Разработка автоматизированной системы управления технологическим процессом ДНС-7 Федоровского месторождения

Работа из раздела: «Производство и технологии»

Содержание

Введение

1. Общая характеристика объекта автоматизации

1.1 Информация об объекте управления

1.2 Описание технологического процесса

1.3 Современный подход к разработке АСУ ТП ДНС

2. Автоматизация технологического процесса

2.2 Функции разрабатываемой системы

2.3 Структура АСУ ТП ДНС

2.4 Комплекс технических средств 20

2.4.1 Манометр показывающий сигнализирующий ДМ-2005 Сг 1Ex

2.4.2 Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-3

2.4.3 Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-5

2.2.4 Датчик уровня ультразвуковой ДУУ4

2.4.5 Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом МЕТРАН 200Т-Ех

2.4.6 Расходомер Метран-350

2.4.7 Интеллектуальный датчик давление Метран 100

2.4.8 Вибропреобразователь DVA-1-2-1 27

2.4.9 Сигнализатор довзрывоопасных концентраций газов СТМ-10

2.4.10 Анализатор влажности 3050 OLV

2.4.11 ИК точечный детектор углеводородных газов IRFMD

2.4.12 Кабельная продукция

3. Анализ и выбор средств разработки программного обеспечения

3.1 Обоснование выбора контроллера

3.2 Основные технические данные контроллера SLC 5/04

3.3 Конфигурация контроллера

3.4 Программирование контроллера

3.5 Выбор протокола обмена информацией между контроллером и верхним уровнем АСУ ТП

3.6 Операторский интерфейс

4. Расчет надежности проектируемой системы

4.1 Общие положения

4.2 Интенсивность отказов

4.3 Среднее время безотказной работы

4.4 Вероятность безотказной работы

4.5 Среднее время восстановления

4.6 Вывод по разделу

5. Оценка экономической эффективности

5.1 Методика расчета экономических показателей проектируемой системы

5.2 Расчет единовременных затрат

5.3 Расчет обобщающих показателей экономической эффективности

5.4 Выводы по разделу

6. Безопасность и экологичность проекта

6.1 Обеспечение безопасности работающих

6.1.1 Характеристика условий труда

6.1.2 Средства индивидуальной защиты

6.1.3 Электробезопасность

6.2 Оценка экологичности проекта 80

6.2.1 Воздействие объектов ДНС на окружающую среду

6.2.2 Воздействие ДНС на поверхностные и подземные воды

6.2.3 Почвенно-растительный покров

6.2.4 Противопожарные мероприятия

6.3 Прогнозирование чрезвычайных ситуаций

6.4 Выводы по разделу

Заключение

Список используемых источников

Введение

Современные нефти и газодобывающие предприятия представляют собой сложные комплексы технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают десятков и сотен квадратных километров.

Успешный процесс переработки и перекачки нефти и газа зависит от строгого контроля и поддержания на заданном уровне давления, температуры, расхода, а также от контроля качества выходного продукта. Поддержание с заданной точностью на заданном уровне параметров быстротекущих процессов при ручном управлении оказывается не возможным. Поэтому современное нефтехимическое и нефтеперерабатывающие производство возможно только при оснащении технических установок соответствующими автоматическими измерительными приборами, информационно-измерительными системами и системами автоматического управления. Таким образом, современный этап развития добычи и переработки нефти и газа немыслим без применения контрольно-измерительных приборов и микропроцессорной техники.

АСУ ТП обеспечивает: представление оперативной информации персоналу для диагностики и прогнозирования состояния оборудования, контроль и управление технологическими процессами и оборудованием, предоставление возможности выяснения причин нарушения нормального режима работы, анализ разных рабочих ситуаций.

В данном дипломном проекте производиться разработка проекта автоматизации дожимной насосной станции ДНС-7 Федоровского нефтегазового месторождения, предназначенного для контроля, управления, регулирования и сигнализации аварий, происходящих на данном объекте. В связи с тем, что ДНС-7 была построена и запущена в эксплуатацию в конце 70-х годов, приборы и средства автоматизации на данный момент морально устарели и не предоставляли достаточный уровень информативности и управляемости системы. Для того чтобы упростить процесс эксплуатации, повысить надежность системы в данном проекте была произведена замена старых приборов и датчиков на новые более современные и применен микропроцессорный контроллер для централизованного управления технологическим процессом.

1. Общая характеристика объекта автоматизации

1.1 Информация об объекте управления

Дожимная насосная станция ДНС-7 входит в состав Федоровского нефтегазового месторождения.

Данное месторождение открыто в 1971. Залежи на глубине 1,8-2,3 км. Начальный дебит скважин 17-310 т/сут. Плотность нефти 0,86-0,90 г/см3.

Федоровское нефтегазовое месторождение входит в состав ОАО «Сургутнефтегаз», одной из крупнейших Российских. Сфера деятельности компании охватывает разведку, обустройство и разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений, добычу и реализацию нефти и газа, производство и сбыт нефтепродуктов и продуктов нефтехимии.

“Сургутнефтегаз” отличает стабильная динамика роста, основанная на высоких темпах роста производства и постоянном наращивании сырьевого потенциала. Гибкая долгосрочная стратегия развития компании основана на многолетнем опыте и использовании новейших технологий.

Территория по среднему течению реки Оби, в районе города Сургута, в середине шестидесятых годов стала одним из первых районов добычи нефти и газа в Западной Сибири. В 1993 году на базе имущественного комплекса производственного объединения “Сургутнефтегаз” было основано одноименное акционерное общество.

В настоящее время более чем 50 подразделений ОАО “Сургутнефтегаз” выполняют полный комплекс работ по разведке, обустройству и разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений, добыче и реализации нефти и газа [1].

1.2 Описание технологического процесса

В качестве схемы промыслового сбора нефти, нефтяного газа и воды принята однотрубная напорная система, обеспечивающая транспортировку добытой нефти через все технологические объекты, включая и объекты подготовки нефти, за счет устьевых давлений скважины при любом способе их эксплуатации. Напорные двух- и многотрубные системы сбора допускаются лишь на участке от групповых установок до установок подготовки нефти при раздельном сборе соответственно обводненной и необводненной или разносортной нефти. Стремление максимально использовать энергию пласта приводит к тому, что фонтанную скважину переводят на механизированный способ добычи только тогда, когда полностью прекращается фонтанирование. Это приводит к необходимости сооружать дожимные насосные станции (ДНС), совмещенные с сепарационными емкостями. Кроме того, для сбора газа от сепарированного на ДНС, строят промысловые газосборные сети.

В случае большого содержания воды (свыше 30%) транспортируемой жидкости применяются сепарационные установки. Водонефтяная смесь поступает сначала во входные сепараторы СВ-1/1 и СВ-1/2, которые предназначены для отделения основной массы жидкости от газа, одновременно эти аппараты являются гасителями пульсаций газожидкостного потока. Далее жидкость сливается в сепараторы первой ступени С-1/1…С-/4 под действия гидростатического столба жидкости(за счет разности высот установки аппаратов). После сепараторов первой ступени обводненная разгазированная нефть поступает в отстойники О-1 и О-2, где происходит отделение нефти от воды. Частично разгазированная нефть поступает на вход установки предварительного сброса воды типа «Хитер-Тритер» Х/Т-1 и Х/Т-2. Затем нефть со средней обводненностью менее 10% поступает на сепаратор второй ступени С-2/1 и С2/2, где происходит окончательное разгазирование. после этого осуществляется учет нефти по объему, массе (28-280 м³/ч) и подача на нефтепровод. Выделившийся из нефти газ в сепарационных установках и в установке предварительного обезвоживания “Хитер-Тритер” (печь) подается на ГПЗ, а также на факел. Отделившаяся на обезвоживающих установках пластовая вода поступает в резервуары, а затем на кустовые насосные станции, откуда она поступает для закачки в нагнетательные скважины [1].

Генеральный план ДНС представлен в приложении А.

• 1.3 Современный подход к разработке АСУ ТП ДНС
• В рамках реконструкции дожимной насосной станции ДНС-4А ОАО 'Сургутнефтегаз' успешно ввел в промышленную эксплуатацию новую АСУ ТП, разработанную с использованием SCADA-системы TRACE MODE (Россия). АСУ ТП ДНС-4А контролирует свыше 1600 параметров технологического процесса подготовки нефти и обеспечивает их визуализацию на 18 графических мнемосхемах и на архивных трендах. В АСУ ТП ДНС-4А реализовано автоматическое и удаленное ручное управление задвижками и клапанами. Система интегрирована с узлами учета нефти и газа. Данные из SCADA TRACE MODE постоянно передаются в корпоративную информационную систему ОАО 'Сургутнефтегаз'. В АСУ ТП ДНС-4А использованы австрийские контроллеры Bernecker & Rainer (B&R), драйвер к которым входит в обширную библиотеку бесплатных драйверов TRACE MODE (более 1585 бесплатных драйверов). Это уже вторая ДНС, принадлежащая ОАО 'Сургутнефтегаз', система автоматизации которой основана на SCADA TRACE MODE. Ранее, в 2003 году, была внедрена АСУ ТП ДНС Пильтанского месторождения. Разработка первой АСУ ТП ДНС проводилось силами компании ООО 'АТ' - Авторизованного системного интегратора SCADA TRACE MODE из Москвы. Вторая АСУ ТП дожимной насосной станции полностью спроектирована и реализована собственными силами сотрудников ОАО 'Сургутнефтегаз'.
• Перед началом работ над проектом два специалиста ОАО 'Сургутнефтегаз' прошли обучение в авторизованном учебном центре AdAstra Research Group и получили квалификацию сертифицированных инженеров TRACE MODE. При разработке АСУ ТП ДНС-4А ими были учтены все замечания и пожелания технологов, благодаря чему новая система стала более эргономичной и удобной в эксплуатации. Специалисты ОАО 'Сургутнефтегаз' по достоинству оценили гибкость TRACE MODE как универсальной SCADA системы для объектов нефтедобычи. В настоящее время рассматриваются проекты применения SCADA TRACE MODE на еще нескольких ДНС и других объектах ОАО 'Сургутнефтегаз'. Список внедрений SCADA системы TRACE MODE в нефтедобывающей отрасли продолжает расти [2].
• Квалифицированная разработка алгоритмов управления АСУ ТП подготовки и перекачки нефти позволила специалистам компании IBS обеспечить минимально необходимое вовлечение персонала технологических объектов в процесс управления механизмами и агрегатами. Такой подход существенно снижает нагрузку на оператора и тем, самым уменьшает возможное негативное влияние 'человеческого фактора' на рост себестоимости продукции, создание предпосылок аварийных ситуаций и загрязнения окружающей среды.
• Около 95% российской нефти добывается сегодня методом заводнения. В результате обводненость нефти в процессе добычи возрастает до 80 и более процентов, что приводит к необходимости осуществления дополнительных мероприятий по подготовке нефти и вызывает постоянный рост себестоимости продукции. Более точно -- с ростом обводненности нефтегазовой эмульсии повышаются затраты на отделение нефти, воды, попутного газа, механических примесей и на дожимной насосной станции (ДНС) все больше появляется функций, характерных для установки подготовки и перекачки нефти (УППН). Это означает, что традиционная с точки зрения функциональности ДНС постепенно эволюционирует в сторону УППН. Нефтяники в какой то момент поняли неэффективность перегонки по внутри промысловым трубопроводам (длина которых, зачастую, может быть весьма значительной) эмульсии, содержащей 80-90 % воды. В связи с этим стали применяться средства и агрегаты по уменьшению обводненности непосредственно на ДНС. Хотя иногда ставят мульти фазные насосы, но их применение довольно ограничено. В основном в управлении обводненностью переносится на оптимальное управление процессом подготовки нефти на ДНС.
• Очевидно необходимо решать следующую задачу -- удержать на прежнем уровне затраты на подготовку нефти и при этом сохранить уровень качества нефти.
• Существуют объективные факторы, которые накладывают определенные требования на АСУ ТП подготовки нефти в Западной Сибири -- удаленность площадок подготовки от населенных пунктов, жесткий климат и вытекающая отсюда организация работ (сменный персонал, текучесть квалифицированных кадров), пожароопасность, неразвитость инфраструктуры. Эти обстоятельства должны породить новый подход к построению АСУТП, в котором должно быть реализовано повышенное внимание к надежности и трудоемкости.
• Развернуть проект по внедрению нового типа АСУ ТП было решено на Пермяковском и Кошильском месторождениях 'Нижневартовского нефтегазодобывающего предприятия' (ННП), компании ТНК. ННП -- одно из градообразующих предприятий этого региона. Оно разрабатывает ряд месторождений, находящихся на значительном удалении от города (до 450 км), что обусловливает наличие некоторых особенностей в его деятельности. Так, помимо жестких климатических условий, характерных для данного региона в целом, вся работа на объектах ННП ведется вахтовым методом, что предполагает повышенные затраты на жизнеобеспечение работающих (вплоть до привозной питьевой воды), на поддержание инфраструктуры. Именно поэтому любые возможности оптимизации экономических показателей, снижения трудозатрат и отрицательного влияния роли 'человеческого фактора', а следовательно, и себестоимости добычи нефти здесь весьма актуальны. Кроме того, для двух ДНС предприятием уже были закуплены импортные установки предварительного сброса воды 'Sivalls', сами по себе требовавшие нового уровня промышленной автоматики.
• Общая задача, поставленная перед специалистами IBS формулировалась в сугубо экономических терминах -- улучшить качество подготовки нефти, одновременно снизив себестоимость этого процесса. Особое внимание уделялось возможности последующей стабилизации уровня себестоимости, компенсирующей ожидаемое увеличение обводненности извлекаемой нефти. Проект создания АСУ ТП нового поколения для ДНС, входящих в производственную структуру нефтедобывающих предприятий ТНК, был реализован компанией IBS в период 2001-2002 гг. В процессе реализации проекта был выполнен весь цикл работ, необходимых для ввода в эксплуатацию АСУ ТП ДНС -- от разработки технических решений по автоматизации до проведения пусконаладочных работ на объекте и обучения персонала. Логически было выделено 3 основные уровня системы: площадка подготовки нефти, уровень нефтепромысла (удаление от площадок подготовки нефти -- 50 км), уровень НГДУ (в городе, удаленном на 400 км от нефтепромысла). Таким образом, получилось 3 зоны, охваченные проектом.
• Первым этапом работ были обеспечены традиционные функции мониторинга ТП непосредственно на площадке подготовки нефти. Технологической целью этой очереди проекта являлось обеспечение стабильной обводненности выходной нефти при нестабильных характеристиках поступающей на площадку водонефтегазовой эмульсии. Был выполнен монтаж контрольно-измерительного оборудования (более 200 типов), инсталлирован и сконфигурирован SCADA-пакет InTouch на 1500 тегов (на каждой площадке подготовки), а также система поддержки регламентных работ Avantis.Pro.
• Разработка, реализованная на втором этапе (также на базе линейки продуктов компании Wonderware -- Industrial SQL, Active Factory, Suite Voyager, SCADA Alarm) позволяет разделять событийный поток, идущий от технологического объекта управления, и распределять различные его составляющие между рабочими местами специалистов (оператор, технолог, механик, энергетик, геолог), способных принять решения по данным событиям.
• Наконец, на третьей фазе работ была реализована парадигма 'процессного' управления.
• Если говорить о технических перспективах проекта, то необходимо отметить следующее. Построение вертикали 'площадка и InTouch -- технологический сервер Industrial SQL -- рабочие места в НГДУ на базе MS Office + Active Factory' позволяет наращивать как число присоединяемых технологических объектов, так и число рабочих мест в НГДУ. Потенциально узким местом является тэговая емкость Industrial SQL, так как через него все технологические параметры доставляются в НГДУ. Заложенная емкость (100.000 тэгов), по нашим расчетам, позволяет подключить все кусты месторождения, и таким образом, прийти к ситуации, когда вся технологическая информация с месторождения концентрируется в одном месте и в едином формате, что крайне привлекательно с точки зрения возможности глубокого анализа протекания ТП.
• Укажем основные статьи эксплуатационных затрат, на которые позитивно повлияло создание данной АСУ ТП:
• ­ ремонты технологического оборудования, ликвидация аварий и сопутствующий расход комплектующих, энергоносителей, материалов, транспортных ресурсов;
• ­ расход эксплуатационных материалов;
• ­ штрафы (например, за нарушение экологического состояния прилегающей территории);
• ­ расходы на обеспечение контроля качества и количества сданной нефти;
• ­ выплаты сотрудникам, которые получили повреждения в авариях.
• ­ Эти затраты могут быть приняты за экономические критерии оценки эффективности АСУ ТП. По разным статьям затрат экономия составила 5-30%, что было сочтено результатом, адекватным произведенным инвестициям. Очевидно, что эти показатели также свидетельствуют об успешности проекта в целом [3].
• 2. Автоматизация технологического процесса
• 2.1 Целевая функция автоматизации
• Автоматизация производства выполняется для облегчения процесса управления объектом, в следствии чего отпадает необходимость привлечения большого количества операторов. Постом управления станции является пульт управления, расположенный в операторной. С него осуществляется дистанционный контроль и управление оборудованием, а также режимами работы основных и вспомогательных объектов. Схема автоматизации представлена в приложении Б.

Технологический процесс должен протекать как можно более безопасно во всех его стадиях, для этого в системе автоматизации применяются новые, более точные, по сравнению с ранними разработками, приборы, датчики и исполнительные механизмы. Возможности системы в части отслеживания параметров процесса, срабатывания цепей управления КИПиА и аварийного отключения функционируют независимо друг от друга, это реализовано с целью обеспечить максимальную безопасность производства. Проектирование АСУ осуществляется таким образом, чтобы обеспечить безопасное, надежное и точное управление системами станции, а также предусмотреть эксплуатацию установки в наиболее эффективном режиме.

2.2 Функции разрабатываемой системы

Актуальность создания системы значительно возросла в последнее время в связи с повышением стоимости нефти, энергоресурсов, реагентов, затрат на содержание обслуживающего персонала и поддержание экологии окружающей среды.

Основные функции АСУ ТП включают:

­ сбор информации о контролируемом технологическом процессе подготовки нефти;

­ передача управляющих команд в технический комплекс технического уровня;

­ регистрация событий (предыстория событий), связанных с контролируемым технологическим процессом;

­ регистрация действий персонала;

­ оповещение персонала об обнаруженных аварийных событиях, связанных с ходом контролируемого технологического процесса;

­ непосредственное автоматическое управление технологическим процессом в соответствии с заданными алгоритмами с возможностью перехода в ручной режим, так со щита автоматики, так и по месту;

­ отображение на автоматизированном рабочем месте технологических параметров процесса в реальном времени, а также представление архивной информации в удобной для восприятия форме;

­ ведение архивной базы данных [4].

Средством достижения этих целей является использование современных технических средств, в том числе и микропроцессорных.

Применяемые технические средства должны позволять реализовать из заданного набора алгоритмов одноконтурные, многоконтурные и многосвязные системы автоматического регулирования, сигнализации и защиты, а так же оперативно преобразовывать и усовершенствовать существующие схемы защиты, регулирования и сигнализации.

Применение современных микропроцессорных средств должно позволить, в случае необходимости, развитие системы управления, а так же ее связь с другими информационными сетями, в том числе более высокого уровня.

2.3 Структура АСУ ТП ДНС

В АСУ ТП ДНС выделяют основные 2 уровня иерархии:

­ нижний уровень - уровень датчиков, приборов, исполнительных механизмов;

­ верхний уровень - микропроцессорных контроллеров и автоматизированных рабочих мест операторов.

Все датчики, приборы и исполнительные механизмы нижнего уровня выполнены во взрывоопасном исполнении и рекомендованы для применения в нефтегазовой отрасли. Основной функцией нижнего уровня является преобразование необходимых технологических параметров в электрические сигналы и обработка сигналов микропроцессорным контроллером.

Основными функциями верхнего уровня является полученние с нижнего уровня информации, передача управляющих команд.

На щите автоматики на основе технологического контроллера АСУ ТП и вторичных приборов датчиков реализованы:

­ схемы технологических защит установки;

­ схемы сбора телемеханической информации с первичных датчиков установленных на технологических объектах;

­ пусковая аппаратура;

­ ручное управление.

Оборудование сопряжения с технологическим оборудованием построено на основе технологического контроллера SLC5/04 производства фирмы Allen Bradley с модулями ввода сигналов от измерительных приборов и датчиков, установленных на технологическом оборудовании, и модулями управления пусковой аппаратурой.

Автоматизированное рабочее место оператора разрабатывается на основе операционной системы Microsoft WINDOWS с применением инструментов разработки SCADA-систем RSView32.

АСУ ТП предусматривает возможность регламентированного вмешательства оператора в ход технологического процесса (открытие/закрытие электрозадвижек, переопределение уставок для регуляторов и т.п.) путем подачи команд с автоматизированного рабочего места оператора, организованного на базе промышленного персонального компьютера [5].

2.4 Комплекс технических средств

Все датчики, приборы и исполнительные механизмы выполнены во взрывоопасном исполнении и рекомендованы для применения в нефтегазовой отрасли. Выбранные датчики имеют высокую точность измерения, устойчивы к внешним воздействиям различного рода.

2.4.1 Манометр показывающий сигнализирующий ДМ-2005 Сг 1Ex

Манометры показывающие сигнализирующие ДМ - 2005 Cг 1Ех предназначены для измерения избыточного и вакуумметрического давления различных сред и управлений внешними электрическими цепями от сигнализирующего устройства прямого действия.

Приборы являются взрывозащищенными с видом взрывозащиты 'взрывонепроницаемая оболочка' и имеют маркировку по взрывозащите 1ЕхdII ВТ4.

По защищенности от воздействия окружающей среды приборы имеют исполнения:

­ по устойчивости к атмосферным воздействиям - обыкновенное и защищенное от попадания внутрь пыли и воды;

­ по устойчивости к воздействию агрессивных сред - обыкновенное и защищенное от воздействия агрессивных сред.

Контролируемые среды: неагрессивные, некристализирующие жидкости, газы, пары в том числе кислород.

Технические данные:

­ диапазон показаний приборов, МПа

от 0 до 0,1; 0,6; 0,25; 0,4; 0,6; 0,1; 1,6; 2,5; 4,0; 6,0; 10,0; 16,0; 25,0; 40,0; 60,0;100,0;160,0;

­ класс точности приборов 1,5;

­ диапазон измерений избыточного давления должен быть от 0 до 75% диапазона показаний; вакуумметрического давления равен диапазону показаний;

­ диапазон установок приборов: от 5 до 95% диапазона показаний - для диапазона измерений от 0 до 100%, от 5 до 75% диапазона показаний - для диапазона измерений от 0 до 75 %;

­ минимальный диапазон установок, задаваемый сигнализирующим устрой-ством от 0 до 10% диапазона установок;

­ параметры сигнализирующего устройства: напряжения внешних ком-мутируемых цепей: 24; 27; 36; 40; 140; 220; 380В - для цепей переменного тока и 24; 27; 36; 40; 110; 220 В - для цепей постоянного тока;

­ разрывная мощность контактов 10Вт постоянного и 20ВA контактами; 30Вт постоянного и 50ВA переменного тока - для сигнализирующего устройства с магнитным поджатием контактов;

­ сила тока до 1 A;

­ отклонение напряжения от номинальных значений должно быть от + 10 до - 15 %;

­ частота переменного тока (50+/-1) Гц;

­ предел допускаемой основной погрешности срабатывания сигнализирующего устройства: +/- 2,5% диапазона показаний - для приборов со скользящими контактами; +/- 4% диапазона - для приборов с магнитным поджатием контактов;

­ приборы устойчивы к воздействию температуры окружающего воздуха от -50 до + 60 С и относительной влажности до 98% при 35 С и более низких температурах конденсации влаги;

­ приборы устойчивы к воздействию вибрации частотой (5 - 35)Гц с амплитудой смещения 0,35мм [6].

2.4.2 Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-3

Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-3 предназначен для сигнализации положения уровня различных жидких продуктов в двух точках технологических емкостей и управления технологическими агрегатами.

Технические данные:

­ четыре оптоэлектронных ключа типа «сухой контакт»;

­ индикация положения первого и второго предельного уровней с помощью светодиодов;

­ рабочее избыточное давление 2 МПа;

­ рабочая температура от -45 до +65 С;

­ максимальная длина чувствительного элемента 4м(жесткий ЧЭ) и 16м (гибкий ЧЭ);

­ средняя наработка на отказ не менее 50000ч;

­ срок службы не менее 10 лет;

Измеряемые среды: жидкие (нефть, темные и светлые нефтепродукты, сжиженный газ) [7].

2.4.3 Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-5

Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-5 предназначен для выдачи электрического сигнала в систему автоматического контроля и управления при достижении аварийного уровня жидких продуктов.

Технические данные:

­ два оптоэлектронных ключа типа «сухой контакт»;

­ индикация положения уровня с помощью светодиодов;

­ рабочее избыточное давление 84…106.7 кПа;

­ рабочая температура от -45 до +65 С;

­ длина чувствительного элемента 0,25…0,4м;

­ средняя наработка на отказ не менее 50000ч;

­ срок службы не менее 10 лет [7].

2.2.4 Датчик уровня ультразвуковой ДУУ4

Датчик уровня ультразвуковой ДУУ4 предназначены для измерения уровня различных жидких продуктов. Датчики могут осуществлять:

­ контактное автоматическое измерение уровня жидкостей;

­ контактное автоматическое измерение до четырех уровней раздела несмешиваемых жидких продуктов;

­ измерение температуры контролируемой среды в одной точке;

­ измерение давления контролируемой среды.

Технические данные:

­ выходной сигнал 4-20мА или сухие контакты или RS-485(Modbus RTU);

­ рабочее избыточное давление 2 МПа;

­ рабочая температура от -45 до +95 С;

­ длина чувствительного элемента 4м(жесткий ЧЭ) или 25м (гибкий ЧЭ);

­ средняя наработка на отказ не менее 50000ч;

­ срок службы не менее 8 лет [7].

2.4.5 Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом МЕТРАН 200Т-Ех

Датчики предназначены для непрерывного преобразования температуры жидкостей, пара и газов в унифицированный токовый электрический выходной сигнал дистанционной передачи, которые могут использоваться для работы в системах автоматического контроля, регулирования и регистрации температуры на объектах в различных отраслях промышленности, энергетики, коммунального хозяйства.

Технические данные:

­ диапазон измеряемых температур 0 - 150 ^оС;

­ предел допускаемой основной погрешности ?0,5 %;

­ дополнительная погрешность датчиков, вызванная воздействием вибрации, выраженная в процентах от диапазона изменения выходного сигнала, не должна превышать 0,25%;

­ изменение значения выходного сигнала, вызванное изменением нагрузочного сопротивления от 0,1 до 1,0 не превышает? 0,1%;

­ дополнительная погрешность датчиков, вызванная изменением температуры окружающего воздуха в рабочем диапазоне, выраженная в процентах от диапазона изменения выходного сигнала на каждые 10 ^оС, не превышает 0,45%;

­ длина погружаемой части в зону измерения 120 мм;

­ температура окружающей среды от минус 50 до 60 ^о С;

­ предельное значение выходного сигнала 4-20 мА;

­ сопротивление нагрузки, подключаемое на выходе датчика, включая линию связи - от 0,1 до 1,0 кОм;

­ напряжение питания постоянного тока 36 ? 0,72 В;

­ потребляемая мощность, не более 0,8 Вт;

­ устойчивость к пыли и брызгам IP 54;

­ климатическое исполнение и категория исполнения У.2;

­ назначенный срок службы до списания датчика 12 лет;

­ норма средней наработки на отказ 32000 ч;

­ масса датчика, не более 0.73 кг [8].

2.4.6 Расходомер Метран-350

Расходомер Метран-350 (совместное производство с компанией Emerson Process Management) предназначен для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами в различных отраслях промышленности, а также в системах коммерческого учета жидкостей, пара и газов.

Основные преимущества:

­ простая установка в трубопровод через одно отверстие;

­ установка в трубопровод без остановки процесса (специальная конструкция);

­ минимальная вероятность утечек измеряемой среды;

­ более низкие потери давления и меньшие длины прямолинейных участков по сравнению с расходомерами на базе сужающих устройств;

­ существенное снижение стоимости монтажа и обслуживания благодаря интегральной конструкции;

­ легкость взаимодействия с существующими контрольными системами или вычислителями расхода посредством интеллектуального протокола коммуникаций HART и Modbus;

­ простота перенастройки динамического диапазона;

­ высокая надежность, отсутствие движущихся частей.

Измеряемые среды: газ, пар, жидкость.

Параметры измеряемой среды:

­ температура: -40…400 °С - интегральный монтаж и -40…677 °С - удаленный монтаж;

­ избыточное давление в трубопроводе 25 МПа.

Пределы основной допускаемой относительной погрешности измерений массового (объемного) расхода до ±1 %.

Самодиагностика.

Средний срок службы - 10 лет.

Межповерочный интервал - 2 года.

Принцип действия расходомера Метран-350 основан на измерении расхода и количества среды (жидкости, пара, газа) методом переменного перепада давления с использованием усредняющих напорных трубок моделей Annubar Diamond II+ (4 поколение) и Annubar 485 (5 поколение), на которых возникает перепад давлений, пропорциональный расходу. Сенсоры устанавливается перпендикулярно направлению потока, пересекая его по всему сечению [8].

2.4.7 Интеллектуальный датчик давление Метран 100

Для получения аналоговых данных об избыточном давлении на различных узлах используются интеллектуальные датчики давления Метран-100-ДИ. Для измерения разности давлений на входе и выходе фильтров используются датчики Метран-100-ДД.

Диапазоны измеряемых давлений:

­ минимальный 0-25 кПа;

­ максимальный 0-25 МПа.

Основная погрешность до ±0.1% от диапазона.

Исполнения:

­ обыкновенное;

­ взрывозащищенное (Ex);

Межпроверочный интервал: 3 года.

Гарантийный срок эксплуатации: 3 года.

Возможности датчика:

­ контроль текущего значения измеряемого давления;

­ контроль и настройка параметров датчика;

­ установка 'нуля';

­ выбор системы и настройка единиц измерения;

­ настройка времени усреднения выходного сигнала (демпфирование);

­ перенастройка диапазонов измерения, в том числе на нестандартный (25:1, 16:1, 10:1);

­ настройка на 'смещенный' диапазон измерения;

­ выбор зависимости выходного сигнала от входной величины: (линейно-возрастающая, линейно-убывающая, пропорциональная корню квадратному перепада давления);

­ калибровка датчика;

­ непрерывная самодиагностика;

­ тестирование и управление параметрами датчика на расстоянии;

­ защита настроек от несанкционированного доступа [9].

2.4.8 Вибропреобразователь DVA-1-2-1

DVA-1-2-1 предназначен для измерения среднеквадратичного значения (СКЗ) виброскорости. Тип выходного интерфейса: 4-20 мА;

Вибропреобразователи имеют взрывозащищенное исполнение с видом взрывозащиты 'искробезопасная цепь' и маркировкой по взрывозащищенности 1ExibIICT5 по ГОСТ 51330.10.

Срок службы - 8 лет [10].

2.4.9 Сигнализатор довзрывоопасных концентраций газов СТМ-10

Стационарные сигнализаторы СТМ-10 предназначены для автоматического непрерывного контроля довзрывоопасных концентраций многокомпонентных воздушных смесей горючих газов и паров.

Диапазон измерения: 0-50 % НКПР.

Диапазон сигнальных концентраций: 5-50% НКПР.

Стандартная установка порогов: 1-й - 7 % НКПР, 2-й - 12 % НКПР.

Время срабатывания сигнализации: не более 10 с.

Время прогрева: не более 5 мин.

Температура окружающей среды: -60…+50 °С.

Питание: 220 В (50 ± 1 Гц).

Срок службы: не менее 10 лет.

Сигнализаторы имеют световую сигнализацию на лицевой панели по каждому каналу при достижении пороговых концентраций горючих газов или неисправности датчика [10].

2.4.10 Анализатор влажности 3050 OLV

Анализатор 3050 OLV определяет влажность в потоке газа, измеряя частоту колебаний кварцевого кристалла.

Когда кристалл обдувается анализируемым влажным газом, вода адсорбируется специальным покрытием кристалла, вызывая уменьшение частоты его колебаний. Затем кристалл обдувается сравнительным газом, в качестве которого используется осушенный анализируемый газ. При этом адсорбированная вода удаляется с поверхности кристалла, и частота его колебаний вновь увеличивается.

Разность между этими двумя частотами пропорциональна содержанию воды в газе.

Периодичность переключения потоков анализируемого и сравнительного газов, в зависимости от приложения, программируется пользователем.

Диапазон: 0,1...2500 ppmv (калиброванный), до 9999 ppmv.

Единицы измерения: ppmv, ?C точки росы, мг/м3;

Погрешность: +10% от показания в диапазоне 0,1...2500 ppmv;

Чувствительность: +0,1 ppmv или 1% от показания;

Время отклика: не более 1 мин для 90% при изменении влажности от 1000 до 10 ppmv;

Аналоговый выход: 4...20 мА.

Релейные выходы: 3 реле, для сигнализации об ошибке системы и о превышении установленных концентраций;

Интерфейсы: RS-232, RS-485;

Параметры окружающей среды: Анализатор: 5...50 °С (-20...+50 °С в шкафу) [11].

2.4.11 ИК точечный детектор углеводородных газов IRFMD

Предназначен для измерения концентраций углеводородных газов в воздухе.

Технические характеристики и выгода:

­ аналоговый сигнал 4-20мА;

­ индикация уровня загазованности на 4-х цифровом дисплее;

­ нет необходимости производить текущую калибровку;

­ канал передачи данных RS-485 посредством протокола Modbus RTU$

­ оптическая система с подогревом для удаления конденсации;

­ индикация загрязнения оптической системы;

­ защищенность от типичных ядовитых веществ;

­ работает в среде с недостаточным содержанием кислорода;

­ степень защиты IP66;

­ рабочая температура от -45 до +75 С.

2.4.12 Кабельная продукция

Прокладка кабелей на объекте осуществляется по кабельным эстакадам, и выполнено в соответствии с ПУЭ («Правила устройства электроустановок»). Эстакады представляют собой специальные сооружения для укладки кабелей, предохранения их от механических повреждений и непогоды. Контрольные кабели должны быть изолированы несгораемыми перегородками. В соответствии с ПУЭ минимальное расстояние между искробезопасными, слаботочными и силовыми кабелями должно быть не менее 50 см.

В данном проекте используется несколько типов кабелей: КВВГ - для прокладки от исполнительных механизмов до операторной, КВВГэ - для прокладки от первичных датчиков до операторной, НВ-1.0 - для внутреннего расключения шкафного устройства, FTP - для связи контроллера с компьютером, минимальной расстояние при совместной прокладке с электрическими цепями должно составлять не менее 50 см [12].

3. Анализ и выбор средств разработки программного обеспечения

3.1 Обоснование выбора контроллера

Промышленные контроллеры - мозг современных систем промышленной автоматизации. Они ближе всего расположены к технологическому процессу. Их отказ практически приводит сразу к отказу всей системы промышленной автоматизации. С промышленными контроллерами приходится сталкиваться практически всем специалистам, которые работают в области АСУ ТП.

Динамичный рост российской экономики создает предпосылки для увеличения спроса на современные АСУ ТП. По результатам исследований, ежегодный рост рынка средств промышленной автоматизации в России составляет не менее 25%. Для сравнения: западный рынок промышленных контроллеров имеет ежегодные темпы роста не более 4,6%. Существует огромное количество предприятий, активно работающих в области промышленных контроллеров. Одни из самых крупных поставщиков средств контроля и управления технологическими процессами мирового рынка следующие: канадская компания «Control Microsystems», группа компаний «Tekon» - ведущий российский поставщик средств и систем АСУ ТП, компания «ЭлеСи», Индустриальные компьютерные системы, Emerson Process Management, Rockwell Automation, Metso Aytomation, Yokogawa Electric, Opto 22, Octagon, Siemens, Modicon, Remicont-130 и другие. Изделия этих производителей становятся все менее дорогими, все более тщательно испытанными и более широко распространенными. Ниже приведен краткий обзор контроллеров некоторых фирм-производителей.

Компания «Индустриальные компьютерные системы» выпустила третье поколение моноблочных контроллеров семейства FX3U, обладающее уникальным для данного класса PLC быстродействием, значительным размером памяти, высокой гибкостью конфигурирования, развитыми средствами коммуникации. Эти контроллеры сочетают в едином конструктиве: источник питания, центральный процессор, память, встроенные каналы дискретного ввода/вывода, порт программирования RS-422. Количество встроенных каналов дискретного ввода/вывода составляет от 16 до 128. При необходимости увеличения количества каналов предусмотрена возможность подключения к внутренней высокоскоростной шине контроллера дополнительных модулей ввода/вывода. Одной из важнейших конструктивных особенностей PLC FX3U является наличие второй шины расширения, расположенной с левой стороны контроллера и предназначенный для подключения дополнительных модулей-адаптеров.

Все контроллеры данной серии имеют встроенную энергонезависимую память программы объемом 256 Кбайт. Это позволяет реализовать сложные алгоритмы управления и сохранять большой объем информации в регистрах данных[13-14].

Преимущества новой серии FX3U программируемых логических контроллеров производства Mitsubishi Electric: привлекательная стоимость, высокая надежность, высокое быстродействие в своем классе, гибкость конфигурирования, подключение до 384 каналов ввода/вывода, подключение до 128 каналов аналогового ввода/вывода, развитые средства коммуникации.

Коммуникационный контроллер ЭЛСИ-КОМ, разработанный специалистами томского НИИ Электронных систем, призван решить задачу сбора информации от различных подсистем и маршрутизации информации между подсистемами. ЭЛСИ-КОМ - специализированное устройство, предназначенное для организации информационного обмена между оборудованием систем автоматики и телемеханики, использующих различные интерфейсы. Контроллер позволяет с минимальными затратами реализовать информационный обмен между несколькими каналами с отличающимися интерфейсами связи, объединить в единую систему оборудование различных производителей или типов, а также осуществить преобразование одних протоколов в другие. ЭЛСИ-КОМ предоставляет пользователю возможность работы с наиболее распространенными технологическими протоколами и интерфейсами. Контроллер предназначен для непрерывной необслуживаемой эксплуатации на технологических объектах.

Контроллер SCADAPack, разработанный канадской компанией Control Microsystems, объединяет в себе высокопроизводительный 32-битный процессор, 16 Мбайт flash-памяти, 4 Мбайта СMOS-памяти, аналоговые и цифровые входы/выходы, широкие коммуникационные возможности локальных сетей и USB, а также расширенные возможности энергосбережения. ПЛК SCADAPack может программироваться как локально, так и удаленно с помощью языков релейной логики. Для высокоскоростного взаимодействия с другим оборудованием в контроле используется Ethernet-адаптер, поддерживающий протоколы ModBus/TCP, ModBus RTU/ASCII в UDP, DNP в TCP. Возможна поставка контроллера с интегрированным модулем беспроводной связи, работающим на частоте 900 МГц или 2,4 ГГц [14].

В ОАО «ЗЭиМ» были разработаны контроллер с функционально децентрализованной архитектурой - КРОСС-500 и контроллер с функционально и географически децентрализованной архитектурой - ТРАССА, предназначенные для автоматизации на однородной аппаратуре объектов различных классов - простых и сложных, сосредоточенных и распределенных. Отличительной особенностью этих контроллеров является наличие в их составе модулей, которые автономно и независимо от центрального процессора выполняют не только функции ввода/вывода, но и различные управляющие функции, запрограммированные пользователем. Это существенно повышает надежность, живучесть контроллера и динамику выполнения отдельных функций, а также снижает стоимость систем.

Контроллер ThinkIO, разработанный фирмой Контрон, является новой, в максимальной степени гибкой и настраиваемой системой управления. Малые размеры контроллера (толщина не более 70 мм) обеспечивают его установку в малогабаритных промышленных коммутационных шкафах. Новая система состоит из монтируемого на DIN-рельсе компьютера ThinkIO и модульной системы ввода/вывода компании Wago. Контроллер ThinkIO оснащен процессором, совместимым с IntelR PentiumR MMX с частотой 266 МГц, сторожевым таймером, стандартными коммуникационными интерфейсами: для USB, два Fast Ethernet, RS-232 и промышленные шины (Profibus, CAN и DeviceNet), цифровым графическим DVI - интерфейсом, а также разъемами для непосредственного подключения к системе ввода/вывода Wago. Возможность конфигурирования и управления контроллером через Интернет и локальную сеть обеспечивается интегрированной программной средой SOPH.I.A.

Серия мощных программируемых контроллеров Quantum фирмы Modicon является превосходной платформой для решения всех задач автоматизации. Благодаря модульной архитектуре контроллера Quantum, масштабируемой от одиночного контроллера до глобальной системы автоматизации, он может решать наиболее ответственные задачи в масштабе целого предприятия. Контроллеры Quantum программно, а также на сетевом уровне совместимы с младшими сериями контроллеров - Compact и Momentum, что позволяет строить еще более гибкие и эффективные архитектуры управления. Quantum прост при конфигурации и в эксплуатации, предоставляет широкий выбор архитектур и модулей, имеет тысячи инсталляций по всем миру и проверен в решении сотен различных задач.

Семейство программируемых контроллеров SIMATIC S7-200 фирмы Siemens предназначены для построения относительно простых и дешевых систем автоматического управления. Они обладают высокой производительностью: высокая скорость выполнения инструкций и, как следствие, малое время цикла выполнения программы. Наличие скоростных счетчиков внешних событий, расширяющих возможные области применения контроллеров. Скоростная обработка запросов на прерывание. Контроллеры SIMATIC S7-200 обладают высокой универсальностью: возможность расширения системы управление за счет подключения дополнительных модулей ввода-вывода. Мощная система команд для быстрой и удобной обработки информации в любых практических применениях. Множество дополнительных характеристик: PPI интерфейс, поддерживающий программирование, выполнение процедур обслуживания человеко-машинного интерфейса, последовательного обмена данными с различной аппаратурой. Дружественные пакеты программирования STEP 7 Micro/Win и STEP 7 Micro/DOS. Трехуровневая парольная защита программ пользователя. Текстовый дисплей TD200 и широкий спектр панелей оператора, позволяющих создавать удобный человеко-машинный интерфейс. Программируемые контроллеры SIMATIC S7-200 расширены новыми типами центральных процессоров: CPU 210, CPU 221, CPU 222 и CPU 224. Новые центральные процессоры CPU 22x по сравнению со своими аналогами имеют меньшие габариты, оснащены большими объемами памяти, имеют более высокое быстродействие, могут программироваться на языке FBD.

Одним из мировых лидеров в области разработки и производства высоконадежных промышленных контроллеров от микроконтроллеров MicroLogix до мощных контроллеров PLC является фирма Allen-Bradley. Одними из самых распространенных являются контроллеры SLC-500 (Small Logical Controller), имеющие широкий диапазон применения - от малых автономных до больших распределенных систем управления. SLC являются хорошим примером современного программируемого логического контроллера. В данном дипломном проекте применен микропроцессорный контроллер фирмы Allen-Bradley SLC-500.

Контроллеры SLC-500 могут иметь фиксированную и модульную конструкцию. Модульный контроллер представляет собой шасси, блок питания, модуль процессора и набор модулей ввода/вывода для объекта, определяемый количеством входных и выходных сигналов. В состав модульных программируемых контроллеров серии SLC входят 12 модификаций процессоров, более 80 типов модулей ввода/ вывода, специальные модули, 4 типоразмера шасси для установки модулей (4, 7, 10, 13 мест). Каждый модуль центрального процессора может поддерживать до 30 модулей ввода/вывода в системе и до 3 шасси.

3.2 Основные технические данные контроллера SLC 5/04

В разработанной системе автоматизации был использован модульный контроллер американской фирмы Allen Bradley SLC 5/04, так как его функции удовлетворяют требованиям разрабатываемой системы [15]. В таблице 3.1 приведены краткие характеристики контроллера SLC 5/04.

Таблица 3.1 - Краткие характеристики SLC 5/04

Память программ	20К слов
Дополнительная память	До 4К слов
Емкость В/В	960 дискр.
Макс. Шасси/слот В/В	3/30
Дополнительные резервные ЗУ	EEPROM, UVPROM
Программирование	APS, RSLogix 500 A.I.
Набор инструкций	71
Время выполнения битовой инструкций	0,37 мкСек
Типовое время сканирования	0,9 мСек / К

В разработанной системе автоматизации присутствуют следующие сигналы:

­ дискретные входы - 158;

­ дискретные выходы - 67;

­ аналоговые входы - 51.

Таблица КИПиА представлена в приложении В.

3.3 Конфигурация контроллера

В своем составе контроллер имеет:

­ CPU - 1747-L541 5/04;

­ шасси на 13 слотов - 2 шт.;

­ источник питания 1746-P4 - 2 шт.;

­ модуль дискретного ввода (24В) 1746-IB32 - 3 шт.;

­ модуль дискретного ввода (220В) 1746-IM16 - 5 шт.;

­ модуль дискретного вывода (24В) 1746-OB32 - 1 шт.;

­ модуль дискретного вывода (220В) 1746-OW16 - 4 шт.;

­ модуль аналогового ввода 1746-NI16I - 3 шт.

­ модуль аналогового ввода 1746-NR4 - 3 шт.

Таблица RTU представлена в Приложении Г.

Карта памяти представлена в Приложении Д.

3.4 Программирование контроллера

Программа управляющая системой автоматизации содержит следующие блоки:

­ основная программа;

­ подпрограмма инициализации аналоговых модулей;

­ подпрограмма копирования данных с дискретных датчиков в память контроллера;

­ подпрограмма обработки аналоговых и дискретных сигналов;

­ подпрограмма обработки ПИД инструкции.

В подпрограмме инициализации аналоговых модулей (вызывается только при первом запуске контроллера или при его перезагрузке) происходит запись конфигурационного слова [13-14].

Конфигурирование слова - инициализации аналоговых модулей 1746 - NI16I class3 представлено в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Слово инициализации для модуля 1746 - NI16I class3

15	14	13	12	11	10	9	8	7	6	5	4	3	2	1	0
1	1	1	1	0	0	0	0	0	1	0	1	0	0	0	0	= - 4016

4 и 5 биты - Input type 4-20mA

6, 7, 8 - Data format - Scaled-for-PID

Статус - слово аналоговых модулей 1746 - NI16I class3 приведено в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Статус - слово аналоговых модулей 1746 - NI16I class3

15	14	13	12	11	10	9	8	7	6	5	4	3	2	1	0

Биты 15, 14, 13 - биты состояния ошибок. Если в бите 13 записан 0, то пришло значение больше 20мА, если в бите 14 - 0, то пришло значение меньше 4мА, если в последних трех битах 1, то нет ошибок.

Программирование контроллера осуществляется с помощью языка релейно-лестничной логики Ladder Logic. Этот язык программирования представляет собой лестницу, каждая ступенька которой начинается с одного или нескольких условий, а завершается действием. Причем это действие выполнится только тогда, когда будут верны условия предшествующие ему. Каждая ступенька называется «рангом». Алгоритм работы программы представлен в Приложении Е, а листинг программы в Приложении Ж.

3.5 Выбор протокола обмена информацией между контроллером и верхним уровнем АСУ ТП

Система сбора информации и контроля предназначена для сбора данных о состоянии технологических параметров, управления установками, вспомогательными системами, насосными агрегатами, снабжать обслуживающий персонал достоверной информацией.

Структура SCADA системы имеет два уровня: нижний уровень - сигналы от датчиков и верхний - автоматизированное рабочее место оператора.

Контроллер постоянно считывает информацию с датчиков, при изменении технологических параметров или превышения ими заданных уставок выдает сообщение в операторную, управляет работой насосов, задвижек, регуляторов и т.д.

Информация с датчика поступает в модуль, после чего контроллер преобразует это значение, сравнивает с уставками и посредством тэга значение отображается в мониторе оператора.

Для связи с контроллером используется сетевой адаптер 1748-KTX, предназначенный для работы с сетью DH-485 по протоколу DF1. Максимальная длина сети 4000 футов, максимальная скорость передачи данных 19,2 Кб/с [14].

3.6 Операторский интерфейс

В качестве программного обеспечения для реализации верхнего уровня используем RSView32, принадлежащий фирме Rockwell Software (США)

При входе и выходе из программы наблюдения происходит запрос имени пользователя и личного пароля. Для организации связи с верхним уровнем была разработана таблица тегов, представленная в Приложении И. Операторский интерфейс состоит из 11 графических экранов включая тренды и сигнализацию, иерархия экранов представлены в Приложение К.

Операторы и диспетчеры получают необходимую информацию о ходе контролируемого процесса, а так же информацию о состоянии оборудования по представлению ее на экранах MMI, представленные в Приложении Л. Для более легкого восприятия информации при создании интерфейса использовались: графики(тренды), таблицы(сигнализация), анимация и т.д.

Отображение технологических параметров процесса: температура, давление, уровень, обводненность и т.д. должно производится с определенной точностью. Минимальное значение величины, которую может измерить прибор, можно определить по формуле:

(3.1)

В качестве примера определим с какой точностью необходимо отображать давление перед задвижкой 1э.

Если первая значащая цифра 1 или 2, то значение должно отображаться с точностью - количество нулей после запятой плюс 1. В данном случае необходимо отображать три знака после запятой. В том случае если первая значащая цифра от 3 до 9, то значение параметра отображается так, количество знаков после запятой равно количеству нулей после запятой в рассчитанном выше параметре [16].

4. Расчет надежности проектируемой системы

4.1 Общие положения

Под надежностью понимают свойство системы, отдельного ее узла или детали сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, ремонтов, хранения и транспортировки.

Выделяют четыре основных составляющих надежности:

­ безотказность, свойство объекта сохранять работоспособное состояние в течение некоторого времени или некоторой наработки;

­ долговечность, свойство объекта сохранять работоспособность до наступления предельного состояния при принятой системе технического обслуживания и ремонте;

­ ремонтопригодность, свойство объекта быть приспособленным к обнаружению и предупреждению причин возникновения отказа и к восстановлению работоспособности в процессе ремонта;

­ сохраняемость, свойство объекта сохранять значение показателей безотказности, долговечности и ремонтопригодности после хранения и транспортировки.

Три дополнительных составляющих надежности:

­ устойчивость, свойство объекта к безаварийному переходу из одного работоспособного состояния в другое при различных внешних возмущениях;

­ живучесть, способность объекта противостоять крупным возмущениям не допуская их цепочечного развития и массового выхода элементов системы из строя;

­ безопасность, это способность объекта не создавать опасности для людей и окружающей среды в рабочих аварийных и ремонтных режимах.

4.2 Интенсивность отказов

Интенсивность отказа - условная плотность вероятности возникновения отказа объекта, определяемая при условии, что до рассматриваемого момента времени отказ не возник.

Произведем расчет надежности на вводимую систему автоматизации. Наш расчет касается основной части системы, так как отказ именно этой части наиболее критичен.

Контроллер относится к восстанавливаемым (заменой блоков) изделиям отказ которых создает опасность для людей и среды. Ущерб от отказа может быть кратен стоимости самого контроллера. Режим эксплуатации контроллера - непрерывный.

В соответствии с этим нам по номенклатуре показателей надежности необходимо привести следующие показатели: Тв (время восстанавливаемости), (интенсивность отказов), также рассчитать Тср (среднее время безотказной работы) м привести Р(t) (вероятность безотказной работы).

Из данных фирмы Allen-Bradley известны следующие данные. Показатели интенсивности отказов и времени восстановления модулей представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Показатели интенсивности отказов и времени восстановления модулей

модуль	количество	интенсивность отказов единицы *10-5, 1/час	время обнаружения и устранения неисправности, мин
1	2	3	4
1747-L541	1	0,15	30
1746-P4	2	0,37	15
1746-IB32	3	0,02	15
1746-IM16	5	0,02	15
1746-OB32	1	0,02	15
1746-OW16	4	0,02	15
1746- NI16I	3	0,08	15
1746-NR4	3	0,08	15

Отказ любого из модулей приведет к отказу всей системы, поэтому общая интенсивность отказов вычисляется:

_общ=₁+₂+₃+...........+_n, (4.1)

где _i - интенсивности отказов; i - го модуля.

Подставив данные из таблицы 4.1 в формулу (4.1), получим:

_общ = (1*0,15+2*0,37+3*0,02+5*0,02+1*0,02+4*0,02+3*0,08+ +3*0,08) *10^-5 =1,43*10^-5, 1/час

4.3 Среднее время безотказной работы

Среднее время безотказной работы - математическое ожидание случайной величины Т - наработки на отказ (или время безотказной работы).

Под отказом понимается неисправность, заключающаяся в нарушении алгоритмов регулирования или несоответствии статических и динамических характеристик канала регулирования заданным значениям.

Срок службы АСУ ТП ДНС должен быть не менее 5 лет.

Рассчитаем среднее время безотказной работы по формуле (4.2):

. (4.2)

Получим Т_сс= 69930 часа.

автоматизация дожимная насосная станция

4.4 Вероятность безотказной работы

Это вероятность того, что система проработает безотказно на интервале (0, t), начав работать в момент времени t=0.

Далее сделаем некоторые допущения:

- справедлив экспоненциальный закон надежности;

- отказы элементов взаимно не зависимы.

Исходя из этих допущений и данных, полученных ранее, построим график вероятности безотказной работы рисунок 4.1 по формуле (4.3)

P(t)=e^-t, (4.3)

Рисунок 4.1 - Вероятность безотказной работы

4.5 Среднее время восстановления

Рассчитаем среднее время восстановления по формуле:

, (4.4)

где _i среднее время, затрачиваемое на обнаружение и устранение неисправности (отказа) элемента данной группы;

Р_i вероятность того, что отказ системы вызван выходом из строя

элемента i-й группы:

(4.5)

где К - количество групп однотипных элементов с одинаковыми режимами;

Количество элементов с одинаковыми режимами N_i.

Результаты расчета Рi сведены в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 - вероятность того, что отказ системы вызван выходом из строя модулей

модуль	Рi
1747-L541	0,104895
1746-P4	0,517483
1746-IB32	0,041958
1746-IM16	0,06993
1746-OB32	0,013986
1746-OW16	0,055944
1746- NI16I	0,167832
1746-NR4	0,167832

Таким образом, среднее время восстановления равно:

Тв=0,104895*30+0,517483*15+0,041958*15+0,06993*15+0,013986*15+0,055944*15+0,167832*15+0,167832*15= 18,67133 минут

4.6 Вывод по разделу

Система восстанавливаемая (путем замены модулей), отказ создает ущерб кратный стоимости системы, режим эксплуатации непрерывный.

Расчитанны следующие характеристики надежности:

Интенсивность отказов системы: общ=1,43*10^-5 1/час

Среднее время восстановления: Тв= 18,67133 минут

Среднее время безотказной работы: Тср= 69930 часов

5. Оценка экономической эффективности

5.1 Методика расчета экономических показателей проектируемой системы

Экономическая часть дипломного проекта выполнена на базе технической части и на основе исходных данных.

К основным исходным данным относятся:

­ действующие цены на материалы, приборы и т.д.;

­ срок реализации проекта;

­ тарифы на электроэнергию;

­ нормы амортизации, вытекающие из срока реализации проекта;

­ ставки налогов (налог на прибыль - 24%, налог на имущество - 2% от остаточной стоимости проекта, ставка НДС - 20%,);

­ средняя заработная плата;

­ накладные расходы (в %), прибавленные к з/плате (единый социальный налог - 26%, коэффициент доплат к з/п - 4%, районный коэффициент - 70%).

Степень автоматизации процесса определяется экономическим эффектом, который может быть получен от внедрения автоматического управления. Экономический эффект образуется за счет перевода технологического процесса на автоматическое управление, что в свою очередь приводит к повышению его рентабельности.

Оценка эффективности проекта осуществляется с помощью расчета системы показателей. При этом все эти показатели имеют важную особенность: расходы и доходы, разнесенные по времени приводятся к единому моменту времени - расчетному или базовому моменту. Расчетным или базовым моментом считается дата реализации объекта или начало производства продукции.

Экономическая эффективность капитальных вложений на разработку и внедрение системы автоматизации определяться методами окупаемости, простой нормы прибыли и дисконтирования.

Экономическая эффективность капитальных вложений на разработку и внедрение автоматизированной системы управления технологическими процессами добычи нефти может определяться с помощью расчета следующих показателей:

­ чистый дисконтированный доход;

­ внутренняя норма доходности;

­ срок окупаемости капитальных вложений;

­ рентабельность проекта.

Перечисленные показатели являются результатами сопоставлений распределенных во времени доходов к инвестициям и затратам на производство.

В качестве базового момента приведения разновременных доходов и расходов принимаем дату начала реализации проекта.

Чистый дисконтированный доход рассчитывается по формуле:

ЧДД = ЧД_{t t}, (5.1)

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

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

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

Проект считается прибыльным и его следует принять, если ЧДД больше нуля (ЧДД>0) в случае же, когда ЧДД меньше нуля (ЧДД<0) - проект отвергается.

Отдельный член денежного потока наличности (ЧД_t) равен разности между ожидаемой величиной доходов от реализации проекта и всеми видами затрат, и может отличаться от другого как по знаку (т.е. быть отрицательным), так и по величине. Так как система автоматизации технологических процессов позволяет сократить эксплуатационные расходы, то прибыль (чистый доход), обеспечиваемая внедрением системы, определяется как разность между годовыми эксплуатационными затратами до и после автоматизации., и рассчитывается по формуле:

ЧД_t = C_дt - С_рt + A_t - H_t - K_t, (5.2)

где C_дt, С_рt - годовые эксплуатационные затраты на систему автоматизации соответственно в действующем и разработанном вариантах, тыс.руб;

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

H_t - сумма налогов, уплачиваемых предприятием из прибыли в бюджет, тыс.руб.;

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

Общая экономия годовых эксплуатационных затрат в результате автоматизации может быть определена и по отдельным статьям затрат.

Годовая экономия выражается следующим образом:

Э = Э_нефти + Э_эл.эн + Э_зп, (5.3)

где Э_нефти увеличение добычи нефти после внедрения АСУ ТП, руб.;

Э_эл.эн стоимость сэкономленной за год электроэнергии, руб.;

Э_зп стоимость сэкономленной за год заработной платы рабочим, руб.;

Годовое уменьшение потерь нефти определяется по формуле:

Э_нефти = (Q_нефти Ц_{нефти нефти}) / 100 %, (5.4)

где Q_нефти производительность до внедрения АСУ ТП, т/год;

Ц_нефти - цена 1 т. нефти, руб;

_Н - изменение добычи нефти, %.

Годовая экономия расхода электроэнергии определяется по формуле:

Э_эл.эн = (Q_нефти Q_{эл. эн эл. эн} Ц_{эл. эн}) / 100 %, (5.5)

где Q_{эл. эн} расход электроэнергии на 1 тонну нефти, кВт/ч;

_{эл. эн} - изменение расхода электроэнергии, %;

Ц_{эл. эн} стоимость электроэнергии, руб. за 1 кВт/ч.

Годовая экономия заработной платы определяется по формуле:

Э_зп = L З_о, (5.6)

где З_о - среднегодовая зарплата одного работника, руб.;

L - количество сокращенных работников.

Расчет рентабельности единовременных затрат производится по формуле:

P = (ЧДД + К) / К 100, (5.7)

где К - общие единовременные затраты, тыс.руб.

. (5.8)

Считается, что если полученная рентабельность равна 100%, то рентабельность проекта равна заданной, если больше, то имеет место сверхрентабельность, если меньше - проект не обеспечивает заданный уровень рентабельности.

Коэффициент дисконтирования определяется по формуле:

_t = (1 + E_н)^{tp- t}_, (5.9)

где Е_н - нормативный коэффициент эффективности единовременных затрат, 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 начального года расчетного периода принимается год начала финансирования работ по созданию проекта, включая проведение научных исследований.

Конечный год расчетного периода определяется моментом завершения жизненного цикла системы, прекращением его использования на производстве.

В качестве расчетного года обычно принимается наиболее ранний из всех рассматриваемых вариантов календарный год, предшествующий началу использования на предприятии разрабатываемой системы.

Изменение чистого дисконтированного дохода за счет использования системы будет рассчитываться по формуле (5.1).

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

(5.10)

Вычисляемые коэффициенты эффективности позволяют судить об общем и минимальном уровне эффективности единовременных затрат, осуществляемых на предприятии.

Другим назначением показателя ВНД является оценка возможности привлечения заемных средств на разработку и внедрение системы. Расчетное значение ВНД соответствует максимально допустимому проценту за кредит, который может быть использован для полного финансирования единовременных затрат по данной системе.

Если величина ВНД равна проценту за кредит, то чистый дисконтированный доход оказывается равным нулю. Таким образом, вычисляемое значение позволяет судить о приемлемости для предприятия условий кредитования.

Другим показателем, применяемым для анализа эффективности единовременных затрат, является срок окупаемости Ток. Экономическое содержание этого показателя заключается в определении момента времени, необходимого для покрытия единовременных затрат в проект.

Период возврата единовременных затрат (Ток) определяется последовательным сложением величин:

(5.11)

пока полученная сумма не сравняется с величиной единовременных затрат, приведенных к расчетному году. Количество произведенных сложений равняется периоду возмещения капитальных вложений или сроку окупаемости.

Сумма налогов на прибыль и имущество рассчитывается по формуле:

Н = Н_пр + Н_им, (5.12)

где Н_пр - налог на прибыль, тыс. руб.;

Н_им - налог на имущество, тыс. руб.

, (5.13)

где СТ_пр - ставка налога на прибыль, %.

, (5.14)

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

СТ_им - ставка налога на имущество, %.

Отчисление на амортизацию в модернизированном варианте, руб., рассчитывается по формуле:

(5.15)

где Н_а - норма амортизации, %.

К - общие единовременные затраты, тыс.руб. [17].

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 (5.16).

, (5.16)

где К - единовременные затраты на создание системы автоматизации тыс.руб;

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, (5.17)

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

К_прог - затраты на программирование, тыс.руб.;

К_изг - затраты на изготовление, тыс.руб. [17].

Примерный перечень исходных данных предприятия разработчика для расчета единовременных затрат представлен в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Исходные данные для расчета единовременных затрат предприятия разработчика

Показатель	Значение
1	2
1. Оклад разработчика, т.руб.	16
2. Коэффициент доплат к заработной плате, доли ед.	0,04
3. Районный коэффициент, доли ед.	0,7
4. Коэффициент отчисления в социальные фонды, доли ед.	0,26
5. Время разработки системы, месяцы	3
6. Коэффициент накладных расходов, доли ед.	0,5
7. Годовой фонд работы ЭВМ, час	2016
8. Годовой фонд оплаты труда персонала обслуживающего ЭВМ, руб.	146555
9. Норма амортизационных отчислений ЭВМ, доли ед.	0,13
10. Норма амортизационных отчислений здания, доли ед.	0,042
11. Площадь занимаемая ЭВМ, м2	5
12. Стоимость одного м2 здания, тыс.руб.	7
13. Стоимость ЭВМ, тыс.руб.	24
14. Коэффициент накладных расходов на экспл. ЭВМ, доли ед.	0,04
15. Потребляемая мощность ЭВМ, Вт	380
16. Стоимость кВт/часа, руб.	0,62
17. Коэффициент затрат на ремонт ЭВМ (от стоимости), доли ед.	0,05
18. Затраты на материалы для эксплуатации ЭВМ, руб.	1312
19. Ставка НДС, доли ед.	0,2
20.Коэффициент интенсивного использования оборудования, доли ед	0,7

Расчет затрат 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), (5.18)

где З_о - месячный оклад разработчика, руб.;

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 трудоемкости разработки представлены в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Данные для расчета трудоемкости разработки

Стадии разработки	Трудоемкость, чел. месяц
1. Изучение патентов	0,2
2. Изучение литературных источников	0,5
3. Разработка технического задания	0,25
4. Разработка эскизного проекта	0,25
5. Разработка технического проекта	0,75
6. Разработка рабочего проекта	2,6
7. Внедрение проекта	0,5

Трудоемкость разработки проекта и проектной документации (Т_раз) равна:

Т_раз= 0,2 + 0,5 + 0,25 + 0,25 + 0,75 = 1,95 чел. месяц

Подставив трудоемкость разработки (Т_раз) в формулу (5.18) получаем затраты на разработку системы (К_раз):

К_раз= 16000 1,95 (1 + 0,04) (1 + 0,7) (1 + 0,26) (1 + 0,5) = 104255,424 руб.

Затраты на разработку программного обеспечения можно представить в виде:

К_прог = З_о Т_прог (1+К_д) (1+К_р) (1+К_сн) (1+К_н.прог) +С_мч Т_прог К_ч, (5.19)

где Зо - месячный оклад программиста, тыс.руб;

Т_прог - время на создание программы, мес.;

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

C_мч - стоимость машино-часа ЭВМ, руб.;

К_ч - коэффициент перевода единиц времени.

Стоимость машино-часа ЭВМ рассчитывается по формуле:

С_мч = S_экс / Т_пол, (5.20)

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

Т_пол - годовой фонд работы ЭВМ, час.

Эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле:

S_экс = 12 ЗП (1+К_д) (1+К_р) (1+К_сн) + А + Т_р + Э + М + Н_рэкс, (5.21)

где ЗП - месячная оплата труда всего обслуживающего персонала в сумме, руб.;

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

Т_р - затраты на ремонт, руб./год;

Э - затраты на электроэнергию, руб./год;

М - затраты на материалы, руб.;

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

Затраты на амортизацию вычисляются по формуле:

А = К_эвм Н_эвм + С_зд S_зд Н_зд, (5.22)

где К_эвм - балансовая стоимость ЭВМ, руб.;

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

С_зд - стоимость 1 м² здания, руб/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, (5.23)

где К_трэвм - коэффициент, учитывающий затраты на ремонт ЭВМ;

К_эвм - балансовая стоимость ЭВМ, руб.

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

Э = Ц Т_пол N К_м, (5.24)

где Ц - цена за один кВтч электроэнергии, руб.;

N - потребляемая мощность, кВт;

К_м-коэффициент интенсивного использования мощности вычислительной техники.

Т_пол - годовой фонд работы ЭВМ, час.

Затраты на материалы определяем по формуле:

, (5.25)

где i - вид материала;

Ц_i - цена i-того материала, руб.;

М_i - количество i-го материала.

Перечень и стоимость материалов используемых для ЭВМ представлен в таблице 5.3.

Таблица 5.3 - Перечень и стоимость материалов используемых для ЭВМ

Наименование материала	Количество в год	Цена за ед., р.	Стоимость, р.
Гибкие магнитные диски, штук	10	13	130
Красящая лента, катушек	1	900	900
Бумага, кг.(500 листов- 2,5 кг)	5	130	260
Ткань обтирочная, кв.м.	1	15	15
Спирт этиловый, л.	0,2	35	7
Итого			1312

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, (5.26)

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

Подставив данные из таблицу 5.1 в формулу (5.22) получаем затраты на амортизацию (А):

А = 24000 0,13 + 7000 5 0,042 = 3120 + 1470 = 4590 руб.

Подставив данные из табл.5.1 в формулу (5.23) получаем затраты на ремонт (Т_р):

Т_р = 24000 0,05 = 1200 руб.

Подставив данные из таблицу 5.1 в формулу (5.24) получаем затраты на электроэнергию (Э):

Э = 0,62 2016 380 0,001 0,7 = 332,48 руб.

Расчет затрат на материалы представлен в виде таблицу 5.3.:

М = 1312 руб.

Подставив данные из таблицу 5.1 в формулу (5.26) получим накладные расходы:

Н_рэкс. = 12 16000 (1 + 0,04) (1 + 0,7) 0,04 = 13578,24 руб.

Подставив результат формул (5.22), (5.23), (5.24), (5.26) в формулу (5.21) получим эксплуатационные расходы (S_экс):

S_экс = 146555 (1 + 0,04) (1 + 0,7) (1 + 0,26) + 4590 + 1200 + 332,48 + 1312 +13578,24 = 347490,36 руб.

Подставив данные из таблицу 5.1 и результат формулы (5.21) в формулу (5.20) получим стоимость одного машино-часа (С_мч):

С_мч = 347490,36 / 2016 = 172,36 руб.

Коэффициент перевода в единицу времени (К_ч):

К_ч = 8_часов 21 _{раб. день} = 168 часов в месяц

Трудоемкость программирования проекта и проектной документации равна:

Т_прог = 2,6 + 0,5 = 3,1 чел. месяц

Исходя из полученных результатов для формулы (5.19) и исходных данных таблицу 5.1 находим капитальные затраты на разработку программного обеспечения (К_прог).

К_прог = 16000 3,1 (1 + 0,04) (1 + 0,7) (1 + 0,26) (1 + 0,5) + 172,36 3,1 168 = =255504,488руб.

Годовая заработная плата труда персонала рассчитывается по формуле:

C_зп = 12 З_п (1 + К_р) (1 + К_нс) (1 + К_д) (5.27)

Подставив данные из таблицу 5.1 в формулу (5.27) получим средства на оплату труда персонала:

C_зп = 146555 (1 + 0,7) (1 + 0,26) (1 + 0,04) = 326477,64 руб.

Для расчета затрат на изготовление и отладку проектируемой системы используем калькуляционный метод расчета полной себестоимости.

Порядок расчета затрат на покупные комплектующие изделия и полуфабрикаты приведен в таблице 5.4.

Таблица 5.4 - Расчет затрат на комплектующие изделия

Наименование и тип элемента	Кол-во, шт.	Цена за единицу (без НДС), руб.	Сумма (без НДС), руб.
1	2	3	4
Программное обеспечение RSLogix500, RSView32, RSLinx, Windows NT	-	-	241500
1747-L 541 5/03 CPU 8K Mem. OS 302	1	11072	11072
1746-IB32 32-Input	3	104580	31375
1746-OB32 32-Output	1	13598	13598
1746-NI8 Analog 8 Channel Input-Class 1	8	13067	104533
1746-OW16	4	13698	54792
1746-A13 13-Slot Rack	2	8531	17062
1746-P4 Источник питания	2	4609,5	9219
Шкаф для контроллера ДСКМ	1	26667	26667
ДМ - 2005 Сr	6	4083	24498
CТМ - 10	2	8108	16217
DVA-1-2-1	1	6000	6000
3050 OLV	1	9000	9000
IRFMD	2	6000	12000
Метран-100-ДД-Вн	6	10056	60336
Метран-100-ДИ-Ех	8	10008	80064
Метран-350	15	12202	183030
Метран-200Т	5	13917	69585
СУР-3	1	12208	12208
СУР-5	4	15417	61688
ДУУ-4	4	22500	90000
БПД - 40 - Ех	29	10792	124542
УЭРВ-150.	7	30700	214900
МЭП 39033 - 01	15	18500	277500
ПБР-3А	15	2667	40000
Технологическое оборудование			54167
Кабель контрольный	3000 м	20	50000
Кабель силовой	1000 м	32	26667
Итого:	1404516

Результирующую стоимость занесем в таблицу 5.7.

Затраты на основную заработную плату при изготовлении устройства равны:

L₀ = Т_м З_о, (5.28)

где ЗО - месячная зарплата изготовителя устройства, тыс.руб.;

Т_м - трудоемкость изготовления устройства, чел мес. (таблицу 5.2).

Доплата к заработной плате изготовителя равна:

L_д = L_o. К_д (1+ К_р). (5.29)

Отчисления в социальные фонды:

L_сн = (L_о + L_д). К_сн. (5.30)

Затраты на электроэнергию рассчитаем по формуле:

, (5.31)

где Ц_эл - стоимость одного кВтч электроэнергии, руб.;

N_i - мощность i-го вида оборудования, Вт;

К_{инт i} - коэффициент интенсивного использования оборудования, доли ед.;

t_i - время использования i-го вида оборудования, час;

n - количество использованных приборов, шт.

Расчет затрат на электроэнергию представлен в таблице 5.5.

Таблица 5.5 - Расчет затрат на электроэнергию

Наименование оборудования	Потребляемая мощность, кВт	Стоимость кВт/часа	Время использования
Образцовый датчик давления	0,03	0,62	2 мес.
Образцовый датчик температуры	0,0008	0,62	2 мес.
Образцовый датчик уровня	0,015	0,62	2 мес.
Образцовый датчик расхода	0,001	0,62	2 мес.

Затраты на ремонт рассчитываются по формуле:

, (5.32)

где К_тризг - коэффициент, учитывающий годовые затраты на ремонт, доли ед.;

К_обi - стоимость оборудования, используемого при проверке системы на работоспособность, р.;

n - количество единиц оборудования, шт.;

Т_примi - время использования i-го вида оборудования, год.

Затраты на амортизацию используемого при изготовлении и настройке оборудования рассчитываются по формуле:

А = A_i = (К_обi Н_аi Т_примi/100 %) (5.33)

где H_ai - норма амортизации i-го вида оборудования, %;

m - количество образцовых датчиков.

Исходные данные для расчета амортизации представлены в таблице5.6.

Таблица 5.6 - Амортизация оборудования, используемого в процессе изготовления

Название оборудования	Балансовая стоимость Кобi	Норма амортизации Hai	Время использования Тпримi
1	2	3	4
Образцовый датчик давления	4202 р.	1,67 %	2 мес.
Образцовый датчик температуры	3917 р.	1,67 %	2 мес.
Образцовый датчик уровня	7125 р.	1,67 %	2 мес.
Образцовый датчик расхода	11417 р.	1,67 %	2 мес.

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

Н_ризг = Т_м З₀ (1 + К_д) (1 + К_р) К_нризг. (5.34)

Подставив данные из таблицу 5.2 в формулу (5.28) получим затраты на основную заработную плату при изготовлении устройства (L₀):

L₀ = 2,3 9000 = 20700 руб.

Подставив данные из таблицы 5.1 и расчет по формуле (5.28) в формулу (5.29) получим доплату к заработной плате изготовителя (L_д):

L_д =20700 0,04 (1 + 0,7) = 1407,6 руб.

Подставив расчеты по формулам (5.28), (5.29) в (5.30) получим отчисления в социальные фонды (L_сн):

L_сн = (20700+ 1407,6) 0,26 = 5447,97 руб.

Подставив данные из табл.5.5 в формулу (5.31) получаем затраты на электроэнергию (Э).

Э = 0,62 0,8 1440 (0,03 + 0,0008 + 0,015 + 0,001) = 33,426432 руб.

Подставив данные из таблицы 5.1 и таблицы 5.4 в формулу (5.32) получим затраты на ремонт (Т_р):

Т_р = 0,05 0,2 (4202+ 3917 + 7125 + 11417) = 266,61 руб.

Подставим данные из таблицы 5.6 в формулу (5.33) и получим затраты на амортизацию (A).

А = [(4202 1.67% 2/100%) + (3917 1.67% 2/100%) +

(7125 1.67% 2/100%) + (11417 1.67% 2/100%) ] = 890,4774 руб.

Подставив данные таблицы 5.1 и таблицы 5.2 в формулу (5.34) получаем накладные расходы (Н_ризг).

Н_ризг = 2,3 9000 (1 + 0,04) (1 + 0,7) 0,5 = 18298,8 руб.

Результаты расчетов по статьям калькуляции заносим в таблицу 5.7.

Таблица 5.7- Результирующая таблица для расчетов по статьям калькуляции

№ п/п	Статьи затрат	Затраты на изготовление
	Материалы (по спецификации);	130834
	Покупные комплектующие изделия, полуфабрикаты и услуги кооперативных предприятий (по спецификации);	1404516
	Топливо и электроэнергия на технологические цели;	27,85536
	Производственная заработная плата;	90000
	Доплаты к заработной плате;	1173
	Отчисления на социальные нужды;	6706
	Износ инструментов и приспособлений целевого назначения и прочие специальные расходы;	860,4774
	Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования;	266,61
	Накладные расходы;	15249

Находим общую сумму капитальных затрат на изготовление системы.

К_изг = 1649632,942 руб.

Подставив расчетные значения К_прог., К_раз. и К_изг в формулу (5.17) определим в общем случае единовременные затраты на создание системы:

К = 104255,424 + 255504,488 + 1649632,942 = 2009392,85 руб.

Затраты на амортизацию (А) по формуле (5.15)

А = (1649632,942 20%) / 100% = 329926,58 руб.

5.3 Расчет обобщающих показателей экономической эффективности

Для обоснования эффективности системы используем метод дисконтирования. Допустим единовременные затраты осуществлены за 1 год; со 2 года расчетного периода предприятие получает экономию эксплуатационных затрат, неизменную по годам [17].

Определим общую экономию годовых эксплуатационных затрат в результате автоматизации по отдельным статьям затрат (Э):

Определим экономию эксплуатационных затрат за счет уменьшение потерь нефти по формуле (5.4):

Э_нефти = (1162495,8 1100 0,1) / 100 = 1278745,38 руб.

Экономия затрат на электроэнергию определяется по формуле (5.5):

Э_эл.эн = (1162495,8 1,1 0,62 1) / 100 = 7928,2214 руб.

Экономия затрат на заработную плату определяется по формуле (5.6):

Э_зп = 168000 2 = 336000 руб.

Подставив полученные расчеты по отдельным статьям затрат (Э_нефти, Э_эл.эн, Э_зп) в формулу (5.3) определим общую экономию годовых эксплуатационных затрат в результате автоматизации:

Э = 1278745,38 + 7928,2214 + 336000 = 1622673,601 руб.

Рассчитаем налоги, уплачиваемые государству в связи с введением новой системы автоматизации.

Остаточная стоимость внедряемой системы в 2007 году равна:

К_{о 2007} = 2009392,85 - 329926,58 = 1679466,26 руб.

Налог на имущество от остаточной стоимости внедряемой системы в 2007 году рассчитаем по формуле (5.14):

Н_им = (1679466,26 2 %) / 100 % = 33589,325 руб.

Налог на прибыль от остаточной стоимости внедряемой системы в 2007 году рассчитаем по формуле (5.13):

Н_приб. = [(1622673,601 - 33589,325) 24 %] / 100 % = 381380,226 руб.

Прибыль (чистый доход), обеспечиваемая внедрением системы в 2007 году, определяется по формуле (5.2):

ЧД₂₀₀₇ =1622673,601 + 329926,58 - 381380,226 - 33589,325=1537630,63 руб.

Коэффициент дисконтирования рассчитаем при Е_н = 0,1 для внедренной системы в 2007 году по формуле (5.9)

₂₀₀₇ = 1 / (1 + 0,1)¹ = 0,9091

Чистый дисконтированный доход, обеспечиваемый внедрением системы в 2007 году, определяется произведением ЧД₂₀₀₇ на коэффициент дисконтирования ₂₀₀₇, и последовательным накоплением этих величин:

ЧДД₂₀₀₇ = (-2009392,85) + (1537630,63 0,9091) = - 611532,84 руб.

Жизненный цикл системы 5 лет, аналогично, проводим расчеты для следующих расчетных годов. Результаты вычислений приведены в таблице 5.8.

Таблица 5.8 - Показатели эффективности проекта (данные для определения окупаемости капитальных вложений)

Показатель	2006	2007	2008	2009	2010	2011
1	2	3	4	5	6	7
Единовременные затраты, (инвестиции) руб.	2009392,85	-	-	-	-	-
Экономия эксплуатационных затрат, руб.	-	1622673,60	1622673,60	1622673,60	1622673,601	1622673,60
Амортизационные отчисления, (Na = 20%), руб.	-	329926,58	329926,58	329926,58	329926,58	329926,58
Налог на имущество (2% от остаточной стоимости), руб.	-	33589,325	26990,7938	20392,2622	13793,7306	7195,20
Налог на прибыль (24% от налогооблагаемой прибыли), руб.	-	381380,226	382963,873	384547,521	386131,168	387714,816
Чистый доход, руб.	-2009392,85	1537630,629	1542645,51	1547660,39	1552675,281	1557690,16
Коэффициент дисконтирования, (Е = 10%)	1	0,9091	0,8264	0,7512	0,6829	0,6209
Накопленный чистый дисконтированный доход	-2009392,85	-611546,8236	663366,823	1826146,98	2886645,095	3853848,13

Графический способ расчета срок окупаемости капитальных вложений (Ток) представлен в Приложении М, рисунок М.1. Точка пересечения линии НЧДД и оси абсцисс позволяет определить период окупаемости единовременных затрат. Причем на графике видно, на какой срок дисконтирование увеличивает период возврата. Данные для определения внутренней нормы доходности представлены в таблице 5.9.

Таблица 5.9 - Данные для определения внутренней нормы доходности

Норма дисконта Е	2006г.	2007г.	2008г.	2009г.	2010г.	2011г.
1	2	3	4	5	6	7
НЧДД (Е=0,1)	-2009393	-307616,42	983313,52	2160707,25	3234627,885	4214300,15
НЧДД (Е=0,2)	-2009393	-728034	343247,61	1238884	1987666,9	2613667,60
НЧДД (Е=0,4)	-2009393	-911085,3	-124021,22	439995	844169,07	1133797,31
НЧДД (Е=0,6)	-2009393	-1048374	-445777,8	-67931,03	238770,26	387323,173
НЧДД (Е=0,8)	-2009393	-1155154	-679028,45	-413654,6	-265746,9	-183310,63
НЧДД (Е=0,9)	-2009393	-1200114	-772787,94	-547148,6	-428006,2	-365097,1

Графический способ расчета ВНД представлен в Приложении М, рисунок М.2. На графике внутренняя норма доходности представлена пересечением кривой НЧДД с нулевой линией. Для построения кривой зависимости НЧДД и коэффициента эффективности капитальных вложений зададимся несколькими значениями Е; рассчитаем для них t; определим НЧДД и по полученным точкам построим кривую.

Таким образом, внутренняя норма доходности инвестиционного проекта ВНД = 0,71.

Следовательно, для реализации предложенного проекта можно брать кредит в банке до 71% годовых.

В Приложении М показано, какое значение должна принять ставка дисконта, чтобы НЧДД обратился в нуль.

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

­ амортизационные отчисления;

­ экономия затрат;

­ налоги;

­ цены на комплектующие.

Причем, наиболее вероятно изменение этих параметров в пределах от -20% до +20%.

Для построения прямой, отражающей зависимость ЧДДН от изменения параметра, достаточно двух точек. Поэтому пересчет показателя эффективности (ЧДДН) осуществляется для крайних значений вариации фактора.

Результаты пересчета ЧДДН, при изменении выше указанных параметров, представлены в таблице 5.10.

Таблица 5.10. - Пересчет показателей эффективности (ЧДДН)

Наименование фактора	-20%	0%	20%
Экономия затрат	6190890	7706980	9116337
Амортизация	7605719	7706980	7808241
Налоги	8196729	7706980	7596681
Цены на комплектование	8011117	7706980	7500470

По данным таблицы 5.10. построим диаграмму «ПАУК» - Приложение Н, рисунок Н.1.

Степень чувствительности проекта к изменению того или иного параметра определяется углом наклона прямой к оси абсцисс. Так как изменения ЧДДН, при заданной вариации параметров, находятся в положительной области (полученная фигура располагается в области положительных значений) - проект не имеет риска. Если бы значения ЧДДН попали в отрицательную область, то решение об оптимальном варианте, выбранном на основе критериев, следует пересмотреть с учетом анализа чувствительности проекта [16].

Из диаграммы «ПАУК» видно, что проект наиболее чувствителен к уменьшению экономии затрат, полученной от внедрения АСУ ТП, т.е. к увеличению годовых эксплуатационных затрат. На втором месте по степени чувствительности системы к риску стоит фактор уменьшения амортизационных отчислений. Так при уменьшении амортизационных отчислений, проект становится все более чувствителен к риску. На третьем месте - 2 фактора: увеличение налогов и цен на комплектующие. Так при увеличении налогов или цен на комплектующие изделия, увеличивается степень чувствительности проекта к риску.

5.4 Выводы по разделу

После проведения анализа вычислили рентабельность капитальных вложений, по формуле (5.8):

P = [(3853848,13/ 2009392,85)+1] 100 % = 191 %,

внутреннюю норму доходности инвестиционного проекта ВНД = 0,71, высчитали срок окупаемости проекта, который составил 2,5 года.

Полученные результаты свидетельствуют о достаточно высокой экономической эффективности данного проекта (таблица 5.11).

Таблица 5.11. - Сводная таблица показателей экономической эффективности проекта

Показатели	Значение показателей
Капитальные вложения, руб.	2009392,85
Экономия эксплуатационных затрат, руб.	1622673,601
Накопленный чистый дисконтированный доход, руб.	3853848,13
Срок окупаемости, лет	2,5
Внутренняя норма доходности, %	71
Рентабельность, %	191

Следовательно, можно говорить о прибыльности внедрения разработанной в данном дипломном проекте системы автоматизации.

6. Безопасность и экологичность проекта

Проблема защиты окружающей природы - одна из самых важнейших задач в настоящее время. Выбросы промышленных предприятий, энергетических систем и транспорта в атмосферу, водоемы и недра на современном этапе развития достигли таких размеров, что в ряде районов земного шара, особенно в крупных промышленных центрах, уровни загрязнения существенно превышают допустимые санитарные нормы.

Процессы добычи, подготовки, транспортировки и переработки нефти с точки зрения экологии относятся к разряду опасных.

Основными причинами негативных явлений, таких как травматизм, аварии, пожары являются:

­ несоответствие технологических процессов современным требованиям очистки выбросов, устаревшее оборудование;

­ недостаточный уровень обучения и квалификации персонала.

Современный темп и уровень производства требует проводить работы по снижению психологических нагрузок с персоналом. Обеспечивать более комфортабельную рабочую среду, рациональную организацию производства, своевременно проводить работу с кадрами для повышения психофизиологического уровня [18].

6.1 Обеспечение безопасности работающих

6.1.1 Характеристика условий труда

Наличие на дожимной насосной станции легковоспламеняющихся жидкостей, паров газа, способность их образовывать с воздухом взрывоопасные смеси позволяет отнести ее к взрыво-пожароопасной. Так же на ней применяется сырье и реагенты обладающие токсичностью и вредные для человека.

Опасными факторами, действующими на ДНС, являются:

­ использование, обработка на станции значительных количеств ЛВЖ (нефти) при ее сепарации, перекачке;

­ наличие избыточного давления взрывоопасных газов в аппаратах станции на стадии сепарации;

­ наличие испарений через не плотности дренажной системы а также утечки газов через не плотности при 'дыхании' резервуаров в случае их заполнении в аварийных ситуациях;

­ наличие опасного высокого напряжения электрического тока в электродвигателях насосов;

­ применение в процессе расслоения водонефтяной эмульсии деэмульгаторов, обладающих токсичностью опасной для человека.

Для повышения безопасности обслуживающего персонала при эксплуатации и ремонте оборудования на объектах месторождения предусматриваются следующие мероприятия по обеспечению безопасного ведения технологического процесса:

­ к работе на станции допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие в установленном порядке медосмотр, обучение, инструктаж;

­ после прохождения стажировки на рабочем месте обслуживающий персонал должен сдать экзамен на допуск к самостоятельной работе;

­ строгое соблюдение графиков ППР оборудования и приборов;

­ осуществление систематического контроля выполнения должностных инструкций, об соблюдении правил безопасности;

­ своевременное выполнение мероприятий по подготовке объектов к эксплуатации в осенне-зимний период и подготовки к весеннему паводку;

­ соблюдение мер пожарной безопасности при эксплуатации проведение пожара - взрывоопасных работ;

­ основное технологическое оборудование расположено в блоках, оснащено предохранительными клапанами на случай повышения давления выше расчетного;

­ производственный процесс автоматизирован, управление технологическими процессами осуществляется дистанционно из операторной;

­ нефтегазосепараторы и эстакады снабжены площадками и лестницами для свободного и безопасного доступа обслуживающего персонала к арматуре и приборам КИП;

­ на щите операторной предусмотрена сигнализация отклонений параметров процесса от расчетных;

­ на узлах запорной арматуры, в случаях когда высота штурвалов задвижек превышает 2 м предусмотрено сооружение площадок обслуживания.

Процесс частичного обезвоживания и перекачки нефти осуществляется в закрытой системе, поэтому основными задачами обслуживающего персонала является:

­ не допускать разгерметизации оборудования и коммуникаций;

­ вести технологический режим в соответствии с утвержденной технологической картой;

­ непрерывно, по показаниям приборов, путем обхода и визуального осмотра контролировать состояние оборудования, коммуникаций, арматуры, сальников насосов, состояние сварных швов резервуаров;

­ в зимнее время усиливать внимание за состоянием тупиковых участков трубопроводов и выключенных из работы участков трубопроводов на предмет освобождения их от воды;

­ в работе руководствоваться действующими инструкциями по безопасности труда, по видам работ;

­ при возникновении неполадок немедленно принять меры по их устранению и предотвращению возникновения аварий;

­ контролировать исправность заземления оборудования и электроустановок;

­ контролировать исправность молнезащиты оборудования;

­ следить за нормальной освещенностью рабочих мест;

­ не допускать загромождения проходов и лестниц [19].

6.1.2 Средства индивидуальной защиты

Применяемые на ДНС вещества по токсичности относятся к группе умеренно опасных. Они могут вызвать отравления при попадании внутрь организма, поэтому обслуживающему персоналу необходимо соблюдать правила техники безопасности и производственной санитарии, на рабочем месте находиться в спецодежде, иметь и уметь пользоваться индивидуальными средствами защиты.

Все работающие должны быть обеспечены соответствующей спецодеждой, специальной обувью и предохранительными приспособлениями, которые должны выдаваться по установленным нормам.

Перечень спецодежды работников:

­ костюм хлопчато - бумажный для защиты от нефти и нефтепродуктов;

­ сапоги резиновые и юфтевые, ботинки кожаные (без железных набоек). Подошвы спецодежды должны быть выполнены из материала, не дающего искр при движении от статического электричества.

При работе в зимнее время работники обеспечиваются дополнительно теплой одеждой (рукавицы меховые, костюм для защиты от пониженных температур, валенки, шапка-ушанка).

При работе с деэмульгаторами, и другими вредными веществами рабочие обеспечиваются следующей спецодеждой:

­ рукавицы прорезиненные или резиновые перчатки;

­ фартук прорезиненный;

­ защитные очки;

­ сапоги резиновые.

Спецодежда и спец. обувь должны соответствовать размеру и росту работающего, не должны стеснять движения работника во время работы.

Для защиты органов дыхания каждый работник должен уметь пользоваться противогазом [19].

6.1.3 Электробезопасность

Электротравматизм находится в непосредственной зависимости от уровня организации эксплуатации электрохозяйства предприятия.

Виды травм, связанных с воздействием электрического тока на человека, могут быть различны по тяжести и зависят от ряда факторов, в том числе от строения живого организма, напряжения, рода и частоты тока и пути его протекания, схемы включения человека в сеть, условий окружающей среды. Проходя через организм человека, электрический ток оказывает термическое, электролитическое и биологическое действие. Наиболее опасным принято считать электрический удар, приводящий к остановке сердца и лёгких.

Основным же поражающим фактором является сила тока, протекающая через тело человека, обуславливающая различную реакцию организма: от ощущения лёгкого зуда (0,6-1,5 мА частоты 50 Гц - для переменного тока и 5-7 мА - для постоянного тока) до непроизвольного судорожного сокращения мышц и тканей (25мА переменного тока и 80мА постоянного тока), а также фибрилляции сердца и его остановки (100мА и выше).

Травмы происходят как при непосредственном прикосновении к токоведущим частям или корпусу оборудования, оказавшемуся под напряжением, так и при прохождении вблизи токоведущих частей, находящихся на недопустимо близком расстоянии. В этом случае возникает электрическая дуга между токоведущей частью и телом человека.

Согласно стандарта (ГОСТ 12.1.038.-82) при выборе и расчёте технических устройств и других средств защиты учитываются три основных параметра: сила тока Ih, протекающего через тело человека, напряжение прикосновения Uпр и длительность протекания тока tc.

Согласно Правилам устройства электроустановок (ПУЭ) по опасности поражения электрическим током помещения ДНС относятся к помещениям с повышенной опасностью и имеют категорию взрывоопасности В-IА. Поэтому все датчики СИ имеют искробезопасные цепи и уровень взрывозащиты для категории взрывоопасной смеси IIВ и группы Т3.

Защитой от прикосновения к токоведущим частям, находящимся под напряжением являются изоляция проводов, ограждения, блокировки и другие средства. Защитой от напряжения, появившегося на корпусах электроустановок ошибочно или в результате нарушения изоляции, является защитное заземление, зануление и защитное отключение. В электроустановках следует применять электрозащитные средства [1].

6.2 Оценка экологичности проекта

Экологичность проекта рассматривается согласно правил и норм, изложенных в санитарных и природоохранных законодательных документах. Критерием экологической чистоты объекта новой техники, технологического процесса производства или его эксплуатации служит количество отходов, образующихся при эксплуатации оборудования и учетом их токсичности.

Внедрение системы автоматизации ДНС, способствует своевременному обнаружению различных утечек, правильному автоматическому реагированию системы на такие виды аварий (включение и выключение соответствующих исполнительных механизмов, открытие и закрытие задвижек и клапанов, срабатывание аварийных сигналов).

Предусматриваемые проектом системы и средства автоматизации обеспечивают автоматическую защиту и блокировку оборудования в соответствии с требованиями действующих норм и правил безопасности, охраны труда, защиты окружающей среды, противопожарных мероприятий. Проектируемые системы автоматического управления обеспечивают выполнения следующих условий:

­ при любом виде управления (автоматическом, дистанционном или местном) действует автоматическая защита оборудования ДНС;

­ при повреждении системы автоматического управления, отсутствии электроэнергии на управляемом оборудовании не возникает аварийное состояние, а предусматриваются технические решения для его избежания.

Схемы аварийной сигнализации предусматривают сохранение сигнала до его снятия диспетчером, даже если причина сигнала за это время исчезла.

Приборы и средства автоматизации, устанавливаемые в помещениях и на площадках, имеющих взрывоопасные зоны, отвечают требованиям 'Правил устройства электроустановок' и выбраны в соответствии с классом взрывоопасности, категорий и группой взрывоопасных смесей.

Для контроля за наличием взрывоопасных концентраций в помещениях класса В-IА устанавливаются сигнализаторы загазованности, блокированные с устройством аварийной вентиляции. Сигнализаторы загазованности блокируются также устройствами световой и звуковой сигнализации, оповещающей персонал при наличии в помещении концентраций газов и паров, превышающих ПДК, или достигающих 20% нижнего предела взрываемости [18].

6.2.1 Воздействие объектов ДНС на окружающую среду

Одним из источников загрязнений природы на ДНС являются производственные отходы. Данные об объеме, составе, видах производственных отходов приведены в таблице 6.1.

Основными источниками загрязнения атмосферы на месторождении являются устья добывающих и нагнетательных скважин, фланцевые соединения оборудования, трубопроводов, установки для закачки ингибиторов коррозии, солеотложения, парафиноотложения, замерные установки.

На площадке ДНС основными источниками загрязнения атмосферы являются фланцевые соединения оборудования, арматуры и трубопроводов, утечки из сальников насосов.

Таблица 6.1 - Данные о производственных отходах

Объект ДНС	Кол - во отходов, т/год	Физическое состояние	Химический состав	Периоди- чность	Способ утилизации
Сепаратор 1 ступени	2.5	пастообразно	нефть, песок	1 раз в 2 года	песок для отсыпки дорог
Буферная емкость	2	пастообразно	нефть, песок	1 раз в 3 года	песок для отсыпки дорог
Тара от реагентов	1	твердое	ингибитор коррозии	постоянно	передача вторчермету

На ДНС возможны залповые выбросы при опорожнении оборудования во время его остановки, а также другие залповые выбросы.

В целях предупреждения загрязнения атмосферного воздуха следует проводить ряд мероприятий:

­ полная герметизация системы сбора и транспорта нефти;

­ 100 % контроль швов сварных соединений трубопроводов;

­ испытание трубопроводов и оборудования на прочность и герметичность после монтажа;

­ защита оборудования от коррозии;

­ оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное, с учетом требований « Правил и безопасности эксплуатации сосудов, работающих под давлением»;

­ откачка нефти из аппаратов при ремонтных работах оборудования в аварийные емкости;

­ применение современного блочно- комплексного оборудования повышающего надежность эксплуатации объекта [1].

6.2.2 Воздействие ДНС на поверхностные и подземные воды

Территория ДНС составляет 2.24 Га. При строительстве запроектированного объекта воздействие на поверхностные воды будет происходить при:

­ устройстве подводных переходов трубопроводами;

­ строительстве автодорог и мостов;

­ использовании поверхностных вод на производственные нужды.

Наиболее характерными последствиями при строительстве подводных переходов являются:

­ нарушение берегов водных преград, частичное нарушение рельефа;

­ повреждение русла рек;

­ нарушение растительности на берегах водоемов;

­ загрязнение местности отходами строительного производства.

Основными видами воздействия на поверхностные и подземные воды являются:

­ загрязнение водных объектов;

­ водопотребление.

Анализ всех факторов, воздействующих на подземные воды, природоохранных мероприятий, позволяет заключить, что воздействие на подземные воды при обустройстве и эксплуатации не приведет к их истощению и загрязнению.

Об этом свидетельствует и то, что:

­ строительство водопропускных сооружений на автодорогах позволит избежать существенного изменения гидрологического режима поверхностных и грунтовых вод, а также явлений подтоплений;

­ загрязнение поверхностных вод предупреждается за счет строительства площадок за пределами водо-охранных зон [1].

6.2.3 Почвенно-растительный покров

Площадка ДНС предусматривает вырубку леса в радиусе 50м от всех зданий и сооружений. Особо неблагоприятное воздействие на почвенно- растительный слой возможно при авариях на нефтепроводах. Уменьшение воздействия можно создать путем формирования при выборе трасс всех линейных сооружений в единые технологические коридоры, а также размещение трубопроводов на технологически менее уязвимых угодьях, на менее ценных землях. А также нужно проводить рекультивацию земель (уборка мусора, посев растений, восстановление земель).

Локализация нефтяного загрязнения на поверхности почвы при малых разливах нефти осуществляется путем оконтуривания участка плугами с глубиной погружения в почву на 20- 25 см. При средних аварийных разливах локализация осуществляется путем установления барьеров из земли.

Локализация больших объемов разлива нефти производится с помощью отрываемых траншей.

После локализации производится сбор нефти (сорбенты в виде рулонов, матов, порошка).

Далее ведется рекультивация участков.

Таким образом, выполнение технических и природоохранных проектных решений обеспечивает надежную работу трубопроводов, а воздействия на окружающую среду при строительстве, эксплуатации и возможных авариях будет минимально [1].

6.2.4 Противопожарные мероприятия

Основными взрыво и пожароопасными вредными и токсичными веществами находящимися в производстве являются: нефть, нефтяной газ, сточные и пластовые воды, метанол, ингибитор.

Проектируемые сооружения размещены на безопасном расстоянии от смежных предприятий и не могут представлять для них серьезной опасности.

Основными источниками опасности являются:

­ насосы перекачивающие нефть под большим давлением;

­ электродвигатели подключенные к сетям высокого напряжения;

­ соединительные муфты насосов и электродвигателей;

­ трубопроводы высокого давления.

Вредные и пожароопасные вещества подлежат удалению системами вытяжной вентиляции из помещения в котором они находятся.

Сепарационная и другая аппаратура работающая под давлением оборудуется предохранительными клапанами, манометрами и указателями уровня.

Оборудование вытяжной вентиляции взрывоопасных помещений предусмотрено во взрыво-безопасном исполнении.

Кнопки дистанционного пуска пожарных насосов устанавливаются в операторной и на видных легко доступных местах. Противопожарное оборудование хранится в специальном блок - боксе.

Согласно положениям СН-245-71 объекто-обустройства ДНС по санитарной классификации относится к третьему классу. Нормируемая санитарно- защитная зона-300м.

Система пожарно- охранной сигнализации обеспечивает надежную охрану объектов и современное оповещение дежурного персонала о возникновении пожара.

Средствами пожарной сигнализации оснащаются следующие объекты:

­ емкость дренажная;

­ блок насосной внешней перекачки;

­ блок- бокс насосной дозирования ингибитора с насосами.

Проектом автоматизации предусмотрена следующая работа системы пожаротушения:

­ автоматический пуск насосов пожаротушения при возникновении пожара в любом помещении;

­ автоматическое открытие задвижек пожаротушения в соответствующих помещениях;

­ автоматическое отключение насосов для циркуляции воды в системе пенотушения при пуске насосов пожаротушения;

­ автоматический ввод резервного насоса при выходе из строя рабочего;

­ дистанционный пуск пожаронасосов из операторной;

­ контроль давления насосов на выкиде насосов;

­ пуск пожаронасосов дренажной емкости.

Для получения пенообразующего раствора применяется пенообразователь ПО-6К. В качестве пенообразующих устройств приняты пеногенераторы ГПС-600.Сигнализация о работе пожаронасосов и открытии задвижек вынесена в операторную [1].

6.3 Прогнозирование чрезвычайных ситуаций

Наиболее опасными участками ДНС являются сепараторы С-1, С-2, газосепаратор ГС, насосные блоки, запорная арматура, фланцевые соединения, узлы учета нефти и газа.

Основные причины техногенного характера, которые могут повлечь за собой аварии и несчастные случаи:

­ отступление от норм технологического регламента (превышение допустимых параметров по давлению, температуре, уровню жидкости в аппаратах и т.д.);

­ нарушение инструкций безопасного производства работ;

­ неисправность приборов КИПиА, неработоспособность системы сигнализации и блокировок;

­ коррозия аппаратов и ответвленных трубопроводов;

­ нарушение герметичности технологического оборудования;

­ нарушение инструкций безопасного проведение работ, низкая производственная дисциплина технологического персонала;

­ несвоевременное проведение ремонтных работ;

­ несоблюдение сроков ревизии ППК;

­ отключение электроэнергии и воды.

Основные правила по предотвращению нарушения технологического режима:

­ строгое соблюдение аналитического контроля каждые два часа;

­ визуальная проверка сальниковой набивки и утечки жидкости через сальники на насосных агрегатах;

­ недопущение нахождения на объекте посторонних лиц и техники.

При аварийной ситуации на станции действия обслуживающего персонала должны быть направлены:

­ на спасение людей, застигнутых аварией и оказание первой помощи пострадавшим;

­ пpинять меpы для вызова вpача к месту пpоисшествия или доставки постpадавшего в медицинский пункт;

­ на локализацию аварии, отключение находящегося в аврийном состоянии оборудования;

­ на принятие мер, уменьшающих вредное воздействие аварии и ее последствий;

­ на быстрейшую ликвидацию аварии и ее последствий;

­ на вывод установки после ликвидации на нормальный технологический режим.

Рассмотрим более основательно чрезвычайную ситуацию - порыв нефтепровода на ДНС.

Определим возможный экологический ущерб, нанесенный окружающей природной среде в результате аварийных разливов нефти из-за нарушения технологического режима работы ДНС. В частности рассчитаем общий объем нефти, растворенной в водном объекте.

Предельно-допустимый сброс (ПДС) - это масса вещества в сточных водах, максимально допустимая к отведению с установленным режимом в данном пункте водного объекта, в единицу времени с целью обеспечения нормального качества воды в контрольном створе (г/час).

ПДС (г/час) рассчитывается:

ПДС = q Спдс, (6.1)

где q - утвержденный расход сточных вод, м³/час;

Спдс - допустимая концентрация загрязняющего вещества в сточных водах, г/м³

ПДС = 833 27,601 = 22991,535 г/час = 201,41 т/год

Концентрация каждого загрязняющего вещества в контрольном створе (Ск.ст., мг/л) определяется уравнением:

Ск.ст =[(Сст - Сф) / n] + Сф, (6.2)

где Сст - фактическая концентрация загрязняющего вещества в сточных водах, мг/л (для нефтепродуктов Сст =0,25 мг/л);

Сф - фоновая концентрация загрязняющего вещества в водном объекте, мг/л (для нефтепродуктов Сф = 0,24 мг/л);

n - кратность общего разбавления сточных вод в водном объекте.

Ск.ст =[(0,25 - 0,24) / 456,0147] + 0,24 = 0,24002193 мг/л

Допустимая концентрация каждого загрязняющего вещества в сточных водах

(Спдс, мг/л) определяется по формуле:

Спдсi = n (Спдкi - Сфi) + Сфi, (6.3)

где Спдкi -предельно допустимая концентрация загрязняющего вещества в водном объекте, мг/л (для нефтепродуктов Спдк =0,3 мг/л);

Сфi -фоновая концентрация загрязняющего вещества в водном объекте, мг/л);

Спдс = 456,0147 (0,3 - 0,24) + 0,24 = 27,601 мг/л

Фактический сброс Мi (г/час) загрязняющего вещества определяется:

Мi = q Сстi, q = 833 м³/час

М = 833 0,25 = 208,25 г/час

Расчеты Спдс и ПДС для всех водных объектов аналогичны, различие лишь в расчете показателя кратности разбавления (n), который зависит от типа водного объекта.

Кратность разбавления (n) сточных вод при сбросе в водный объект определяется по методу Руффеля и состоит из начального разбавления (nн), происходящего непосредственно у выпуска, и основного разбавления (nо), которое продолжается по мере удаления от места выпуска. При стоке в водоем (n):

n = nн nо, (6.4)

n = 1,0001111 455,9641 = 456,0147

При этом рассматриваются два случая:

­ выпуск в мелководную часть или верхнюю треть глубины водоема, а загрязненная струя распространяется вдоль берега и имеет одинаковое с ветром направление;

­ выпуск в нижнюю треть глубины водоема, а загрязненная струя распространяется к береговой полосе против выпуска и имеет направление обратное направлению ветра.

Так как нефтепровод, из которого произошел аварийный разлив нефти, находится на мелководье для расчета кратности разбавления (n) выбираем первый случай.

Метод Руффеля имеет следующие ограничения:

­ средняя скорость ветра не превышает 5,5 м/с и соответствует наиболее неблагоприятному в санитарном отношении направлению ветра: в первом случае - вдоль берега, во втором - от берега;

­ расстояние от выпуска да контрольного створа вдоль берега в первом случае не превышает 1км; во втором - не более 500 м.

Кратности начального разбавления (nн) определяется по формуле:

nн = (q + 2,15 10^-3 V Н²_ср)/(q + 2,1510^-4 VН²_ср), (6.5)

где q - расход сточных вод, м³/с (q =2,3 м³/с);

V - скорость ветра, м/с (V =3,3 м/с);

Н²_ср - средняя глубина водоема вблизи выпуска, м (Н_ср=0,2м).

nн = (2,3 + 2,15 10^-3 3,3 0,2²)/(2,3 + 2,1510^-4 3,3 0,2²₎ = 1,0001111

Кратность основного разлива определяется:

, (6.6)

где L расстояние от места выпуска до контрольного створа, м (L = 300 м).

;

Расчет платы за загрязнение поверхностных вод вследствие разлива нефти при авариях на нефтепроводах производится в соответствии с положениями Постановления правительства Российской Федерации от 28.08.92 г. № 632 “Об утверждении порядка определения платы и ее предельных размеров за загрязнение окружающей природной среды (ОПС), размещение отходов, других видов вредного воздействия ”. В связи с тем, что загрязнение ОПС при аварийных разливах нефти не подлежит нормированию, вся масса происходящих при этом выбросов растворенной в воде нефти должна учитываться как сверхлимитная.

Пасi = АСi Ni 25 К_э К_ин, (6.7)

где АСi - аварийный сброс загрязняющего вещества в водный объект, т/год.

К_э - коэффициент экологической ситуации (для водных объектов Тюменской области К_э = 1,05);

К_ин - коэффициент инфляции (К_ин = 110,92);

Ni - базовый норматив за сброс 1 тонны загрязняющего вещества, руб (для нефтепродуктов Ni = 44,35 руб).

Пасi =201,4058 44,35 25 1,05 110,92= 26007868,81 руб

Плата за загрязнение ОПС разлившейся нефтью при авариях на нефтепроводах не освобождает эксплуативующие их предприятие от своевременного проведения мероприятий по ликвидации последствий аварий разливов нефти и соблюдения требований и правил, предусмотренных Законом РФ “ Об охране окружающей природной среды ” [20].

При порывах трубопроводов необходимо отключить поврежденный участок, отглушить поврежденный участок, освободить от продукта, убрать замазученность или устранить загазованность в месте порыва и приступить к ремонту.

6.4 Выводы по разделу

Из проведенного анализа системы автоматизации на дожимной насосной станции и устойчивости элементов объекта пришли к выводу, что ДНС, при соблюдении правил техники безопасности и графика профилактических работ, является относительно безопасным производством для жизнедеятельности человека и экологии.

Автоматизация системы управления технологическими процессом на ДНС позволяет создать безлюдную технологию, а также сократить число аварий (загазованность, порыв трубопровода, пожар, взрыв) за счет срабатывания технологических защит и блокировок.

При порыве нефтепровода на ДНС ущерб, нанесенный окружающей природной среде, оценивается как тяжелый.

Заключение

Для достижения наибольшей эффективности работы дожимной насосной станции ДНС-7 Федоровского месторождения необходимо использовать автоматизированную систему управления технологическим процессом.

Автоматизированная система в дипломном проекте разработана на базе контроллера SLC-500. Составлена программа для данного контроллера, с использованием программного обеспечения для программирования микропроцессорных контроллеров серии SLC-500 RSLogix500. Разработан информативно емкий и удобный в работе MMI (человеко-машинный интерфейс), разработанный в RSView3.2.

Объем сигналов системы является следующий:

­ дискретные входы - 158;

­ дискретные выходы - 67;

­ аналоговые входы - 51.

Данный проект обеспечивает минимальное вмешательство человека в технологический процесс.

Приборы и микропроцессорный контроллер достаточно надежны и современны, что гарантирует безотказную и эффективную работу технологического процесса.

Комплексной оценкой экономической эффективности спроектированной системы автоматизации, было установлено, что реализация проекта прибыльна (внутренняя норма доходности 71%, срок окупаемости 2,5 года), а сама система является рентабельной (191%).

Список используемых источников

1 “Технологический регламент ДНС-7 Федоровского месторождения нефти“ - 61 c.

2 www.tek.ibs.ru

3 www.avtprom.ru

4 www.automation-draives.ru

5 www.cta.ru

6 Приборы и средства автоматизации. Каталог.Т.7. Приборы регулирующие. Сигнализаторы температуры, давления, уровня. Датчики реле. Исполнительные механизмы отечественного и зарубежного производства.- М.: ООО Издательство «Научтехлитиздат», 2005.488 с.

7 “Альбатрос. Каталог продукции. Выпус 9”. - Москва: ЗАО “Альбатрос”, 2005. - 324 с.: ил.

8 “Датчики температуры. Тематический каталог № 2”. - Выпуск 3 - Челябинск: Промышленная группа “Метран”, 2005. - 200 с.: ил.

9 “Датчики давления: Тематический каталог № 1”. - Выпуск 3 - Челябинск: Промышленная группа “Метран”, 2005. - 312 с.: ил.

10 “Вибропреобразователи DVA-1. Руководство по эксплуатации”. - Пермь: ООО НПП “ТИК”, 2003 - 19 с.: ил.

11 “Расходомеры. Счетчики. Клапаны. Регуляторы: Тематический каталог № 3”. - Выпуск 3 - Челябинск: Промышленная группа “Метран”, 2005. - 204 с.: ил.

12 www.ruscable.ru

13 “Системный обзор SLC 500”. Обзор. - Allen-Bradley, 1999. - 46 с.: ил.

14 “Процессоры в модульном исполнении SLC5/03 и SLC5/04”. - Allen-Bradley, 1999. - 74 с.: ил.

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

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

17 Методические указания к оценке экономической эффективности технических систем в курсовом и дипломном проектировании для студентов направления АСОиУ, АТП, УИТС дневного и заочного обучения. Доцент И.А. Силифонкина, ассистент М.П. Ермакова, отв. Редактор к.э.н., доцент Л.Н. Руднева. Тюмень 2003.-32с

18 Безопасность жизнедеятельности и промышленная безопасность. Учебное пособие, под ред. Проф.В.Д. Шантарина. Изд-е 2, Стероид-Тюмень. ТюмГНГУ 2003.-308с.

19 Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов Трушкин В.И., Курченков В.Г., Янович А.Н М: Недра, 1985 г.-107 с.

20 Основы законодательства Российской Федерации об охране здоровья граждан от 22 июля 1993г. №5487-1(с изменениями от 2 марта 1998г., 20 декабря 1999г., 2 декабря 2000г.)

21 Методические указания по дипломному проектированию для студентов очного и заочного обучения специальности 220201 - Управление и информатика в технических системах. Ассистент кафедры КС Медведева М.М., ассистент кафедры КС Фомин В.В., ассистент каф. КС Дубатовка У.В..Редактор: д.т.н., профессор, зав. каф. КС Кузяков О.Н., Тюмень, ТюмГНГУ 2006.- 29с