдача, хранение и транспортировка бочек с химреагентами производится в соответствии с отраслевыми инструкциями по технике безопасности и пожарной опасности.

На территории склада-навеса не допускается курение и проведение работ с открытым огнем.

Администрация предприятия обеспечивает склад первичными средствами пожаротушения. Также разработан план ликвидации аварий, пожаров и поведения персонала при аварийных ситуациях.

Производственный персонал обеспечен спецодеждой согласно отраслевым нормам и средствам защиты: фартук из пленочной ткани, резиновые перчатки и сапоги.

При работе с деэмульгатором «Kemelix-3450X» используются инструменты, не дающие при ударах искру. При разливе его 5 на пол смывают сильной струей воды в канализацию, а затем в нефтеловушку, руководствуясь при этом РД 39-22-201-79 «Типовая инструкция по безопасности работ с применением поверхностно-активных веществ».

При загорании «ХПК-002» применяют пенные, углекислотные или порошковые огнетушители, песок, кошму, асбестовое одеяло.

Пролитый ингибитор коррозии «ХПК-002» смешивают с большим количеством песка, исключая таким образом самовоспламенение, загружают в специальные контейнеры и вывозят с площадки для уничтожения (сжигания).

В случае пролива ингибитора солеотложения «Нарлекс Д-54» на грунт его собирают вместе со смоченным грунтом в специальную емкость и заливают 100-кратным объемом воды.

Элементы внутри складского транспорта (грузовой крюк, боковые поверхности тележки) обозначены желтым сигнальным цветом с диагональными черными полосами.

Плакаты, схемы строповки бочек вывешены на видном месте и решены в самом ярком цвете.

В период эксплуатации воздействие на окружающую среду объектов строительства характеризуется как непрерывное и обусловлено выбросами загрязняющих веществ в атмосферу. Суммарные выбросы предприятия представлены в таблице 6.4.

Таблица 6.4 - Суммарные выбросы предприятия

Название вещества	Средн. взвеш. Высота H, м	Коэффициент Ф	Масса выброса, г/с	Категория предпр. по веществу
2	3	4	5	6
Азота диоксид	15,026	0,20998	0,2682000	2
Азота оксид	17,835	0,00603	0,0430000	3
Ангидрид сернистый	25,410	0,00061	0,0078000	4
Сероводород	29,591	0,00046	0,0001100	4
Углерода оксид	29,984	0,06252	9,3731000	2
Метан	29,877	0,00050	0,7414700	4
Углеводороды С1-С5	5,000	0,00439	2,1936000	3
Углеводороды С6-С12	5,000	0,00684	2,0522000	3
Спирт метиловый	5,000	0,00010	0,0010100	4
Гептановая фракция Нефрас	5,000	0,00000	0,0000010	4
Углеводороды С12-С19	5,000	0,01157	0,1157000	2

Уровень загрязнения атмосферы в рабочем режиме эксплуатации объектов не превышает ПДКм.р и не приведет к ухудшению сложившейся в регионе экологической ситуации. При возникновении аварийной ситуации воздействие на атмосферный воздух будет носить кратковременный характер. Учитывая открытость территории, можно сделать вывод, что в аварийных ситуациях не произойдет процесс концентрации загрязняющих веществ на длительный период, уровень загазованности в месте аварии не будет сопровождаться серьезными последствиями для окружающей природной среды.

Исходя из вышесказанного, можно сделать вывод, что не существует ограничений по реализации проекта, связанных с негативным воздействием на атмосферный воздух.

6.3 Чрезвычайные ситуации

6.3.1 Оценка взрывобезопасности

Произведём расчёт вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси в газовом сепараторе ГС-1, объём которого равен 200м³

1 - Зона детонационной волны; 2 - Зона ударной волны; R_СПЛ радиус зоны смертельного поражения людей; R_бу радиус безопасного удаления, ?P_ф=5 (кПа); R_ПДВК радиус предельно допустимой взрывобезопасной концентрации; R₁ радиус зоны детонационной волны (м); r₂ и r₃ расстояние от центра взрыва до элемента предприятия в зоне ударной волны.

Рисунок. 6.1 - Взрыв паро- и газо-воздушной смеси

Давление ударной волны в первой зоне ?Рф₁ = 900 кПа.

Определим радиус зоны детонационной волны:

R1=18.5=18.5= 11 м (6.6)

где Q - количество взрывчатого вещества, т.

Ш=, (6.7)

где r₂ = 77 м - расстояние от центра взрыва до операторной, находящейся во 2-ой зоне.

Ш= = 7 (6.8)

По значению Ш определяется избыточное давление во фронте ударной волны во второй зоне ?Рф₂ = 11,5 кПа.

Ш₁=, (6.9)

где r₃ = 110 м - расстояние от центра взрыва до административного здания, находящегося в 3-ей зоне.

Ш₁= = 10 (6.10)

Избыточное давление во фронте ударной волны в третьей зоне ?Рф₃ = 7 кПа.

Найдем радиус безопасного удаления R_БУ

, (6.11)

м (6.12)

Рассчитаем радиус смертельного поражения людей по формуле:

R_СПЛ=30. (6.13)

R_СПЛ = 30 = 17,33 м. (6.14)

В случае взрыва газо-воздушной смеси в газовом сепараторе на предприятии прогнозируются разрушения, радиус смертельного поражения людей 17,33 м.

6.3.2 Пожаробезопасность

Предприятия транспорта, хранения и подготовки нефти и нефтепродуктов всегда были и будут объектами повышенной пожарной опасности. Пожары могут возникнуть в результате аварии, лесных пожаров и пожаров торфяных болот.

В данном проекте основным взрыво- и пожароопасным, вредным веществом, находящимся в производстве является нефть.

Проектом предусмотрен необходимый объем мероприятий по технике безопасности и охране труда, а также противопожарные мероприятия, обеспечивающие безопасную эксплуатацию запроектированных объектов.

Технологическое оборудование выбрано в блочном исполнении в соответствии с заданными технологическими параметрами, что уменьшает вероятность образования взрывоопасных смесей.

Характеристика объектов по категориям и классам взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности определена согласно РД-00-148317-001-94; ПУЭ; НПБ 105-95, ОНТП 24-86; ГОСТ 12.1.011-78 и приведены в таблице 6.5.

Таблица 6.5 - Классификация помещений и наружных установок

Позиция по ГП, Наименование помещений, наружных установок и оборудования	Категория помещений и наружных установок по ПО	Степень огнестойкости зданий	Классификация помещений и наружных установок по ПУЭ
			Класс помещения	категория взрывоопасных смесей
1	2	3	4	5
Технологические сооружения УПСВ
1. Технологическая установка	Ан	-	В-1г	IIА-Т3
1.1 Сепаратор 1-й ступени	Ан	-	В-1г	IIА-Т3
1.2 Буфер-сепаратор	Ан	-	В-1г	IIА-Т3
1.3 Насосная нефтяная	А	IIIа	В-1а	IIА-Т3
2. Входной сепаратор	Ан	-	В-1г	IIА-Т3
3. Газосепаратор	Ан	-	В-1г	IIА-Т3
4. Емкость дренажная	Ан	-	В-1г	IIА-Т3
5. Резервуар аварийный РВС_3000	Ан	-	В-1г	IIА-Т3
6. Реагентное хозяйство	Ан	-	В-1г	IIА-Т2
6.1 Установка дозирования деэмульгатора	А	IIIа	В-1а	IIА-Т2
6.2 Установка дозирования ингибитора солеотложения	А	IIIа	В-1а	IIА-Т2
6.3 Установка дозирования ингибитора коррозии	А	IIIа	В-1а	IIА-Т2
6.4 Емкость метанола	Ан	-	В-1г	IIА-Т3
13. Блочный узел учета нефти	А	IIIa	В-1а	IIА-Т3
14,16. Емкость дренажная	Ан	-	В-1г	IIА-Т3
26.1.Факел высокого давления	Ан	-	В-1г	IIА-Т3
26.2.Факел низкого давления	Ан	-	В-1г	IIА-Т3
26.3. Площадка узла сбора конденсата	Ан	-	В-1г	IIА-Т3
26.3.2. Конденсатосборник	Ан	-	В-1г	IIА-Т3
46.3.3. Блок запорно-регулирующий	Ан	-	В-1г	IIА-Т1
46.3.4. Блок запорно-сигнализирующий	Ан	-	В-1г	IIА-Т1

Технологическая схема и комплектация оборудования гарантируют непрерывность и безопасность производственного процесса за счет оснащения технологического оборудования системами автоматического регулирования и блокировки.

Технологическое оборудование выбрано в соответствии с заданными теплотехническими параметрами, по возможности размещено на открытых площадках согласно ВСН 39.1.06-84, что уменьшает вероятность образования взрывоопасных смесей.

В комплексе мер по обеспечению пожарной безопасности таких предприятий важное значение имеет не только строгое соблюдение действующих норм и правил, но и понимание тех требований с учетом конкретной производственной ситуации, а также взаимодействие работников предприятия и пожарной охраны в повседневной деятельности.

В условиях научно-технического прогресса и интенсификации производственных процессов пожарная автоматика приобретает все более и более важное значение для борьбы с пожарами, взрывами и производственными авариями. Установки пожарной автоматики не только предотвращают не желательные последствия пожаров, но и обеспечивают безопасные условия труда.

Согласно Правилам устройства электроустановок (ПУЭ), взрывоопасные смеси паров, легковоспламеняющихся жидкостей или горючих газов с воздухом классифицируются по категориям и группам.

Предусмотрен аварийный останов всего технологического процесса перекачки нефти при пожаре. Система контроля и оповещения о людей о пожаре производственных зон предприятия разработана в соответствии с требованиями НПБ 104-03, система пожаротушения и сигнализации выполнена в соответствии требованиями НПБ 88-2001.

Датчики сигнализаторов и газоанализаторов, а также сигнальная аппаратура устанавливаемые во взрывоопасных зонах соответствуют категориям и группам взрывоопасных смесей и жидкости, которые могут образовываться в этих зонах. Датчики СТМ горючих газов и паров устанавливаются в производственных помещениях, в которых вероятны скопления газов больше допустимой концентрации [9].

Датчики устанавливаются во взрывоопасном помещении, и имеют маркировку по взрывоопасности по ГОСТ 12.2.020-76 '1ЕхdIIСТ4'. При загазованности в технологических блоках выше 10% НКПЗ предусматривается автоматическое включение вытяжных вентиляторов, подача звукового и предупредительного светового сигнала в помещении операторной.

Из всех систем пожаротушения чаще всего применяют установки тушения воздушно - механической пеной средней кратности, газовыми составами, а также паром [9].

В состав схемы пожаротушения входят:

– резервуар для воды;

– пожарная насосная;

– резервуар раствора пенообразователя;

– резервуар для нефти;

– напорные насосы;

– пульт управления со щитом автоматического тушения пеной;

– помещение сигнализации, управления;

– камера управления;

– колодцы с гидратом;

– кольцо раствора пенообразователя;

– пенная камера.

Пуск системы производится от пожарного датчика ТРВ-2, срабатывающего при возникновении пожара в защищаемом сооружении. Импульс датчиков воздействует на контрольно - побудительное устройство, которое приводит в действие водяной насос с дозирующим устройствам, а также запорно-пусковое устройство. Водный раствор пенообразователя по распределительному трубопроводу поступает в пенный генератор и образующаяся при этом смесь через пенокамеру выбрасывается в зону пожара. Пеногенератор типа ГВП - 600 обеспечивает тушение пожара нефтепродуктов температурой вспышки 28 С площади 75 кв.м. и тушение нефти и жидкостей с температурой вспышки свыше 28 С на площади 120 кв.м. Запас пенообразователя для одного ГВП - 600 равен 650 литров. ГВП - 600 установлены на резервуарах в таком месте, чтобы исключалась возможность подсасывания пламени и газообразных продуктов и т.д., т.к. последние снижают устойчивость пены. Оптимальная концентрация пенообразователя типа П0-1, ПО - 1А, ПО - 1Д в растворе при тушении пожаров составляет 6%. Смеситель применяется типа ПС - 5. На насосах со смесителем ПС - 5 возможна одновременная работа пеногенераторов ГВП - 600.

Для осуществления автоматизации технологических процессов и мер, предотвращающих аварийные ситуации, является сигнализация об отклонениях параметров процессов, то есть технологическая сигнализация. Датчиками отклонений параметров процесса являются измерительные приборы со встроенными устройствами сигнализации - электроконтактные манометры, сигнализаторы уровня, а также вторичные приборы и устройства. В данном дипломном проекте таковыми являются программируемый логический контроллер SLC 500 американской фирмы Allen Bredley. Сигнализация может быть двух видов - предупредительная и аварийная. Первой срабатывает предупредительная, непосредственно сообщая о факте нарушения технологического режима. При этом в операторную одновременно подаются звуковой и световой сигналы. Звуковой сигнал служит для привлечения внимания оператора к щиту управления, на котором смонтированы устройства световой сигнализации - лампы или табло - отдельно для каждого параметра.

К техническим средствам обеспечения безопасности относится также сигнализатор загазованности, предназначенный для непрерывного контроля до взрывоопасных концентраций горючих газов, жидкостей, паров и их смесей. Сигнализатор загазованности СТМ-30 является автоматическим стационарным прибором. Он контролирует около 100 видов горючих веществ. Сигнальная концентрация - 20% от НПВ. Принцип действия сигнализатора - термохимический, основанный на измерении теплового эффекта от окисления горючих газов и паров на каталитически активном элементе датчика, дальнейшем преобразовании полученного сигнала и выдаче сигнала о достижении до взрывоопасной концентрации.

При этом выдается сигнал в операторную, и автоматически включаются вытяжные вентиляторы.

Пожаротушение на площадке УПСВ предусматривается для объектов производственного комплекса стационарное, с забором воды из резервуаров противопожарного запаса воды и подачей к месту тушения посредством гидрантов на сети с подключением к ним пожарных рукавов со стволами. Охлаждение РВС-3000 производится также стационарной системой водотушения. Пожаротушение РВС-3000, печей и насосной нефти производится пеной средней кратности стационарной системы пенотушения с созданием пены на потоке.

Очистка производственно-дождевых нефтесодержащих стоков, пластовой воды предусматривается на очистных сооружениях конструкции «Курганхиммаш». Сброс очищенных стоков производится в систему поддержания пластового давления [9]

6.4 Выводы

Проектируемая система автоматизации и управления создает не только улучшение режимов работы УПСВ, но и обеспечивает ее безопасную и безаварийную работу, соответствует нормативам. Система осуществляет контроль, сигнализацию предельных параметров, а также производит отключение насосных агрегатов при превышении технологическими параметрами аварийного значения уставки.

Поскольку помещение относится к категории взрывоопасных, то предусмотрена автоматическая защита при повышенной загазованности и при пожаре.

Установка предварительного сброса воды, при соблюдении правил техники безопасности и графика профилактических работ, является относительно безопасным производством для жизнедеятельности человека и экологии.

Заключение

В данном дипломном проекте разработана автоматическая система управления установки предварительного сброса воды Самотлорского месторождения. Целью разработанной системы является снижение затрат на эксплуатацию, повышение эффективности управления технологическим процессом, безопасности производства, достижения «прозрачности» на всех этапах транспортировки нефти.

В спецчасти проекта осуществлен выбор оборудования для системы автоматизации, разработан алгоритм контроля и управления, интерфейс оператора. Выполнены расчеты: надежности, потребляемой мощности, емкости запоминающих устройств, автоматического регулирования, конструкторский расчет.

Рассчитана технико-экономическая эффективность проекта.

Произведен анализ факторов, влияющих на безопасность и экологичность. Оценена возможность вреда жизни и здоровью персонала. Расчеты показали приемлемость риска техногенных аварий и экологического ущерба.

Проект представляет интерес в качестве примера использования комплекса программно-технических средств фирмы Rockwell Automation в области промышленной автоматизации и, при дальнейшей проработке, может быть внедрен на нефтяные предприятия.

Список использованных источников

1. Анисимов С.А. Основы управления технологическими процессами. -М.:Наука,1988.-126с.

2. Олссон Г., Пиани Д. Цифровые системы автоматизации и управления. -СПб.: Невский диалект, 2001. -557с.

3. Куцевич Н.А. SCADA-системы. Взгляд со стороны [Электрон. ресурс] 18 октября 2007. - Режим доступа: http://www.scada.ru/publication/ article001.html

4. Суранов А.Я. Разработка виртуальных лабораторных приборов в пакете LabView / Учебное пособие. - Барнаул: АГУ, 2007. -100с.

5. Официальный сайт компании National Instruments [Электрон. ресурс] - 12 апреля 2007. Режим доступа: http://www.ni.com

6. Коваленко В.Г., Кантор Ф.М., Хабаров С.Р. Системы обеспечения нефтепродуктами. М.: Недра, 1982, 237с.

7. 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: ТюмГНГУ, 2004, 32с.

8. Безопасность жизнедеятельности и промышленная безопасность: Методические указания. - Составитель к.т.н., проф. каф. «ПромЭко» Г.В.Старикова - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. - 5 с.

9. Кравец В.А. Системный анализ безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1984. 115с.

10. Исакович Р.Я., Логинов В.И., Попадько В.Е. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности.- М.: Недра, 1983.-424 с.

11. РД 153-39.4-087-01 Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения. - Взамен РД-39-0137085-003-87. -80с.

12. Аналоговые преобразователи серии ПИ8хх [Электрон. ресурс] - 3 мая 2007. Режим доступа: http://www.em.vsi.ru/800.htm

13. Официальный сайт промышленной группы «Метран» [Электрон. ресурс] - 3 мая 2007. Режим доступа: http://www.metran.ru

14. Классен К.Б. Основы измерений. Электронные методы и приборы в измерительной технике. М.: Постмаркет, 2000. -352с.

15. Рабочий проект главный инженер проекта Г.П. Бессолов Тюмень 2005