Проектирование автоматизированной системы управления подогревом нефти Самотлорского месторождения

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Геология
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

916,38 Кб
Опубликовано:

2013-09-29

Все дипломные работы по геологии

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Проектирование автоматизированной системы управления подогревом нефти Самотлорского месторождения

Содержание

Введение

. Исследование автоматизированной системы управления подогревом нефти в печах типа ПТБ-10

1.1Общая характеристика установки подготовки нефти ЦПС Самотлорского месторождения

.2Описание печей типа ПТБ-10

.3Описание конструкции печи ПТБ-10А

.4Принцип работы печи типа ПТБ-10

.5Преимущества конструкции печи ПТБ-10А

.6Блочная структура технологической схемы печи ПТБ-10А

.7Перечень параметров, характеризующих процесс подогрева нефти в печах типа ПТБ-10

2. Постановка задачи на разработку автоматизированной системы управления подогревом нефти

2.1Характеристика комплекса задач

.2Функции АСУ ПТБ

.3Перечень входных сигналов

.4Перечень выходных сигналов

.5Выходные документы

3. Разработка системы управления процессом подогрева нефти в блоке печей ПТБ-10А

3.1Построение структуры АСУ ПТБ

.2Требования к комплексу технических средств АСУ ПТБ

.3Требования к комплексу технических средств нижнего уровня

3.3.1Обоснование выбора датчиков давления

.3.2Обоснование выбора термопреобразователей

.3.3Комплекс технических средств нижнего уровня не требующий выбора

3.4Критерии выбора микроконтроллера

3.4.1Обоснование выбора микроконтроллера

.4.2Конфигурация контроллера SIMATIC S7-300

3.5Разработка программного обеспечения

3.5.1Средства реализации программного обеспечения

.5.2Обоснование выбора SCADA-системы

.5.3Описание алгоритмов работы печи

.5.4Структура операторского интерфейса

4. Расчет точности отображения на экранах аналоговых значений

. Расчет надежности системы автоматизации

5.1Назначение расчета надежности системы

.2Исходные данные о системе

.3Структурный метод расчета надежности

.4Расчет показателей надежности

5.4.1Структурная схема соединения элементов

.4.2Надежность системы при реализации информационной функции

.4.3Надежность системы при реализации управляющей функции

.4.4Надежность системы при реализации функции защиты

5.5.5 Анализ результатов расчета

6. Безопасность и экологичность проекта

6.1Обеспечение безопасности работающих

6.1.1Характеристика условий труда

.1.2Разработка рабочего места оператора с учетом требований эргономики

.1.3Расчет освещенности операторной

.1.4Электробезопасность и защита от статического электричества

6.2Экологичность проекта

6.2.1Расчет выбросов дымовых газов в атмосферу

6.3Чрезвычайные ситуации

6.3.1Характеристика чрезвычайных ситуаций

.3.2Взрывозащита электрооборудования

.3.3Противопожарные мероприятия

6.4Выводы по разделу

7. Расчет показателей экономической эффективности внедрения средств автоматизации

7.1Расчет единовременных затрат

.2Экономия эксплутационных расходов в условиях функционирования системы

.3Расчет показателей эффективности

.4Анализ чувствительности проекта

.5Выводы по разделу

Заключение

Список использованных источников

Приложение

Введение

Современная автоматизация, основанная на компьютерных технологиях, стремительно ворвалась в жизнь буквально в последнее десятилетие. Подлежащего переоснащению оборудования очень много, и даже крупные нефтяные компании осуществляют переход на новую технику поэтапно. При этом очередность модернизации может диктоваться не только технологическими соображениями, но и некоторыми внешними факторами. Так, например, печи подогрева нефти - обязательное технологическое звено установок подготовки нефти - в традиционном исполнении оказались несоответствующими новым требованиям Госгортехнадзора. В настоящее время в районах нефтедобычи Западной Сибири работают сотни печей подогрева нефти типа ПТБ-10 (производства Сызранского завода) и Магдебург. ТП подогрева нефти в таких печах достаточно прост: нефть по трубе-змеевику проходит через емкость-теплообменник, в которой подвергается нагреву пламенем горящей газовоздушной смеси от ряда горелок. На сегодня системы подогрева нефти в этих печах оказались морально устаревшими по целому ряду параметров, а именно:

- объем информационных функций имеющихся средств автоматизации не обеспечивает эффективного ТП подогрева нефти, отсутствует возможность работы в составе АСУТП установки подготовки нефти в целом;

- работа печей часто идет без автоматического регулирования подачи топливного газа, что приводит к перерасходу топлива и ухудшению экологической обстановки;

- номенклатура оснащения средствами КИПиА не соответствует действующим требованиям, схема газовой обвязки не обеспечивает контроля загазованности в застойных зонах функциональных блоков печей, что может привести к аварийной ситуации.

1. Исследование автоматизированной системы управления подогревом нефти в печах типа ПТБ-10

1.1 Общая характеристика установки подготовки нефти ЦПС Самотлорского месторождения

Установка подготовки нефти ЦПС Самотлорского месторождения цеха подготовки и перекачки нефти нефтегазодобывающего управления "Когалымнефть" предназначена для подготовки сырой нефти, поступающей на установку по отдельным нефтепроводам Самотлорского месторождения.

Установка предназначена для подготовки и перекачки 6 млн. тонн нефти в год. Подготовленная товарная нефть передается Сургутскому управлению магистральных нефтепроводов для дальнейшей перекачки нефтеперерабатывающим заводам. В состав установки входят:

а) типизированный Узел Подготовки Нефти УПН ГДР - ЦПС:

два закрытых единых технологических блока ЕТБ-1,2, блок технологических печей для подогрева нефти ПТБ-10А/1-5, насосная внутренней перекачки, насосная пластовой воды, воздушная компрессорная, блоки приготовления и дозирования деэмульгатора и ингибитора коррозии, противопожарная насосная станция, операторная, блоки дренажных емкостей для сбора утечек уловленной нефти и промдождевых стоков, блоки технологических трубопроводов, блоки управления задвижками пожаротушения, резервуарный парк для нефти, факельное хозяйство, насосная внешней перекачки, резервуары для пожарной воды, УУН, ТПУ, пожарное депо, канализационные очистные сооружения, очистные сооружения пластовой воды, станция обезжелезивания, газокомпрессорная станция;

б) концевая сепарационная установка (площадка аварийных сепараторов).

1.2
Описание печей типа ПТБ-10

На данный момент существует три вида печей типа ПТБ-10:

- ПТБ-10-64;

- ПТБ-10А;

- ПТБ-10Э.

На УПН ЦПС Самотлорского месторождения, установлен блок печей типа ПТБ-10, состоящий из пяти печей ПТБ-10А.

Печь трубчатая блочная ПТБ-10А предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти с содержанием серы до 1% по массе и сероводорода в попутном газе до 0,1% по объёму при их промысловой подготовке и транспортировке.

Эти печи широко используются в России и странах СНГ. ПТБ-10А является модернизацией печи ПТБ-10-64 и по сравнению с ней обладает улучшенными техническими и экологическими характеристиками.

Это позволяет использовать ПТБ-10А с большим экономическим эффектом на любых месторождениях.

Нагрев продукта в ПТБ-10А осуществляется прямым путем.

1.3 Описание конструкции печи ПТБ-10А

Трубчатая печь ПТБ-10А представляет собой комплексное изделие, включающее в свой состав ряд крупногабаритных сборочных единиц (блоков), образующих собственно теплотехническую часть печи со вспомогательным оборудованием и коммуникациями.

Трубчатая печь состоит из трех основных блоков: теплообменной камеры, блока основания печи и блока вентиляторного агрегата, кроме того, в состав печи входят четыре блока взрывных клапанов, четыре дымовые трубы, сборочные единицы трубопроводов входа и выхода нефти и трубопроводы обвязки змеевиков нагрева газа. На рисунке 1.1 изображена конструкция печи ПТБ-10А.

Рисунок 1.1 - Конструкция печи ПТБ-10А

В теплообменной камере осуществляется процесс теплообмена между продуктами сгорания газового топлива, омывающими наружные поверхности труб секций змеевиков, и нагреваемой средой, перемещающейся внутри труб змеевиков. Нагреваемый продукт при своем движении по секциям змеевика нагревается за счет тепла, отдаваемого продуктами сгорания топливного газа, сжигаемого в четырех камерах сгорания и поступающего в пространство теплообменной камеры.

В блоке основания печи размещены четыре камеры сгорания (реакторы горения) для сжигания газового топлива, трубопроводы подачи топливного газа к камерам сгорания и их запальным устройствам, воздуховод принудительной подачи воздуха на горение и помещение подготовки топлива.

Помещение подготовки топлива выполнено в виде металлического теплоизолированного укрытия, внутри которого размещены запорная, регулирующая арматура, приборы безопасности и их трубопроводная обвязка.

Для принудительной подачи воздуха к камерам сгорания, являющимися двухпроводными газогорелочными устройствами, в составе трубчатой печи предусмотрен блок вентиляторного агрегата.

Блок вентиляторного агрегата представляет собой стальную сварную раму, на которой на виброизоляторах установлен вентиляторный агрегат, включающий в свой состав центробежный вентилятор высокого давления, электродвигатель его привода и соединяющую их клиноременную передачу.

Блок вентиляторного агрегата включает также в свой состав приемный воздуховод и нагнетательный переходный воздуховод.

Теплообменная камера печи снабжена четырьмя дымовыми трубами для вывода из нее охлажденных продуктов сгорания топлива в атмосферу, площадками обслуживания и стремянкой для обслуживания взрывных предохранительных клапанов, расположенных на ее боковых поверхностях. В торцевой стенке корпуса теплообменной камеры имеется штуцер для подвода пара, обвязанный в единую систему трубопроводов пожаротушения.

Узлы трубопроводной обвязки змеевиков теплообменной камеры трубчатой печи позволяют выполнить четырехпоточный или двухпоточный вариант обвязки. Вариант обвязки змеевиков трубчатой печи определяется проектной организацией, осуществляющей привязку трубчатой печи ПТБ-10А.

1.4 Принцип работы печи типа ПТБ-10

Нагреваемый продукт, при своем движении по секциям змеевика, нагревается за счет тепла, отдаваемого продуктами сгорания топливного газа, сжигаемого в четырех камерах сгорания и поступающего в пространство теплообменной камеры.

Нагреваемый продукт из змеевиков теплообменной камеры направляется в электродегидраторы или сепараторы.

1.5 Преимущества конструкции печи ПТБ-10А

Основными отличительными особенностями данной печи являются:

- режим "мягкого" нагрева продукта в трубах змеевиков;

- высокая теплонапряженностъ поверхности нагрева;

- интенсивная рециркуляция продуктов сгорания;

- отличное смешивание топливного газа с воздухом.

Особый тепловой режим поверхностей нагрева, обеспечивает "мягкий" нагрев продукта в трубах змеевиков и тем самым предотвращает коксообразование. Этот режим, при котором поверхности труб змеевиков получают равномерный нагрев, достигается путем создания достаточно равномерного поля по всему внутреннему объему теплообменной камеры за счет интенсивной рециркуляции продуктов сгорания топлива.

Применение для змеевиков оребренных труб, определенным образом расположенных в пространстве теплообменной камеры, обеспечивает высокую теплонапряженностъ поверхности нагрева.

Интенсивная рециркуляция продуктов сгорания в печи достигается созданием высокой скорости движения продуктов сгорания во внутреннем объеме теплообменной камеры, получаемой в результате сжигания топлива в специальных камерах сгорания и установки дефлекторов у конфузоров камер сгорания. Применение принудительной подачи воздуха в камеры сгорания обеспечивает отличное смешивание топливного газа с воздухом, стехиометрическое сгорание топливной смеси и рециркуляцию продуктов сгорания в объеме теплообменной камеры при небольшом избыточном давлении в ней.

1.6
Блочная структура технологической схемы печи ПТБ-10А

На рисунке 1.2 представлена блочная структура печи ПТБ-10А.

Перед блоком "Входной коллектор" установлен блок "Фильтр", который производит очистку нефти от примесей. Блоки "Входной коллектор" и "Выходной коллектор" представляют собой разделенный трубопровод нефти.

В блок "Печь" входят: "Горелка №1…4" и "Теплообменная камера", в составе которой присутствует блок "Змеевик", который представляет собой четыре оребренные трубы, по которым течет нефть. В "Горелках №1…4" происходит сжигание топливного газа, соответственно продуктом сгорания является дымовые газы.

На вход блока "Подготовки топлива" подается газ и воздух. В состав данного блока входит блок "Вентиляторного агрегата", который отвечает за подачу воздуха в камеры сгорания газа, для поддержания горения, также в составе имеется блок "Подачи топливного и запального газа", с помощью которого регулируется подача газа в горелки, за счет чего регулируется температура нефти в "Выходном коллекторе". "Вытяжной вентилятор", который необходим для уменьшения загазованности в блоке "Подготовки топлива".

1.7 Перечень параметров, характеризующих процесс подогрева нефти в печах типа ПТБ-10

Собираемые параметры:

- расход нефти;

- общий расход газа;

Контролируемый параметр:

- температура нефти во входном коллекторе;

- давление нефти во входном коллекторе;

- давление нефти в выходном коллекторе;

- наличие пламени в горелках;

- давление запального газа;

- давление топливного газа;

- загазованность воздуха;

- температура топливного газа.

Регулируемый параметр:

- температура нефти в выходном коллекторе.

2. Постановка задачи на разработку автоматизированной системы управления подогревом нефти

2.1 Характеристика комплекса задач

Автоматизированная система управления подогревом нефти создается с целью комплексной автоматизации технологических объектов, входящих в состав блока печей ПТБ-10А/1-5 и получения плановых объемов товарной продукции при минимальных эксплуатационных затратах.

Полное наименование системы - "автоматизированная система управления подогревом нефти в печах типа ПТБ-10" (в дальнейшем АСУ ПТБ).

.2 Функции АСУ ПТБ

а) Информационные функции:

1) сбор и первичная обработка (аналого-цифровое преобразование, масштабирование, усреднение, фильтрацию от помех, проверку на достоверность) информации о технологическом процессе и технологическом оборудовании печей;

2) распознавание и сигнализацию аварийных ситуаций, отклонений процесса от заданных пределов;

) отображение информации о технологическом процессе и состоянии оборудования в виде мнемосхем процесса;

) регистрацию всех контролируемых и расчетных параметров и событий (в том числе действий оператора) и автоматическое архивирование их в базе данных;

) расчет и учет расходов газа, нефти;

) формирование отчетной документации;

) контроль выполнения условий шагов процедуры пуска (останова) печей.

б) Функции управления:

1) автоматический (автоматизированный) пуск печи по заданной программе;

2) автоматический (автоматизированный) останов печи по заданной программе;

) блокировка (запрет) розжига печи при возникновении определенных условий;

) автоматический останов печи при возникновении определенных условий;

) дистанционное управление с рабочего места оператора режимами работы печей посредством изменения заданий и уставок.

в) Функции регулирования:

1) автоматическое регулирование температуры нагреваемого продукта, регулирование температуры выполняется регулированием расхода сжигаемого топливного газа.

2.3 Перечень входных сигналов

Таблица 2.1 - Входные аналоговые сигналы

Наименование сигнала	Единицы измерения	Диапазон измерения	Точность	Периодичность
Общий расход газа в Печи №1-5	м³/час	0…1100	± 5,5	10 мин.
Расход нефти в Печи №1-5	м³/час	0…400	± 1	10 мин.
Давление воздуха в Печи №1-5	МПа	0…0,25	± 0,002	1 мин.
Давление топливного газа в Печи №1-5	МПа	0…0,25	± 0,002	1 мин.
Давление нефти во входном коллекторе Печи №1-5	МПа	0…2,5	± 0,02	1 мин.
Давление нефти в выходном коллекторе Печи №1-5	МПа	0…2,5	± 0,02	1 мин.
Температура нефти во входном коллекторе Печи №1-5	⁰С	-50…+50	± 0,5	1 мин.
Температура нефти в выходном коллекторе Печи №1-5	⁰С	0…+100	± 1	1 мин.

Таблица 2.2 - Входные сигналы типа "да - нет"

Наименование сигнала	Источник формирования	Смысловое значение
Наличие пламени в камере сгорания №1-4 в Печи №1-5	Сигнализатор наличия пламени	1- да 0 - нет
Состояние затвора подачи топливного газа в Печь №1-5	БУЭП затвора подачи топливного	1- закрыт 0 - открыт
Состояние клапана на подводе запального газа к Печи №1-5	Клапан на подводе запального газа	1- закрыт 0 - открыт
Состояние клапана общего газа к Печи №1-5	Клапан общего газа	1- закрыт 0 - открыт
Состояние задвижки на подводе нефти к Печи №1-5	БУЗ на подводе нефти	1- закрыта 0 - открыта
Состояние задвижки на отводе нефти от Печи №1-5	БУЗ на отводе нефти	1- закрыта 0 - открыта
Состояние вентилятора подачи воздуха в Печи №1-5	Вентилятор подачи воздуха	1- включен 0 - выключен
Состояние вытяжного вентилятора в блоке подготовки топлива Печи №1-5	Вытяжной вентилятор	1- включен 0 - выключен
Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №1-5 20%	Датчик загазованности	1- да 0 - нет
Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №1-5 50%	Датчик загазованности	1- да 0 - нет

2.4 Перечень выходных сигналов

Таблица 2.3 - Выходные сигналы типа "да - нет"

Наименование сигнала	Назначение сигнала	Смысловое значение
Розжиг пламени в камере сгорания №1-4 в Печи №1-5	Блок искрового розжига	1- да 0 - нет
Управление регулирующим затвор подачи топливного газа в Печь №1-5	БУЭП затвора подачи топливного	1- открыть 0 - закрыть
Управление клапаном на подводе запального газа к Печи №1-5	Клапан на подводе запального газа	1- открыть 0 - закрыть
Управление клапаном на подводе топливного газа к Печи №1-5	Клапан общего газа	1- открыть 0 - закрыть
Управление задвижкой на подводе нефти к Печи №1-5	БУЗ на подводе нефти	1- открыть 0 - закрыть
Управление задвижкой на отводе нефти от Печи №1-5	БУЗ на отводе нефти	1- открыть 0 - закрыть
Управление вентилятор подачи воздуха в Печь №1-5	Вентилятор подачи воздуха	1- включить 0 - выключить
Управление вытяжным вентилятором в Печи №1-5	Вентилятор вытяжной	1- включить 0 - выключить

2.5 Выходные документы

Наименование: Суточный отчет

Реквизиты:

Таблица 2.4 - Перечень и значность реквизитов

Наименование реквизита	Значность реквизита
Общий расход газа в Печи №1-5	0…1100 м³/час
Расход нефти в Печи №1-5	0…400 м³/час
Температура нефти во входном коллекторе Печи №1-5	-50…+50⁰С
Температура нефти в выходном коллекторе Печи №1-5	0…+100⁰С

Пользователи: диспетчер, заместитель начальника ЦИТС, начальник ЦИТС.

3. Разработка системы управления процессом подогрева нефти в блоке печей ПТБ-10А

.1 Построение структуры АСУ ПТБ

Автоматизированная система управления процессом подогрева нефти в печах типа ПТБ-10 состоит из трех уровней:

- нижний уровень;

- второй уровень;

- верхний уровень.

Нижний уровень представляет собой аппаратный комплекс, состоящий из приборов и датчиков, преобразующих температуру, давление нефти и газа, расход нефти и газа в электрические сигналы, а также исполнительных механизмов, установленных непосредственно на технологическом оборудовании. Датчики производят измерение параметров технологического процесса, и перевод физических величин в электрические сигналы. Электрические сигналы, в свою очередь, поступают в микропроцессорный контролер. Второй уровень представляет собой микропроцессорный контролер, который преобразует электрические сигналы в технические единицы, управляет процессом подогрева нефти по программе, заложенной в нём, передает информацию о состоянии параметров технологического процесса на верхний уровень. Одной из основных функций контроллера является функция связи датчиков и исполнительных механизмов с верхним уровнем. Верхний уровень представляет собой операторский интерфейс, его основными задачами являются отображение параметров описывающих процесс подогрева нефти, сигнализация об авариях и регистрация данных, прием и передача команд от оператора. Структурная схема, описывающая три уровня АСУ ПТБ изображена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Структура АСУ ПТБ

Блок печей типа ПТБ-10 состоит из пяти печей ПТБ-10А.

Аппаратный комплекс полевых устройств состоит из датчиков температуры, давления, расхода, загазованности, которые преобразуют показания в электрические сигналы, а также исполнительных устройств, которые в свою очередь выступают органами регулирования.

Блок сбора и первичной обработки информации выполняет сбор информации, поступающей от датчиков, первичную обработку сигналов (аналогово-цифровое преобразование, усреднение, масштабирование, фильтрацию от помех, проверку на достоверность) и предоставляет показания для блоков приема/передачи информации и блока управления.

Блок управления выполняет следующие функции приема управляющих команд от оператора через блок приема/передачи информации и формирует управляющие команды (открытие/закрытие задвижек, клапанов; включение/отключение печи, вентиляторов и т.д.) на основании сигналов от АРМ оператора или на основании уставок.

Блок приема/передачи информации реализует взаимодействие верхнего уровня (АРМ оператора) со вторым уровнем.

Блок АРМ оператора выполняет следующие функции:

- отображение информации о технологическом процессе и состоянии оборудования в виде мнемосхем процесса;

- сигнализация аварийных ситуаций, отклонений процесса от заданных пределов;

- передача команд оператора на второй уровень (уровень микропроцессорного контроллера);

- формирование отчетов.

.2 Требования к комплексу технических средств АСУ ПТБ

В комплексе технических средств (КТС) должны использоваться серийно выпускаемые средства, опробованные в промышленной эксплуатации. Любое техническое средство должно допускать замену его аналогичным средством без каких-либо конструктивных изменений или регулировки в остальных устройствах. Конфигурация технических средств не должна ограничивать возможность модернизации системы.

КТС должен обеспечить построение трехуровневой иерархической системы, представленной на рисунке 3.1 и включать в себя:

- датчики и исполнительные механизмы;

- микропроцессорный программируемый логический контроллер;

- рабочую станцию оператора на базе персонального компьютера с монитором, клавиатурой и принтером;

- устройство приема/передачи информации;

- источники бесперебойного электропитания.

.3 Требования к комплексу технических средств нижнего уровня

Основными требованиями, которые предъявляются к КТС нижнего уровня, являются:

- предел допускаемой погрешности;

- диапазон измерений;

- взрывозащищенность;

- температура окружающей среды.

В качестве технических средств автоматизации выбраны приборы, серийно выпускаемые отечественной промышленностью, прошедшие сертификацию и разрешенные к применению на территории Российской Федерации для систем технологического контроля и автоматизации.

.3.1 Обоснование выбора датчиков давления

В измеряемом диапазоне от 0 до 0,25 МПа возможно применение следующих датчиков давления МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01-ТУ4212-044-1800448-00, Сапфир-22М-Ех-ДИ-2110-11-У2-0,25-0,25МПа-42, Метран-100-Ех-ДИ-1152-11-У2-05-0,25МПа-42. Также предъявляются требования к пределу допускаемой погрешности - не более 0,5% и работе при низких температурах -40°C. Сравнительная характеристика датчиков приведена в таблице 3.1. Проанализировав приведенные выше датчики, пришли к выводу, что наиболее подходящим является датчик МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01-ТУ4212-044-1800448-00, так как он удовлетворяет всем поставленным требованиям и при этом обладает более низкой ценой, чем представленные аналоги.

Таблица 3.1 - Датчики давления с измеряемым диапазоном от 0 до 0,25 МПа

Технические характеристики	МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01-ТУ4212-044-1800448-00	Сапфир-22М-Ех-ДИ-2110-11-У2-0,25-0,25МПа-42	Метран-100-Ех-ДИ-1152-11-У2-05-0,25МПа-42
Диапазон измеряемых давлений, МПа	0…0,25	0…0,25	0…0,25
Предел допускаемой погрешности, %	0,5	0,25	0,5
Выходной сигнал, мА	4¸20	4¸20	4¸20
Взрывозащищенность	+	+	+
Степень защиты от пыли и воды	IP65	IP54	IP65
Температура окружающей среды, °C	-40…+80	-50…+50	-40…+70
Гарантийный срок службы, год	3	3	3
Масса, кг	0,25	2
Цена, руб.	5111	10653	8990

В измеряемом диапазоне от 0 до 2,5 МПа возможно применение следующих датчиков давления МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01-ТУ4212-044-1800448-00, Сапфир-22М-Ех-ДИ-2120-11-У2-0,25-2,5МПа-42, Метран-100-Ех-ДИ-1162-11-У2-05-2,5МПа-42.

Также предъявляются требования к пределу допускаемой погрешности - не более 0,5% и работе при низких температурах -40°C. Сравнительная характеристика датчиков приведена в таблице 3.2.

Проанализировав приведенные выше датчики, пришли к выводу, что наиболее подходящим является датчик МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01-ТУ4212-044-1800448-00, так как он удовлетворяет всем поставленным требованиям и при этом обладает более низкой ценой, чем представленные аналоги.

Таблица 3.2 - Датчики давления с измеряемым диапазоном от 0 до 2,5 МПа

Технические характеристики	МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01-ТУ4212-044-1800448-00	Сапфир-22М-Ех-ДИ-2120-11-У2-0,25-2,5МПа-42	Метран-100-Ех-ДИ-1162-11-У2-05-2,5МПа-42
Диапазон измеряемых давлений, МПа	0…2,5	0…2,5	0…2,5
Предел допускаемой погрешности, %	0,5	0,25	0,5
Выходной сигнал, мА	4¸20	4¸20	4¸20
Взрывозащищенность	+	+	+
Степень защиты от пыли и воды	IP65	IP54	IP65
Температура окружающей среды, °C	-40…+80	-50…+50	-40…+70
Гарантийный срок службы, год	3	3	3
Масса, кг	0,25	2	2,5
Цена, руб.	3493	10653	8990

Технические характеристики датчика избыточного давления МИДА-ДИ-13П-Ех приведены в приложении Д.

.3.2 Обоснование выбора термопреобразователей

В измеряемом диапазоне от -50 до +50 0С возможно применение следующих датчиков давления ТСМУ-205Ех-120мм--50…+500С-0,25%- У1.1-OEхiallCT6X-ТУ4227-003-13282997-95, ТСПУ-205Ex-120мм--50…+500С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X, ТСМ-Метран-253-03-120-В-2-1-Н13-У1.1.

Также предъявляются требования к пределу допускаемой погрешности - не более 0,5%. Сравнительная характеристика датчиков приведена в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Термопреобразователи с измеряемым диапазоном от -50 до +50 0С

Технические характеристики	ТСМУ-205Ех 120мм--50…+500С-0,25%-У1.1-EхiallCT6X-ТУ4227-003-13282997-95	ТСПУ-205Ex-120мм- -50…+500С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X	ТСМ-Метран-253-03-120-В-2-1-Н13-У1.1
Диапазон измеряемых давлений, 0С	-50…+50	-50…+50	-50…+150
Предел допускаемой погрешности, %	0,25	0,25	0,25
Измерение среды	Твердых, жидких, газообразных и сыпучих (как нейтральных, так и агрессивных) веществ	Твердых, жидких, газообразных и сыпучих (как нейтральных, так и агрессивных) веществ	Жидкие и газообразные химически неагрессивные среды
Выходной сигнал, мА	4¸20	4¸20	4¸20
Взрывозащищенность	OExiallCT6Х	OExiallCT6Х	1ExdllCT5X
Степень защиты от пыли и воды	IP65	IP65	IP65
Гарантийный срок службы, год	2	2	3
Масса, кг	0,3	0,3	0,4
Цена, руб.	1052	1630	1291

Проанализировав приведенные выше датчики, пришли к выводу, что наиболее подходящим является датчик ТСМУ-205Ех-120мм- -50…+500С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X-ТУ4227-003-13282997-95, так как он обладает наиболее подходящими параметрами.

В измеряемом диапазоне от 0 до +100 0С возможно применение следующих датчиков давления ТСМУ-205Ех-250мм-0…+1800С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X-ТУ4227-003-13282997-95, ТСПУ-205Ex-250мм-0…+1800С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X, ТСМ-Метран-255-03-250-В-2-1-Н13-У1.1.

Также предъявляются требования к пределу допускаемой погрешности - не более 0,5%. Сравнительная характеристика датчиков приведена в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Термопреобразователи с измеряемым диапазоном от 0 до +100 0С

Технические характеристики	ТСМУ-205Ех-250мм-0…+1800С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X-У4227-003-13282997-95	ТСПУ-205Ex-250мм-0…+1800С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X	ТСМ-Метран-255-03-250-В-2-1-Н13-У1.1
Диапазон измеряемых давлений, 0С	0…+180	0…+180	-200…+200
Предел допускаемой погрешности, %	0,25	0,25	0,25
Измерение среды	Твердых, жидких, газообразных и сыпучих (как нейтральных, так и агрессивных) веществ	Твердых, жидких, газообразных и сыпучих (как нейтральных, так и агрессивных) веществ	Жидкие и газообразные химически неагрессивные среды
Выходной сигнал, мА	4¸20	4¸20	4¸20
Взрывозащищен-ность	OExiallCT6	OExiallCT6	1ExdllCT5X
Степень защиты от пыли и воды	IP65	IP65	IP65
Гарантийный срок службы, год	2	2	3
Масса, кг	0,3	0,3	0,4
Цена, руб.	1520	1780	2007

Проанализировав приведенные выше датчики, пришли к выводу, что наиболее подходящим является датчик ТСМУ-205Ех-250мм-0…+1800С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X-ТУ4227-003-13282997-95, так как он обладает наиболее подходящими параметрами.

Технические характеристики термопреобразователя ТСМУ-205Ех приведены в приложении Д.

.2.3 Комплекс технических средств нижнего уровня не требующий выбора

В качестве сигнализатора горючих газов в блоке подготовки топлива был взят СТМ-30-50.

Для определения наличия пламени в горелках был взят сигнализатор наличия пламени СНП-1 (с оптическим датчиком).

Для учета общего расхода газа был взят датчик расхода газа ДРГ.М-400.

Для учета расхода нефти был взят турбинный счетчик нефти МИГ-200-4.

Технические характеристики указанных датчиков приведены в приложении Д. Все датчики, сведены в таблицу КИПиА, представленную в приложении Б.

3.4 Критерии выбора микроконтроллера

Объект управления - блок печей подогрева нефти, предполагает использование SCADA системы диспетчерского контроля, сбора данных и управления технологическими объектами. Архитектура АСУ ПТБ носит централизованный характер - это значит, что архитектура системы имеет в своем составе для нескольких технологических объектов один микропроцессорный контролер.

В состав SCADA системы входят следующие составные части:

- АРМ оператора;

- уровень микропроцессорного контролера;

- уровень полевых приборов.

Функцию взаимодействия диспетчерского пункта с технологическим оборудованием в системе контроля и управления несет микропроцессорный контролер, который является основой любой системы диспетчерского контроля и управления.

Данные с датчиков поступают в контроллер, где она обрабатывается и по результатам обработки вырабатывается управляющее воздействие. Обработанные данные поступают на диспетчерский пульт, где прослеживается весь процесс управления и регулирования и при необходимости, происходит вмешательство оператора в ход технологического процесса подогрева нефти.

Микропроцессорный контроллер, используемый в системе, должен обеспечивать выполнение следующих функции:

- ввод/вывод, аналогово-цифровое преобразование, усреднение, масштабирование, фильтрацию от помех, проверку на достоверность;

- обмен данными с рабочей станцией;

- автоматическое управления и регулирование;

- исполнение дистанционных команд с рабочей станции.

Модули аналоговых входов должны обеспечивать ввод унифицированных токовых сигналов (4÷20 мА) с поддержкой входных сигналов от термосопротивлений и с полным гальваническим разделением цифровой от аналоговой части.

Дискретные модули должны обеспечивать полное гальваническое разделение внутренних цепей от внешних цепей. Модули дискретного ввода должны обеспечивать ввод сигналов 12÷24 В и током не более 5 мА/сигнал. Модули дискретного вывода должны обеспечивать ток до 5 А при напряжении до ~220 В.

Обмен информацией между контроллером и компьютером должен производиться через последовательный порт RS-232 или RS-485.

В настоящее время на рынке средств автоматизации имеется большой выбор контроллеров, как отечественного, так и зарубежного производства.

Импортные контроллеры, таких семейств как: SLС 500, Direct Logic, MOSCAD, Siemens, и т.д. имеют несравненно более высокую цену, что связано с более высокой себестоимостью (более современными и дорогими микросхемами, затратами на транспортировку, таможенными сборами). При этом они превосходят контроллеры российского производства по ряду таких показателей, как:

- надёжность;

- быстродействие;

- удобство программирования и др.

Исходя из этого, будем рассматривать зарубежные контроллеры.

.4.1 Обоснование выбора микроконтроллера

Из зарубежных микроконтроллеров наиболее соответствующими требованиям являются:

- контроллеры семейства SLС 500 компании Allen-Bradley Rockwell Automation;

- контроллеры MOSCAD-RTU компании MOTOROLA;

- контроллеры семейства Simatic S7-300 фирмы Siemens;

- контроллеры семейства Simatic S7-400 фирмы Siemens.

Сравнительная характеристика контроллеров приведена в таблице 3.5.

Таблица - 3.5 Сравнительная характеристика зарубежных контроллеров

Параметр	SLС 500	MOSCAD-RTU	Simatic S7-300	Simatic S7-400
ОЗУ	1 Кб ¸ 24 Кб	256 Кб¸1,2 Мб	16 Кб¸8 Мб	72 Кб¸64 Мб
Время выполнения логики	0.37 мкс	0,2 мс	0,1¸0,2 мс	0,1¸0,2 мс
Дискретный I/O макс.	256/960	4020 / 2144	1024 / 1024	131072 / 131072
Аналоговый I/O макс.	-	576 / 576	256 / 256	8192 / 8192
Горячее резервирование контроллера/линии связи	-/-	+/+	+/+	+/+
Цена, руб., минимум	147850	86650	71350	142250

На основании приведенной в таблице 3.5 сравнительной характеристики контроллеров, выбираем SIMATIC S7-300, т.к. он подходит по всем ключевым характеристикам и обладает наиболее привлекательной ценой.S7-300 - это модульный программируемый контроллер универсального назначения.

Несколько типов центральных процессоров различной производительности и широкий спектр модулей различного назначения с множеством встроенных функций позволяют выполнять максимальную адаптацию оборудования к требованиям решаемой задачи. При модернизации и развитии производства контроллер может быть легко дополнен необходимым набором модулей.-300 имеет модульную конструкцию и позволяет использовать в своем составе широкий спектр модулей самого разнообразного назначения:

- модули центральных процессоров (CPU), для решения задач различного уровня сложности может использоваться несколько типов центральных процессоров различной производительности, включая модели с встроенными входами-выходами и набором встроенных технологических функций, а также модели с встроенным интерфейсом PROFIBUS DP, PROFIBUS DP/ DRIVE, Industrial Ethernet/ PPROFINET, PtP;

- сигнальные модули (SM), используемые для ввода и вывода дискретных и аналоговых сигналов;

- коммуникационные процессоры (CP) для подключения к промышленным сетям и организации PtP соединений;

- функциональные модули (FM) для решения задач скоростного счета, позиционирования и автоматического регулирования;

- модули блоков питания (PS) для питания аппаратуры SIMATIC S7-300 и преобразования входных напряжений ~120/230 В или =24/48/60/110В в стабилизированное выходное напряжение =24В;

- интерфейсные модули (IM) для обеспечения связи между базовым блоком и стойками расширения в многорядной конфигурации контроллера.

В зависимости от типа используемого центрального процессора система локального ввода-вывода программируемого контроллера S7-300 может включать в свой состав до 32 модулей. В этом случае все модули контроллера располагаются в одном базовом блоке и стойках расширения, которых может быть не более 3.

Конструкция контроллера отличается высокой гибкостью, технологичностью и удобством обслуживания. Все модули устанавливаются на профильную шину S7-300 и фиксируются в рабочих положениях винтами.

Каждый модуль, исключая блоки питания, оснащен встроенным участком внутренней шины контроллера. Соединения между модулями выполняются с помощью шинных соединителей, устанавливаемых на тыльной стороне корпуса. Шинные соединители входят в комплект поставки всех модулей, исключая модули центральных процессоров и блоков питания.

Подключение внешних цепей сигнальных и функциональных модулей выполняется через съемные фронтальные соединители, оснащенные контактами-защелками или контактами под винт. Применение фронтальных соединителей упрощает выполнение монтажных работ и позволяет производить замену модулей без демонтажа их внешних цепей.

Первая установка фронтального соединителя на модуль автоматически сопровождается его механическим кодированием. В дальнейшем фронтальный соединитель может устанавливаться только на модули такого же типа, что исключает возможность возникновения ошибок при замене модулей.

Наличие гибких и модульных соединителей SIMATIC TOP Connect, существенно упрощающих монтаж внешних цепей сигнальных модулей в шкафах управления.

Соединительные кабели и провода размещаются в монтажном канале модуля и закрываются защитной дверцей. Это позволяет иметь единую монтажную глубину для всех модулей контроллера.

Большинство модулей контроллера может размещаться в монтажных стойках в произвольном порядке. Фиксированные посадочные места должны занимать лишь блоки питания, центральный процессор и интерфейсные модули.

Система локального ввода-вывода программируемого контроллера S7-300 может включать в свой состав до 32 сигнальных, функциональных и коммуникационных модулей (для S7-300 c CPU 312 или CPU 312C - до 8 модулей, размещаемых в базовом блоке). Все модули устанавливаются в монтажные стойки контроллера, функции которых выполняют профильные шины S7-300.

В состав контроллера может входить одна базовая и до трех стоек расширения. В каждую стойку может устанавливаться до 8 сигнальных, функциональных и коммуникационных модулей. В базовый блок устанавливается центральный процессор.

Соединение стоек выполняется через интерфейсные модули, устанавливаемые в базовый блок и в каждую стойку расширения (по одному интерфейсному модулю на стойку). В базовом блоке интерфейсный модуль устанавливается справа от центрального процессора. Возможные варианты расширения системы локального ввода-вывода зависят от типа используемых интерфейсных модулей:

Применение интерфейсных модулей IM 365 позволяет производить подключение к базовому блоку не более одной стойки расширения. Расстояние между стойками может достигать 1м. Питание модулей стойки расширения осуществляется от блока питания базового блока контроллера. В стойку расширения нельзя устанавливать коммуникационные модули и большинство функциональных модулей.

Применение интерфейсных модулей IM 360/IM 361 позволяет подключать к базовому блоку до 3 стоек расширения. IM 360 устанавливается в базовый блок, IM 361 - в каждую стойку расширения. Стойки расширения должны комплектоваться собственными блоками питания. Отсутствуют ограничения на состав модулей, устанавливаемых в стойки расширения. Расстояния между двумя соседними стойками может достигать 10 м.

Программируемый контроллер S7-300 обладает широкими коммуникационными возможностями и позволяет использовать для организации обмена данными:

- встроенные интерфейсы PtP, MPI, PROFIBUS DP и Industrial Ethernet/ PROFINET центральных процессоров;

- коммуникационные процессоры для подключения к AS-Interface, PROFIBUS и Industrial Ethernet;

- коммуникационные процессоры для организации PtP связи.S7-300 может подключаться к сети PROFIBUS DP в качестве ведущего или ведомого сетевого устройства через встроенный интерфейс центрального процессора или через коммуникационные процессоры CP 342-5/ CP 342-5 FO. Любой вариант подключения позволяет создавать системы распределенного ввода-вывода со скоростным обменом данными между ее компонентами.

Обращение к входам-выходам систем локального и распределенного ввода-вывода из программы пользователя производится теми же способами. Для этого используются одинаковые варианты конфигурирования, адресации и программирования.

Программируемые контроллеры SIMATIC S7-300 поддерживают широкий набор функций, позволяющих в максимальной степени упростить процесс разработки программы, ее отладки, снизить затраты на выполнение монтажных и пуско-наладочных работ, а также на обслуживание контроллера в процессе его эксплуатации.

Времена выполнения команд около 0.1 мкс позволяет использовать контроллер для решения широкого спектра задач автоматизации в различных областях промышленного производства.

Для настройки параметров всех модулей используются простые инструментальные средства с единым интерфейсом пользователя. Это существенно снижает затраты на обучение персонала.

Функции обслуживания человеко-машинного интерфейса встроены в операционную систему контроллера S7-300. Эти функции позволяют существенно упростить программирование: система или устройство человеко-машинного интерфейса SIMATIC HMI запрашивает необходимые данные у контроллера SIMATIC S7-300, контроллер передает запрашиваемые данные с заданной периодичностью. Все операции по обмену данными выполняются автоматически под управлением операционной системы контроллера. Все задачи выполняются с использованием одинаковых символьных имен и общей базы данных.

Центральные процессоры оснащены интеллектуальной системой диагностирования, обеспечивающей постоянный контроль и регистрацию отказов и специфичных событий (ошибки таймеров, отказы модулей и т.д.). Сообщения об этих событиях накапливаются в кольцевом буфере и снабжаются метками даты и времени, что позволяет производить дальнейшую обработку этой информации.S7-300 отвечает требованиям целого ряда международных и национальных стандартов.

Сертификат соответствия Госстандарта России №РОСС DE.АЯ46.В61141 от 14.03.2003г. подтверждает соответствие программируемых контроллеров SIMATIC и их компонентов требованиям стандартов ГОСТ Р 50377-92 (стандарт в целом), ГОСТ 29125-91 (п.2.8), ГОСТ 26329-84 (п.п. 1.2; 1.3), ГОСТ Р 51318.22-99, ГОСТ 51318.24-99.

Метрологический сертификат Госстандарта России DE.C.34.004.A № 11994.

.4.2 Конфигурация контроллера SIMATIC S7-300

На профильной шине, длинной 830 мм распложен 1 процессор CPU 312, 7 модулей ввода аналоговых сигналов SM 331, 5 модулей ввода-вывода дискретных сигналов SM 323, Коммуникационный модуль CP 343-1 Lean и блок питания PS 307:

- слот №0: Процессорный модуль CPU 312 - 6ES7312-1AD10-0AB0;

- слот №1: Коммуникационный модуль CP 343-1 Lean - 6GK7343-1CX00-0XE0;

- слот №2: Модулей ввода аналоговых сигналов SM 331 - 6ES7331-7KF01-0AB0;

- слот №3: Модулей ввода аналоговых сигналов SM 331 - 6ES7331-7KF01-0AB0;

- слот №4: Модулей ввода аналоговых сигналов SM 331 - 6ES7331-7KF01-0AB0;

- Слот №5: Модулей ввода аналоговых сигналов SM 331 - 6ES7331-7KF01-0AB0;

- Слот №6: Модулей ввода аналоговых сигналов SM 331 - 6ES7331-7KF01-0AB0;

- Слот №7: Модулей ввода аналоговых сигналов SM 331 - 6ES7331-7KF01-0AB0;

- Слот №8: Модулей ввода аналоговых сигналов SM 331 - 6ES7331-7KF01-0AB0;

- Слот №9: Модуль ввода-вывода дискретных сигналов SM 323 - 6ES7323-1BL00-0AA0;

- Слот №10: Модуль ввода-вывода дискретных сигналов SM 323 - 6ES7323-1BL00-0AA0;

- Слот №11: Модуль ввода-вывода дискретных сигналов SM 323 - 6ES7323-1BL00-0AA0;

- Слот №12: Модуль ввода-вывода дискретных сигналов SM 323 - 6ES7323-1BL00-0AA0;

- Слот №13: Модуль ввода-вывода дискретных сигналов SM 323 - 6ES7323-1BL00-0AA0;

- Слот №13: Блок питания PS 307- 6ES7307-1EA00-0AA0.

3.5 Разработка программного обеспечения

.5.1 Средства реализации программного обеспечения

Приступая к разработке специализированного прикладного программного обеспечения (ППО) для создания системы контроля и управления, обычно выбирается один из следующих путей:

- программирование с использованием "традиционных" средств (традиционные языки программирования, например, C++, Delphi, стандартные средства отладки и прочее);

- использование существующих, готовых - COTS (Commercial Of The Shelf) - инструментальных, проблемно-ориентированньтх средств.

Процесс разработки ППО важно упростить, сократить временные и прямые финансовые затраты на разработку ППО, минимизировать затраты труда программистов, по возможности привлекая к разработке специалистов-технологов в области автоматизируемых процессов. При такой постановке задачи второй путь может оказаться более предпочтительным.

Качественное, хорошо отлаженное ППО, написанное высококвалифицированным программистом специально для некоторого проекта является наиболее оптимальным решением. Но, следующую задачу программист вынужден решать практически с нуля. Для сложных распределенных систем процесс разработки ППО с использованием "традиционных" средств может стать длительным, затраты на его разработку неоправданно высокими. Вариант с непосредственным программированием относительно привлекателен лишь для простых систем или небольших фрагментов большой системы, для которых нет стандартных решений (не написан, например, подходящий драйвер) или они не устраивают по тем или иным причинам в принципе [1].

Одним из таких программных продуктов являются программные продукты класса SCADA, широко представленные на мировом рынке. Это несколько десятков SCADA-систем, многие из которых нашли свое применение и в России. Наиболее популярные из них:

- InTouch (WonderWare) - США;

- Citech (CI Technology) - Австралия;

- iFIX (Intellution) - США;

- Genesis (Iconics Co.) - США;

- Factory Link (United States Data Co.) - США;

- RealFlex (BJ Software Systems) - США;

- Sitex (Jade Software) - Великобритания;

- TraceMode (AdAstrA) - Россия;

- Cimplicity (GE Fanuc Automation) - США;

- WinCC (Siemens) - Германия;

- RSView (Rockwell Software Inc.) - США;

- САРГОН (НТВ-Автоматика) - Россия.

В силу тех требований, которые предъявляются к системам SCADA, спектр их функциональных возможностей определен и реализован практически во всех пакетах, различающихся только техническими особенностями реализации:

- автоматизированная разработка, дающая возможность создания ПО системы автоматизации без реального программирования;

- средства сбора первичной информации от устройств нижнего уровня;

- средства управления и регистрации сигналов об аварийных ситуациях;

- средства хранения информации с возможностью ее постобработки;

- средства обработки первичной информации;

- средства визуализации информации в виде графиков, гистограмм и прочее;

- возможность работы прикладной системы с наборами параметров, рассматриваемых как "единое целое" - "рецепт".

Основу большинства SCADA-пакетов составляют несколько программных компонентов (база данных реального времени, ввода-вывода, предыстории, аварийных ситуаций) и администраторов (доступа, управления, сообщений).

В целом технология проектирования систем автоматизации на основе SCADA-систем очень похожа на:

- разработка архитектуры системы автоматизации в целом. На этом этапе определяется функциональное назначение каждого узла системы автоматизации;

- решение вопросов, связанных с возможной поддержкой распределенной архитектуры, необходимостью введения узлов с "горячим резервированием" и т. п.;

- создание прикладной системы управления для каждого узла. На этом этапе специалист в области автоматизируемых процессов наполняет узлы архитектуры алгоритмами, совокупность которых позволяет решать задачи автоматизации;

- приведение в соответствие параметров прикладной системы с информацией, которой обмениваются устройства нижнего уровня (например, программируемые логические контроллеры - PLCs) с внешним миром (датчики температуры, давления и др.);

- отладка созданной прикладной программы в режиме эмуляции и в реальном режиме.

Примерный перечень критериев оценки SCADA-систем достаточно велик, но можно выделить пять большие группы показателей:

- технические характеристики;

- стоимостные характеристики;

- эксплуатационные характеристики;

- открытость системы;

- удобство пользования.

Технические характеристики SCADA-систем

Анализ перечня таких платформ необходим, поскольку от него зависит, возможна ли реализация той или иной SCADA-системы на имеющихся вычислительных средствах, а также оценка стоимости эксплуатации системы (будучи разработанной, в одной операционной среде, прикладная программа может быть выполнена в любой другой, которую поддерживает выбранный SCADA-пакет).имеет весьма широкий список поддерживаемых программно-аппаратных платформ: MS DOS, MS Windows, OS/2, SCO UNIX, VMS, ATX, UP-UX, MS Windows NT.

В SCADA-системах, как RealFlex и Sitex основу программной платформы принципиально составляет единственная операционная система реального времени QNX.

Подавляющее большинство SCADA-систем, такие как iFIX, InTouch, Citech реализовано на MS Windows платформах. Именно такие системы предлагают наиболее полные и легко наращиваемые ММI-средства.

Быстрое развитие ОРС-технологий, низкие цены аппаратного обеспечения, распространённость Windows NT/2000 на офисных рынках вкупе с её техническими характеристиками - главные причины того, что абсолютное большинство производителей SCADA-пакетов мигрировали в сторону именно операционной системы Windows NT/2000 по сравнению со всё ускоряющимся сворачиванием активности в области MS DOS, MS Windows 3.XX/95.

Одной из основных черт современного мира систем автоматизации является их высокая степень интеграции. В любой из них могут быть задействованы объекты управления, исполнительные механизмы, аппаратура, регистрирующая и обрабатывающая информацию, рабочие места операторов, серверы баз данных и т. д. Очевидно, что для эффективного функционирования в этой разнородной среде SCADA-система должна обеспечивать высокий уровень сетевого сервиса. Желательно, чтобы она поддерживала работу в стандартных сетевых средах с использованием стандартных протоколов (NETBIOS, TCP/IP и т. д.), а также обеспечивала поддержку сетевых стандартов из класса промышленных интерфейсов (PROFIBUS, CANBUS, LON, MODBUS и т. д.). Этим требованиям в той или иной степени удовлетворяют практически все SCADA-системы, с тем только различием, что набор поддерживаемых сетевых интерфейсов разный.

Большинство SCADA-систем имеют встроенные языки высокого уровня, Visual Basic - подобные языки, позволяющие генерировать адекватную реакцию на события, связанные с изменением значения переменной, с выполнением некоторого логического условия, с нажатием комбинации клавиш, а также с выполнением некоторого фрагмента с заданной частотой относительно всего приложения или отдельного окна.

В SCADA-системе InTouch используется язык скриптов, наращивание функций которого происходит с применением языка C/C++. В Citect используется язык Cicode, созданный также на базе С.

В SCADA-системах Genesis32 и iFIX используется один и тот же язык Visual Basic. Разработчик SCADA-приложения часто не анализирует, создавая скрипты по различным событиям в приложении, как они "одновременно" будут исполняться, что, по логике, может приводить к непредсказуемым результатам работы приложения, причем такие результаты кажутся случайными и поэтому трудно объяснимыми.

Одной из основных задач систем диспетчерского контроля и управления является обработка информации: сбор, оперативный анализ, хранение, сжатие, пересылка и т. д. Таким образом, в рамках создаваемой системы должна функционировать база данных.

Практически все SCADA-системы, в частности, Genesis, InTouch, Citect, используют ANSI SQL синтаксис, который является независимым от типа базы данных. Приложения виртуально изолированы, что позволяет менять базу данных без серьезного изменения самой прикладной задачи, создавать независимые программы для анализа информации, использовать уже наработанное программное обеспечение, ориентированное на обработку данных.

Функционально графические интерфейсы SCADA-систем весьма похожи. В каждой из них существует графический объектно-ориентированный редактор с определенным набором анимационных функций. Используемая векторная графика дает возможность осуществлять широкий набор операций над выбранным объектом, а также быстро обновлять изображение на экране, используя средства анимации.

Стоимостные характеристики SCADA-систем

Стоимость SCADA-систем учитываются следующие факторы:

- стоимость программно-аппаратной платформы;

- стоимость системы;

- стоимость освоения системы;

- стоимость сопровождения.

Стоимость программно-аппаратной платформы определяется требованиями, которые необходимы для функционирования SCADA-системы. К этим требованиям относятся минимальные характеристики аппаратной платформы (например, объем жесткого накопителя, мощность процессора и прочее), операционная система, на которой будет исполняться выбранная SCADA-система.

Механизм определения цены у разных фирм-разработчиков различен: стоимость InTouch, например, зависит от количества переменных, используемых в разрабатываемой прикладной программе, стоимость Simplicity определяется количеством каналов ввода/вывода, которые должна поддерживать система, а пакет FactoryLink имеет высокую базовую стоимость, но не имеет ограничений по количеству каналов.

Процедура освоения SCADA-систем достаточно проста с точки зрения программиста и не требует длительного времени, поэтому эти затраты относительно невелики. Основной составляющей стоимости является оплата труда программистов, осуществляющих эту работу.

Стоимость сопровождения "скрыта от глаз покупателя" и зависит от факторов: нефть печь термопреобразователь контроллер

- стоимость "риска" покупки, который определяется такими параметрами как рыночная надёжность фирмы-дистрибьютора инструментального пакета, рыночная стабильность фирмы-изготовителя продукта;

- стоимость коммуникаций с фирмой-поставщиком;

- "время реакции" поставщика на проблемы покупателя;

- наличие реального прикладного опыта и хорошего знания поставляемого продукта специалистами фирмы-поставщика. Наличие в принципе у поставщика специалистов по продукту;

- степень открытости, адаптируемости и модернизируемости продукта.

Концентрация разработчиков SCADA-систем на операционной системе Windows NT способствует снижению "стоимости владения" пользователем этими продуктами.

Эксплуатационные характеристики SCADA-систем

Показатели этой группы критериев наиболее субъективны. К этой группе можно отнести:

- удобство интерфейса среды разработки - "Windows - подобный интерфейс", полнота инструментария и функций системы;

- качество документации - ее полнота, уровень русификации;

- поддержка со стороны создателей - количество инсталляций, дилерская сеть, обучение, условия обновления версий и т. д.

Открытость SCADA-систем

Система является открытой, если для нее определены и описаны используемые форматы данных и процедурный интерфейс, что позволяет подключить к ней "внешние", независимо разработанные компоненты.

Важной особенностью всех SCADA-систем является количество поддерживаемых разнообразных PLCs. Системы InTouch, FactoryLink, Genesis, RealFlex поддерживают десятки и сотни драйверов, что делает их лидерами по этому показателю.

Перед фирмами-разработчиками систем автоматизации часто встает вопрос о создании собственных программных модулей и включение их в создаваемую систему автоматизации. Поэтому вопрос об открытости системы является важной характеристикой SCADA-систем. Фактически открытость системы означает доступность спецификаций системных (в смысле SCADA) вызовов, реализующих тот или иной системный сервис. Это может быть и доступ к графическим функциям, функциям работы с базами данных и т.д.

Современные SCADA-системы не ограничивают выбора аппаратуры нижнего уровня, так как предоставляют большой набор драйверов или серверов ввода-вывода и имеют хорошо развитые средства создания собственных программных модулей или драйверов новых устройств нижнего уровня. TraceMode имеет спецификации доступа к ядру системы, поставляемые фирмой-разработчиком в штатном комплекте. Системы FactoryLink, InTouch для создания драйверов требуют специальные пакеты.

В последнее время в SCADA-системах стал применяться стандарт ОРС (OLE for Process Control), который предлагает достаточно широкий спектр возможностей для контроля над данными. Организация инструментальных средств (Toolkits) для создания ОРС-серверов допускает при обмене данными с ОРС-сервером два режима:

- периодический режим, когда с заданной частотой данные запрашиваются ОРС-клиентом;

- режим по изменению значения, когда обмен происходит при изменении значения переменной на заданную (при конфигурировании обмена) величину.

В SCADA-системах обычно присутствуют встроенные средства проверки взаимодействия с коммуникационным сервером. Причем реализации диагностических средств в SCADA-системах различаются - от самого прозрачного способа, когда в приложении имеется доступ непосредственно к Status и Substatus, например, через поля переменных (как это сделано в InTouch) до связывания всех проблем с подсистемой аппаратных алармов (как это реализовано в Citect). Но способ оценки качества связи, причём как связи между SCADA-приложением и сервером, так и сервера с контроллерным уровнем существовать должен.

В технологиях ActiveX, выделяются следующие аспекты:

- выбор типов, ActiveX-объектов, используемых в конкретной SCADA-системе;

- ограничения, накладываемые на применения объектов ActiveX;

- простота применения в приложении.

Первый аспект является решающим, и рассмотрение поддерживаемых типов важно при тестировании.

Объект ActiveX играет роль сервера по отношению к контейнеру (SCADA-приложению), являющемуся клиентом. Объект ActiveX может быть реализован в двух основных режимах: как сервер, встроенный в процесс (in-process), и как сервер, исполняющийся в отдельном процессе (out-of-process).

Этим двум способам исполнения соответствуют две реализации объектов ActiveX - в виде динамических библиотек и в виде исполняемых модулей.

Сервис, предоставляемый SCADA-системами на этапе разработки ППО, очень высок - это вытекает из основных требований к SCADA-системам. Почти все они имеют Windows-подобный пользовательский интерфейс, что во многом повышает удобство их использования, как в процессе разработки, так и в период эксплуатации прикладной задачи.

По количеству установок зарубежных систем, исчисляющихся в тысячах (InTouch - 80000, Genesis - 30000), поддержка этих систем очень эффективна. Российские производители так же обеспечивают серьёзный уровень сервиса для своих заказчиков в виде документации, регулярных курсов, "горячей линии" и решения проблем связанных с индивидуальными требованиями заказчика.

Любая система управления, имеющая интерфейс с оператором, должна допускать возможность общения с человеком на его родном языке. Поэтому крайне важна возможность использования в системе различных шрифтов кириллицы, ввод/вывод системных сообщений на русском языке, перевод документации, различных информационных материалов. Для российских систем эта проблема вообще отсутствует, так как они разрабатывались отечественными фирмами. Для многих зарубежных продуктов проблема русификации в значительной мере снимается, во всяком случае, для подсистем исполнения или RunTime-подсистем, если они используют наборы шрифтов Windows. Часть зарубежных систем имеют переводы документации на русский язык (InTouch). Кроме процедуры русификации важно, чтобы в русифицированной версии отслеживались последние обновления (update), реализованные фирмами разработчиками в виде PatchFix и ServicePack.

.5.2 Обоснование выбора SCADA-системы

Сравнительные характеристики SCADA-систем InTouch 10.0 iFIX 3.5, TraceMode 6.05 сведены в таблицу 3.6.

Таблица 3.6 - Сравнительные характеристики SCADA-систем

Наименование параметра	InTouch 10.0	iFIX 3.5	TraceMode 6.05
Работа под управлением ОС Windows NT/2000	+	+	+
Встроенные языки программирования	Visual Basic, С	VBA 6.3	Techno SFC, Techno LD, Techno FBD, Techno ST, Techno IL
Поддержка ОРС-технологии	+	+	+
Поддержка ActiveX-технологии	+	+	+
Степень удобства интерфейса	+	+	+
Поддержка обновлений	+	+	+
Поддерживаемые сетевые протоколы	SuiteLink, NetDDE, TCP/IP	NetDDE, TCP/IP	NetDDE, TCP/IP, IPX/SPX
Поддержка реляционных БД	+	+	+

Как видно из таблицы, характеристики SCADA-пакетов приблизительно схожи. В отличие от других SCADA пакетов, TraceMode предоставляет бесплатный полнофункциональный пакет разработки. К тому же пакет полностью русифицирован и техническая поддержка на русском языке.

3.5.3 Описание алгоритмов работы печи

Процесс работы печи состоит из пяти режимов: ВЕНТИЛЯЦИЯ, РОЗЖИГ, ПРОГРЕВ, РАБОТА, СТОП.

Пуск печи производится из режима СТОП по команде оператора, при этом не должно быть причин, препятствующих пуску печи. Разрешение на розжиг печи контролируется автоматически.

После подачи оператором команды ПУСК происходит переход в режим ВЕНТИЛЯЦИЯ. При этом продувается теплообменная камера печи воздухом с помощью работы воздуходувки в течении 300 сек. После продувки производится проверка загазованности в течении 60 сек. При наличии загазованности 50% печь перейдёт в режим СТОП и процесс пуска печи необходимо будет повторить заново, а при загазованности 20% продувка не заканчивается до исчезновения загазованности.

При отсутствии загазованности начинается режим РОЗЖИГ. В режиме РОЗЖИГ производится подача запального газа на горелки и включается искра в течении 30 сек. После появления пламени на всех четырех горелках снимается напряжение разрядников, происходит открытие затвора подачи топливного газа к камерам сгорания и подаётся основной газ. Если сигнал индикатора пламени не появился хотя бы на одной горелке, выдается сообщение и розжиг прекращается.

После появления основного пламени, запальный газ перекрывается и печь переходит в режим ПРОГРЕВ и прогревается в течении 600 сек. до набора уставки по температуре нагреваемой жидкости.

По окончании ПРОГРЕВА печь переходит в режим РАБОТА. В этом режиме автоматически поддерживается заданная оператором температура нефти на выходе печи путём регулирования давления газа.

В случае блокировки розжига (работы) печи на каком-либо этапе, появляется причина блокировки и производится отсечка газа и производится послеостановочная продувка в течении 300 сек.

Останов печи производится по команде оператора. В результате, прекращается подача газа на горелки, закрывается регулирующий затвор по газу и печь переходит в режим ВЕНТИЛЯЦИЯ. По истечении 300 сек. печь переходит в режим СТОП.

Блок-схемы алгоритмов работы печи приведены в приложении Г.

.5.4 Структура операторского интерфейса

Мнемосхемы процесса - это графическое изображение оборудования печи. Мнемосхемы в максимальной степени отражают структуру, реальное состояние процесса и полевого оборудования. Количественная информация о процессе и состоянии оборудования отображается на мнемосхемах в виде численных значений параметров.

Параметры, по которым производятся сигнализация и управление, обозначаются на мнемосхемах следующим образом:

- аналоговые сигналы имеют поле с наименованием позиции, поле численного значения и поле с наименованием единицы измерения;

- дискретные сигналы имеют табло с текстовым сообщением, подсвеченное желтым или красным цветом, которое появляется при наличии сигнализации.

На рисунках 3.10-3.13 изображены разработанные экраны.

Рисунок 3.11 - Журнал аварий

Рисунок 3.12 - График параметров реального времени

Рисунок 3.13 - Журнал событий

4. Расчет точности отображения на экранах аналоговых значений

Точность отображения на экранах оператора значений аналоговых параметров должна стремиться к реальным значениям аналоговых датчиков. А как таковой расчет точности отображения значений аналоговых параметров имеет большое значение для проектировщика.

Произведем расчет точности отображения аналоговых значений.

Точность отображения рассчитывается по следующей формуле:

(4.1)

где К- класс точности датчика.

Класс точности и пределы измерения датчика возьмем из таблицы КИПиА.

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01-ТУ4212-044-1800448-00

МПа.

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01-ТУ4212-044-1800448-00

МПа.

ТСМУ-205Ех-120мм--50…+50⁰С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X-ТУ4227-003-13282997-95

⁰С.

ТСМУ-205Ех-250мм-0…+180⁰С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X-ТУ4227-003-13282997-95

⁰С.

ДРГ.М-400

м³/час.

МИГ-200-4

м³/час.

5. Расчет надежности системы автоматизации

.1 Назначение расчета надежности системы

Объектом расчета надежности является автоматизированная система управления процессом подогрева нефти в печах типа ПТБ-10. Расчет надежности требуется для определения достигнутого уровня надежности системы и ее составных частей в ходе проектирования системы автоматизации.

Надежность - свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значение всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, а так же после ремонта, хранения, транспортировки.

Список оцениваемых показателей надежности:

- среднее время безотказной работы;

- показатель интенсивности отказов;

- коэффициент готовности системы;

- коэффициент надежности;

- показатель ремонтопригодности.

Автоматизированная система управления является многофункциональной, восстанавливаемой системой непрерывного действия, и характеризуется коэффициентом готовности, показателями безотказности и ремонтопригодности по основным выполняемым функциям.

Отказы бывают полными и частичными. При полном отказе объект не может выполнять ни одну из предписанных ему функций, а при частичном - некоторые из функций могут сохраняться.

Отказы бывают простые и сложные. Простой отказ устраняется путем простого восстановления или его замены. При сложном отказе выход из стоя хотя бы одного элемента приводит к необходимости настройки всей системы или ее объектов.

В рабочем состоянии объект может находиться в режимах:

- нормальном;

- аварийном;

- послеаварийном.

Нерабочее состояние включает в себя состояние:

- предупредительного ремонта;

- аварийного ремонта;

- аварийного простоя;

- зависимого просто.

Живучесть - свойство системы противостоять крупным возмущениям, не допуская их цепочного развития и массового отказа элементов.

Безопасность - свойство объекта не создавать опасности для людей и окружающей среды во всех возможных режимах работы и при аварийных ситуациях.

Для расчета показателей надежности АСУ ПТБ выбран структурный метод расчета, основанный на представлении объекта в виде логической (структурно-функциональной) схемы, описывающей зависимость состояний и переходов объекта от состояний и переходов его элементов, с учетом их взаимодействия и выполняемых ими функций, с последующим построением адекватной математической модели и вычислением показателя надежности объекта по известным характеристикам надежности его элементов.

Представляя систему из независимых блоков, представленных на структурной схеме, необходимо учитывать надежность системы с точки зрения показателя безотказности. Вероятности отказов блоков являются независимыми случайными величинами, так как отказ одного из блоков не вызывает отказ других.

Количественной характеристикой эксплуатационной надежности восстанавливаемой САР может служить суммарная продолжительность безотказной работы (суммарная наработка).

Вероятность того, что система будет работоспособна в любой момент времени, будет характеризоваться коэффициентом готовности. Коэффициент готовности является важным показателем надежности восстанавливаемых САР, так как характеризует готовность их к работе. Будучи, зависим от быстроты устранения отказа (восстановления системы), он позволяет оценивать эксплуатационные качества САР, в частности, удобство эксплуатации, ее стоимость, квалификацию обслуживающего персонала.

Интенсивность отказов - количественно характеризуя надежность системы автоматического регулирования, позволяет установить указанные периоды их работы, рациональную продолжительность времени тестирования (приработки) систем до начала функционирования, а также ресурс до профилактического ремонта и уменьшить тем самым число отказов при эксплуатации [2].

Показатель ремонтопригодности опущен, т.к. на восстановление работоспособности. АСУ ТП из-за вышедшего из строя элемента программно-технического комплекса уйдет не больше 1 часа (сюда входит - замена вышедшего из строя элемента из запаса).

.2 Исходные данные о системе

Автоматизированная система управления обеспечивает сбор, обработку, передачу и представление информации от датчиков по линиям связи, контроль состояния объектов, сигнализацию отклонения параметров от нормы, регулирование параметров процесса по стандартным законам, дистанционное управление работой объектов, защиту (останов) технологического оборудования, формирование аварийных и технологических сообщений, ведение базы данных и др. АСУ ТП обеспечивает функционирование технологического оборудования в течение всего срока эксплуатации.

Для всех входящих в АСУ ТП подсистем предусмотрена возможность замены отдельных модулей без выключения электропитания всего устройства, при этом осуществляется автоматическое распознавание замененных модулей, их включение в работу (при замене неисправного идентичным) или сигнализация об ошибке (в случае, если вместо неисправного установлен модуль другого типа).

Все компоненты. АСУ ТП питаются от сети переменного тока напряжением от 170 до 276 В. и частотой от 47 до 63 Гц, имеют энергонезависимую память и обеспечены источниками бесперебойного питания. Ввод резервных источников питания в работу производиться автоматически, время перехода на резервные источники питания - 15-50 мс. Время питания системы от источников бесперебойного питания - не менее 100 мин.

Объект находится в круглосуточном функционировании с возможным отсутствием обслуживающего персонала.

Исходя из основных принципов построения системы и разбиения ее на блоки, надежность всей системы будет определяться блоком с наименьшей надежностью, так как вероятность выхода из строя такого блока наибольшая.

С точки зрения надежности. АСУ ТП рассматриваются три функции:

- информационная;

- управляющая;

- функция защиты.

Элементы АСУ ТП, участвующие при выполнении основных функций, размещены в аппаратных шкафах и функционируют в постоянном (круглосуточном) режиме. Остановка работы АСУ ТП может производиться только во время проведения плановых или ремонтных работ технологического оборудования.

Используемые датчики эксплуатируются в соответствии с паспортными данными заводов-изготовителей и при выработке своего ресурса заменяются. Срок службы вычислительной техники позволяет эксплуатировать систему в течение всего времени эксплуатации.

Основным показателем, характеризующим надежность работы элементов системы, является интенсивность потока отказов элементов системы.

Ниже приводится перечень значений интенсивности отказов отдельных элементов, участвующих при выполнении основных функций системы управления:

- датчики: 1/час;

- исполнительные механизмы: 1/час;

- модули ввода/вывода: 1/ час;

- линии связи: 1/ час;

- контроллер SIMATIC S7-300: 1/час;

- модуль CP 343-1 Lean: 1/час;

- сервер системы: 1/час.

.3 Структурный метод расчета надежности

Используется расчетный метод оценки надежности для проверки соответствия достигнутого уровня надежности объекта установленным требованиям, так как прямое экспериментальное подтверждение их уровня надежности невозможно технически и нецелесообразно экономически. Исходя из основных принципов расчета свойств, составляющих надежность, и комплексных показателей надежности используется структурный метод расчета - основанный на представлении объекта в виде логической (структурно - функциональной) схемы (в соответствии с ГОСТ 27.301-95).

Структурный метод расчета является основным методом расчета показателей безотказности, ремонтопригодности и комплексных показателей надежности в процессе проектирования объектов, поддающихся разбиению на элементы, характеристики, надежности которых в момент проведения расчетов известны или могут быть определены другими методами.

Расчет показателя надежности структурными методами в общем случае включает:

- представление объекта в виде структурной схемы, описывающей логические соотношения между состояниями элементов и объекта в целом с учетом структурно-функциональных связей и взаимодействия элементов, принятой стратегии обслуживания, видов и способов резервирования и других факторов;

- описание построенной структурной схемы надежности объекта адекватной математической моделью позволяющей в рамках введенных предположений и допущений вычислить показатель надежности по данным о надежности его элементов в рассматриваемых условиях их применения.

В качестве структурных схем надежности могут применяться:

- структурные блок-схемы надежности, представляющие объект в виде совокупности определенным образом соединенных (в смысле надежности) элементов;

- диаграммы состояний и переходов, описывающих возможные состояния объекта и его переходы из одного состояния в другое в виде совокупности состояний и переходов его элементов.

Математические модели, применяемые для описания соответствующих структурных схем надежности, определяются видами и сложностью указанных структур, принятыми допущениями относительно видов законов распределения характеристик надежности элементов, точностью и достоверностью исходных данных для расчета и другими факторами.

Расчеты показателей безотказности технических средств обычно проводятся в предположении, что как вся система, так и любой ее элемент могут находиться только в одном из двух возможных состояний - работоспособном и неработоспособном и отказы элементов независимы друг от друга. Состояние системы (работоспособное или неработоспособное) определяется состоянием элементов и их сочетанием. Поэтому теоретически возможно расчет безотказности любой системы свести к перебору всех возможных комбинаций состояний элементов, определению вероятности каждого из них и сложению вероятностей работоспособных состояний системы.

Такой метод (метод прямого перебора) практически универсален и может использоваться при расчете любых систем. Однако при большом количестве элементов системы n такой путь становится нереальным из-за большого объема вычислений (например, при n=10 число возможных состояний системы составляет, 210= 1024, при n=20 превышает 106, при n=30 - более 109). Поэтому на практике используют более эффективные и экономичные методы расчета, не связанные с большим объемом вычислений. Возможность применения таких методов связана со структурой системы.

а) Системы с последовательным соединением элементов.

Системой с последовательным соединением элементов называется система, в которой отказ любого элемента приводит к отказу всей системы. Такое соединение элементов в технике встречается наиболее часто, поэтому его называют основным соединением.

В системе с последовательным соединением для безотказной работы в течение некоторой наработки t необходимо и достаточно, чтобы каждый из ее n элементов работал безотказно в течение этой наработки. Считая отказы элементов независимыми, вероятность одновременной безотказной работы n элементов определяется по теореме умножения вероятностей: вероятность совместного появления независимых событий равна произведению вероятностей этих событий:

,(5.1)

(далее аргумент t в скобках, показывающий зависимость показателей надежности от времени, опускаем для сокращения записей формул). Вероятность отказа такой системы:

(5.2)

Из формул (5.1) - (5.2) очевидно, что даже при высокой надежности элементов надежность системы при последовательном соединении уменьшается при увеличении числа. Кроме того, поскольку все сомножители в. правой части выражения (5.1) не превышают единицы, вероятность безотказной работы системы при последовательном соединении не может быть выше вероятности безотказной работы самого ненадежного из ее элементов (принцип "хуже худшего") и из малонадежных элементов нельзя создать высоконадежной системы с последовательным соединением.

Если все элементы системы работают в периоде нормальной эксплуатации, и имеет место простой поток отказов, наработки элементов и системы подчиняются экспоненциальному распределению, то на основании (5.1) можно записать:

(5.3)

где - интенсивность отказов системы:

.(5.4)

Таким образом, интенсивность отказов системы при последовательном соединении элементов и простейшем потоке отказов равна сумме интенсивностей отказов элементов.

Из (5.3) - (5.4) следует, что для системы из n равнонадёжных элементов ()

(5.5)

т.е. интенсивность отказов в n раз больше, а средняя наработка в n раз меньше, чем у отдельного элемента.

а) Система с параллельным соединением элементов.

Системой с параллельным соединением элементов называется система, отказ которой происходит только в случае отказа всех ее элементов. Такие схемы надежности характерны для систем, в которых элементы дублируются или резервируются, т.е. параллельное соединение используется как метод повышения надежности.

Для отказа системы с параллельным соединением элементов в течение наработки t необходимо и достаточно, чтобы все ее элементы отказали в течение этой наработки. В этом случае отказ системы заключается в совместном отказе всех элементов, вероятность такого события (при допущении независимости отказов) может быть найдена по теореме умножения вероятностей как произведение вероятностей отказа элементов:

(5.6)

Соответственно, вероятность безотказной работы:

(5.7)

Для систем из равнонадежных элементов ():

(5.8)

т.е. надежность системы с параллельным соединением повышается при увеличении числа элементов.

Поскольку , произведение в правой части (5.6) всегда меньше любого из сомножителей, т.е. вероятность отказа системы не может быть выше вероятности отказа самого надежного ее элемента ("лучше лучшего") и даже из сравнительно ненадежных элементов возможно построение вполне надежной системы.

При экспоненциальном распределении наработки выражение (5.8) принимает вид:

(5.9)

откуда после интегрирования и преобразований средняя наработка системы определяется:

(5.10)

где - средняя наработка элемента.

При больших значениях n справедлива приближенная формула:

(5.11)

Таким образом, средняя наработка системы с параллельным соединением больше средней наработки ее элементов.

Системы типа "m из n".

Систему типа "m из n" можно рассматривать как вариант системы с параллельным соединением элементов, отказ которой произойдет, если из n элементов, соединенных параллельно, работоспособными окажутся менее m элементов (m < n).

На рисунке. 5.1 представлена система "2 из 5", которая работоспособна, если из пяти её элементов работают любые два, три, четыре или все пять (на схеме пунктиром обведены функционально необходимые два элемента, причем выделение элементов 1 и 2 произведено условно, в действительности все пять элементов равнозначны).

Рисунок 5.1 - Система "2 из 5"

Для расчета надежности систем типа "m из n" при сравнительно небольшом количестве элементов можно воспользоваться методом прямого перебора. Он заключается в определении работоспособности каждого из возможных состояний системы, которые определяются различными сочетаниями работоспособных и неработоспособных состояний элементов.

.4 Расчет показателей надежности

.4.1 Структурная схема соединения элементов

Структурная схема соединений элементов надежности для автоматизированной системы управления процессом подогрева нефти в печах типа ПТБ-10 показана на рисунке 5.2. Схема разработана в соответствии со структурной схемой ИУС и предусматривает информационную, управляющую функции АСУ ТП и функцию защиты.

Рисунок 5.2 - Структурная схема соединений элементов надежности

Для упрощения дальнейших расчетов разобьем часть системы на подсистемы I и II. В этом случае схема соединений элементов надежности упростится и примет вид, показанный на рисунке 5.3.

Рисунок 5.3 - Упрощенная схема соединения элементов надежности

Рассмотрим по отдельности элементы I и II и определим для них показатели надежности.

Элемент I, структурная схема представлена на рисунке 5.4.

Рисунок 5.4 - Структурная схема элемента I

Вероятность безотказной работы для контроллера равна , вероятности безотказной работы модуля TCP/IP равна .

Вероятность безотказной работы элемента I будет определяться следующим образом:

.(5.12)

В качестве модели вероятности безотказной работы контроллеров, линии связи и интерфейсных модулей выбирается экспоненциальная модель, тогда:

,(5.13)

.(5.14)

С учетом выражений (5.12), (5.13) и (5.14) среднее время безотказной работы элемента I определяется следующим образом:

.(5.15)

Таким образом:

час.

Интенсивность отказов элемента I определяется следующим выражением:

.(5.16)

Для определения интенсивности отказов за период безотказной работы элемента I необходимо в выражение (5.16) подставить . Так как функция интенсивности отказов является возрастающей, то все значения интенсивности отказов за период безотказной работы не будут превышать значение .

Таким образом: 1/час.

Структурная схема элемента II представлена на рисунке 5.5.

Рисунок 5.5 - Структурная схема элемента II

Вероятность безотказной работы для сервера равна .

Вероятность безотказной работы элемента II будет определяться следующим образом:

.(5.17)

.(5.18)

С учетом выражений (5.17) и (5.18) среднее время безотказной работы элемента II определяется следующим образом:

.(5.19)

Таким образом:

час.

Интенсивность отказов элемента II определяется следующим выражением:

.(5.20)

Для определения интенсивности отказов за период безотказной работы элемента II необходимо в выражение (5.20) подставить . Так как функция интенсивности отказов является возрастающей, то все значения интенсивности отказов за период безотказной работы не будут превышать значение .

Таким образом: 1/час.

Для расчета надежности системы по функции защиты необходимо рассчитать надежность элемента "контроллер", обозначим его элемент III.

Элемент III,структурная схема представлена на рисунке 5.6.

Рисунок 5.6 - Структурная схема элемента III

Вероятность безотказной работы элемента III будет определяться следующим образом:

.(5.21)

,(5.22)

С учетом выражений (5.21) и (5.22) среднее время безотказной работы элемента III определяется следующим образом:

.(5.23)

Таким образом: час. Интенсивность отказов элемента III определяется следующим выражением:

. (5.24)

Для определения интенсивности отказов за период безотказной работы элемента III необходимо в выражение (5.24) подставить . Так как функция интенсивности отказов является возрастающей, то все значения интенсивности отказов за период безотказной работы не будут превышать значение .

Таким образом: 1/час.

.4.2 Надежность системы при реализации информационной функции

Для расчета показателей надежности по функциям выполняемым АСУ ТП представляем структурную схему надежности для каждой функции в виде последовательно соединенных элементов (т.е. отказ хотя бы одного из них приводит к отказу всего соединения в целом).

Структурная схема для информационной функции представлена на рисунке 5.7.

Рисунок 5.7 - Структурная схема соединения элементов для информационной функции

Составим блок-схему расчета надежности информационной функции АСУ ТП. Интенсивность отказов элементов системы:

- 1/час;

- 1/ час;

- 1/ час.

Интенсивность отказов системы:

1/час.

Среднее время безотказной работы:

.(5.25)

Т= 53561 часа, что составляет 6,11 лет.

Вероятность безотказной работы за время t₀=1 год:

,(5.26)

Коэффициент готовности системы:

,(5.27)

где ,

- время восстановления (для всех элементов примем 1 час).?

В этом случае .

5.4.3 Надежность системы при реализации управляющей функции

Структурная схема для управляющей функции представлена на рисунке 5.8.

Рисунок 5.8 - Структурная схема соединения элементов для управляющей функции

Интенсивность отказов элементов системы:

- 1/час;

- 1/ час;

- 1/час.

Интенсивность отказа всей системы:

1/час.

Среднее время безотказной работы согласно формуле (5.25) Т= 52714 часов, что составляет 6,02 лет.

Вероятность безотказной работы за время t₀=1 год согласно формуле (5.26)

Коэффициент готовности системы:

,(5.28)

где ,

- время восстановления (для всех элементов примем 1 час).?

В этом случае .

.4.4 Надежность системы при реализации функции защиты

Структурная схема для функции защиты представлена на рисунке 5.9.

Рисунок 5.9 - Структурная схема соединения элементов для функции защиты

Интенсивность отказов элементов системы:

- 1/час;

- 1/ час;

- 1/ час.

Интенсивность отказа функции защиты всей системы:

(1/час).

Среднее время безотказной работы согласно формуле (5.25) Т= 56529 часов, что составляет 6,45 лет.

Вероятность безотказной работы за время t₀=1 год согласно формуле (5.26) .

Коэффициент готовности системы:

,(5.29)

где ,

- время восстановления (для всех элементов примем 1 час).?

В этом случае .

5.5 Анализ результатов расчета

Результаты расчетов показателей надежности для АСУ ТП приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Результаты расчета показателей надежности

Выполняемые функции АСУ ТП	Показатели надежности
	Интенсивность отказов системы , 1/час	Среднее время безотказной работы		Вероятность безотказной работы за год	Коэффициент готовности системы
		час	лет
Информационная	1,867·10^-5	53561	6,11	0,849	0,99998
Управляющая	1,897·10^-5	52714	6,02	0,847	0,99998
Функция защиты	1,769·10^-5	56529	6,45	0,856	0,99998

Расчеты показывают, что система управления имеет хорошие результаты по показателям надежности. Расчетные зависимости для определения основных характеристик надежности АСУ ТП показывают, что надежность системы зависит от ее структуры (структурно - логической схемы) и надежности элементов.

Поэтому возможны два пути повышения надежности:

- повышение надежности отдельных элементов;

- изменение структурной схемы включения элементов надежности.

Наиболее простой метод повышения надежности системы заключается в повышении надежности составных элементов. Действительно, теоретически всегда можно использовать такие элементы, характеристики надежности которых удовлетворяют заданным требованиям безотказной работы системы. Однако практическая реализация такой высокой надежности элементов может оказаться невозможной. Поэтому на практике для повышения надежности всей АСУ ТП вводят дополнительные, избыточные элементы, включающиеся в работу при отказе основных, то есть используют резервирование основного оборудования.

Принцип резервирования подобен рассмотренному ранее параллельному соединению элементов и соединению типа "n из m", где за счет избыточности возможно обеспечение более высокой надежности системы, чем ее элементов.

Данные расчеты сделаны с целью прогноза ожидаемого уровня надежности АСУ ТП и носят предварительный характер, так как базируются на учете свойств только программно-технического комплекса АСУ ТП. Необходимо также отметить, что для реальной системы показатели надежности могут быть лучше, так как при расчетах использовались данные с наихудшими показателями безотказной работы.

6. Безопасность и экологичность проекта

.1 Обеспечение безопасности работающих

.1.1 Характеристика условий труда

Работа оператора ПЭВМ относится к категории работ, связанных с опасными и вредными условиями труда. В процессе труда на оператора ПЭВМ оказывают действие следующие опасные и вредные производственные факторы: физические, химические, психофизиологические, биологические.

а) Физические факторы:

2) повышенный уровень электромагнитного излучения;

3) повышенный уровень рентгеновского излучения;

) повышенный уровень ультрафиолетового излучения;

) повышенный уровень статического излучения;

) повышенное содержание положительных аэроионов в воздухе рабочей зоны;

) пониженное содержание отрицательных аэроионов в воздухе рабочей зоны;

) пониженная или повышенная влажность воздуха рабочей зоны;

) пониженная или повышенная подвижность воздуха рабочей зоны;

) повышенный уровень шума;

) повышенный или пониженный уровень освещенности;

) повышенный уровень прямой блеклости;

) неравномерность распределения яркости в поле зрения;

) повышенная яркость светового изображения;

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

б) Химические факторы:

1) повышенное содержание в воздухе рабочей зоны двуокиси углерода, озона, аммиака, фенола и формальдегида.

в) Психофизиологические факторы:

1) напряжение зрения;

2) напряжение внимания;

) интеллектуальные нагрузки;

) эмоциональные нагрузки;

) длительные статические нагрузки;

) монотонность труда;

) большой объем информации, обрабатываемой в единицу времени;

) нерациональная организация рабочего времени.

г) Биологические факторы:

1) повышенное содержание в воздухе рабочей зоны микроорганизмов.

Таким образом, отрицательные факторы, воздействующие на оператора ПЭВМ, можно разделить на две группы. Первые связаны с психологическими и физиологическими особенностями человека. Это монотонность работы оператора при вводе данных, эмоциональные перегрузки, стрессы из-за вероятности как сбоев в системах, так и появления собственных ошибок, перегрузки ряда систем организма (глаз, мышц кисти, предплечья, шей и спины). Немаловажен также недостаток физической нагрузки на другие части организма.

Факторы второй группы связаны с внешними условиями, в которых находится во время работы оператор: нарушение эргономических требований на рабочем месте, дискомфортный микроклимат, различные излучения, недостаточная освещенность рабочей поверхности и т.п. Сюда же относятся факторы, связанные с особенностями конструкций, устройств отображения информации.

.1.2 Разработка рабочего места оператора с учетом требований эргономики

В условиях современного интенсивного использования ЭВМ важное значение имеет изучение психофизиологических особенностей и возможностей человека с целью создания вычислительной техники, обеспечивающей максимальную производительность труда и сохранение здоровья людей. Игнорирование эргономики может привести к довольно серьезным последствиям.

При эргономической проработке системы важную роль играет планировка рабочего места. Она должна соответствовать правилам охраны труда и удовлетворять требованиям удобства выполнения работы, экономии энергии и времени оператора.

При организации рабочего места следует принимать во внимание данные антропометрии (в антропологии система измерения человеческого тела и его частей). Движения работника должны быть такими, чтобы группы мышц его были нагружены равномерно, а лишние непроизвольные движения устранены.

Основным документом, определяющим условия труда на персональных ЭВМ, являются "Гигиенические требования к видеодисплейным терминалам (ВДТ), персональным электронно-вычислительным машинам (ПЭВМ) и организации работы. Санитарные нормы и правила СанПиН 2.2.2.542-96, которые были утверждены и введены в действие Постановлением № 14 Госкомсанэпиднадзора России 2003 года.

В Правилах указаны основные требования к помещениям, микроклимату, шуму и вибрации, освещению помещений и рабочих мест, организации и оборудованию рабочих мест.

В соответствии с основными требованиями к помещениям для эксплуатации ПЭВМ эти помещения должны иметь естественное и искусственное освещение. Площадь на одно рабочее место для взрослых пользователей должна составлять не менее 6,0 м2, а объем - не менее 20,0 м3. Помещения с ПЭВМ должны оборудоваться системами отопления, кондиционирования воздуха или эффективной приточно-вытяжной вентиляцией. Для внутренней отделки интерьера помещений с ПЭВМ должны использоваться диффузионно-отражающие материалы с коэффициентом отражения от потолка - 0.7 - 0.8; для стен - 0.5 - 0.6; для пола - 0.3 - 0.5. Поверхность пола в помещении должна быть ровной, без выбоин, нескользкой, удобной для очистки, обладать антистатическими свойствами.

а) Микроклимат.

На прием и переработку информации оператором могут влиять такие факторы внешней среды, как температурные условия, шум, вибрация, освещенность, изменение внешнего давления, изменение газового состава воздуха, электромагнитные излучения. Они могут резко изменить соматическое и психологическое состояние работника, а, следовательно, снизить эффективность его деятельности.

В производственных помещениях температура, относительная влажность и скорость движения воздуха на рабочих местах должны соответствовать действующим санитарным нормам микроклимата для категории тяжести работ Ia, которые указаны в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Оптимальные нормы микроклимата для помещений с ПЭВМ

Период года	Температура воздуха, 0С не более	Относительная влажность воздуха, %	Скорость движения воздуха, м/с
Холодный	21-23	40-60	0,1
Теплый	22-24	40-60	0,2

Шум

Основные требования к шуму и вибрации устанавливают, что в производственных помещениях уровни шума на рабочих местах не должны превышать значений, установленных для данных видов работ "Санитарными нормами допустимых уровней шума на рабочих местах".

Допустимые уровни звука на рабочих местах нормируются по ГОСТ 12.1.003-83 и СНиП 3223-85. Значения допустимых уровней шума приведены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Допустимые уровни шума

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

Снизить уровень шума в помещениях возможно, используя звукопоглощающие материалы с максимальными коэффициентами звукопоглощения в области частот 63 - 8000 Гц для отделки помещений.

б) Освещение

Естественное освещение должно осуществляться через светопроемы (окна), ориентированные преимущественно на север и северо-восток, и обеспечивать коэффициент естественной освещенности не ниже 1,5%. Рабочие места по отношению к световым проемам должны располагаться так, чтобы естественный свет падал сбоку, преимущественно слева.

Искусственное освещение в помещениях эксплуатации ВДТ и ПЭВМ должно осуществляться системой общего равномерного освещения. В качестве источников света при искусственном освещении должны применяться преимущественно люминесцентные лампы типа ЛБ. Общее освещение следует выполнять в виде сплошных или прерывистых линий светильников, расположенных сбоку от рабочих мест.

.1.3 Расчет освещенности операторной

К системам освещения предъявляются следующие основные требования:

- соответствие уровня освещенности рабочего места характеру выполняемой зрительной работы;

- достаточно равномерное распределение яркости на рабочих поверхностях и окружающем пространстве;

- отсутствие резких теней, прямой и отражающей блеклости (блеклость - повышенная яркость светящихся поверхностей, взывающая ослепленность);

- постоянство освещенности во времени;

- оптимальная направленность излучаемого осветительными приборами светового потока;

- долговечность, экономичность, электро- и пожаробезопасность, эстетичность, удобство и простота в эксплуатации.

Для оценки производственного освещения используются следующие параметры:

- сила света - J;

- освещенность - Е;

- яркость - В;

- коэффициент отражения - Q;

- коэффициент пульсации - Кп;

- коэффициент естественной освещенности - КЕО.

В нашем случае, когда одного естественного освещения в помещениях недостаточно, устраивают совмещенное освещение. При этом дополнительное искусственное освещение применяют не только в темное, но и в светлое время суток.

Рекомендуемая освещенность для работы с экраном дисплея составляет 200 лк, а при работе над документами - 400 лк согласно СНиП 23-05-95. Рекомендуемые яркости в поле зрения операторов должны лежать в пределах 1:5 - 1:10. Контрастность изображения знака не менее 0,8.

Для расчета искусственного освещения используем второй метод. В методе "коэффициента использования" основная расчетная формула для определения светового потока лампы (или ламп) в светильнике имеет вид:

,(6.1)

где Е - нормируемая минимальная освещенность, лк (табличные данные);

К_З - коэффициент запаса, учитывающий запыление светильников и износ источников света в процессе эксплуатации (табличные данные);- освещаемая площадь, м²;

z - коэффициент неравномерности освещения;

n - число ламп в светильнике;- число светильников;

h - коэффициент использования излучаемого светильником светового потока, который показывает, какая часть от общего светового потока приходится на расчетную плоскость.

По формуле (6.1) ведут расчет, если известно число светильников и число ламп в светильнике, а требуется подобрать тип и мощность ламп.

Для расчетов по формуле (6.1) коэффициенты выбираются следующими:

- при эксплуатации ПЭВМ в помещениях, освещаемых люминесцентными лампами, и при условии чистки светильников не реже двух раз в год КЗ = 1,4...1,5;

- при оптимальном расположении светильников (исходя из условия создания равномерного освещения) коэффициент неравномерности z = 1,1 для люминесцентных ламп;

- коэффициент использования светового потока h зависит от типа светильника, коэффициентов отражения потолка rП и стен rСТ, а также геометрических размеров помещения и высоты подвеса светильников, что учитывается одной комплексной характеристикой помещения (индекс помещения), которая рассчитывается по формуле (6.2):

,(6.2)

где А - длина помещения (м);

В - ширина помещения (м);

h - высота подвеса светильников над рабочей поверхностью (м).

Операторная имеет размеры:

Длина А = 4 м, ширина В = 3 м, высота Н = 2,4 м.

Для рабочего места оператора ПЭВМ уровень рабочей поверхности над полом составляет 0,8 м. Тогда: h = Н - 0,8 = 1,4 м.

Тогда индекс помещения равен:

Коэффициент использования светового потока при и равен - h=0,46.

Рассчитаем требуемый световой поток, полагая, что N=1, а n=2:

По полученному в результате расчета требуемому световому потоку выбираем стандартную люминесцентную лампу ЛХБ 40 либо ЛТБ 40 с характеристиками: мощность 20 Вт, световой поток 2780 лм, световая отдача 69,5 лм/Вт.

Допускается отклонение величины светового потока лампы не более -10…+20% (при выборе этих типов ламп отклонение +7%).

Определим количество светильников оп формуле (6.3):

(6.3)

Таким образом для освещения операторной необходима один светильник с люминесцентными лампами ЛТБ 40 (ЛХБ 40).

а) Организация рабочего места оператора

Конструкция рабочего стола оператора должна обеспечивать оптимальное размещение на рабочей поверхности используемого оборудования с учетом его количества и конструктивных особенностей, характера выполняемой работы. Высота рабочей поверхности стола должна регулироваться в пределах 680 - 800 мм; при отсутствии такой возможности высота рабочей поверхности стола должна составлять 725 мм. Рабочий стол должен иметь пространство для ног высотой не менее 600 мм, шириной не менее 500 мм, глубиной на уровне колен - не менее 450 мм и на уровне вытянутых ног - не менее 650 мм.

Конструкция рабочей мебели должна обеспечивать возможность индивидуальной регулировки соответственно росту оператора и создавать удобную позу. Часто используемые предметы труда должны находиться в оптимальной рабочей зоне, на одном расстоянии от глаз работающего. Рабочее кресло должно иметь подлокотники. Рабочее кресло должно обеспечивать поддержание рациональной позы при работе с ЭВМ, позволять изменять позу с целью снижения статистического напряжения мышц шейно-плечевой области и спины для предупреждения развития утомления. Рабочее место должно быть оборудовано подставкой для ног, регулируемой по высоте и углу наклона опорной поверхности.

Экран видеомонитора должен находиться от глаз оператора на оптимальном расстоянии 600-700 мм, но не ближе 500 м (приблизительно на длину вытянутой руки).

Помещение должно быть оснащено аптечкой первой помощи.

Исходя из вышеперечисленных норм, сформулированы следующие основные характеристики операторной.

Операторная выполнена из теплоизоляционных материалов, что позволяет использовать его в различных климатических условиях. В стандартную комплектацию входят отопитель, кондиционер, подогрев пола, что позволяет создать комфортабельные условия для работы персонала.

Основные технические параметры операторной:

- длина0 мм

- ширина0 мм

- высота 0 мм

- температурный режим от -50°С до +50°С.

.1.4 Электробезопасность и защита от статического электричества

В помещении операторной используется следующее электрооборудование:

- осветительные приборы;

- промышленный компьютер;

- интерфейсный блок (контроллер, устройства ввода/вывода, блок питания).

Все вышеперечисленные приборы запитаны от сети переменного тока с напряжением 220 В и частотой 50 Гц. Электропроводка выполнена по трехпроводной схеме (фаза, ноль, заземление).

Возможные источники поражения электрическим током:

- повреждение питающих кабелей;

- повышенная влажность в помещении.

Статическое электричество - причина нарушения работы оборудования, снижение точности показаний приборов и автоматики, выход из строя полупроводниковых приборов. Разряд статического электричества возникает тогда, когда напряженность электростатического поля над поверхностью диэлектрика достигает критической (пробивной) величины. Для воздуха пробивное напряжение составляет 30 кВ/см.

Заряды статического электричества могут накапливаться на людях. Электризация тела человека происходит при использовании одежды из синтетических тканей, работе с наэлектризованными изделиями и др. накопление зарядов статического электричества возможно тогда. Когда человек изолирован от земли и заземленных предметов непроводящей обувью, полами. Величина накопившегося на людях заряда может быть достаточна для искрового разряда при контакте с заземленным предметом. Физиологическое действие статического электричества на организм человека зависит от величины энергии разряда. Искровой разряд обычно ощущается как укол, толчок или судороги. Сам разряд не является опасным для жизни, так как сила тока ничтожно мала, однако под воздействием этих разрядов возможны рефлекторные движения, приводящие к опасным последствиям.

Меры защиты от статического электричества направлены на предупреждение возникновения и накопления зарядов, создание условий рассеивания зарядов и устранения опасности вредного воздействия статического электричества.

К основным мерам защиты относятся:

- заземление оборудования и коммуникаций;

- уменьшение электрического сопротивления материалов;

- снижение интенсивности возникновения зарядов статического электричества;

- нейтрализация зарядов статического электричества;

- отвод зарядов статического электричества, накапливающихся на людях.

Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного для отвода статического электричества, должно быть не более 100 Ом.

Если заземлением не удается предотвратить накопление статического электричества, то следует принять меры к уменьшению объемных и поверхностных электрических сопротивлений материалов. Это достигается повышением относительной влажности, химической обработкой поверхности, применением антистатических веществ, нанесением электропроводных пленок. Отвод зарядов обеспечивается при относительной влажности 65-70%. При этом на поверхности оборудования образуется электропроводящая пленка воды, что достигается увлажнением воздуха.

Снижение интенсивности возникновения зарядов статического электричества достигается отводом электростатического заряда.

При невозможности использования простых средств защиты от статического электричества рекомендуется нейтрализовать заряды ионизацией воздуха в местах их возникновения или накопления. Для этого используют ионизаторы, которые подбирают таким образом, чтобы число пар ионов, образующихся в единице объема воздуха, соответствовало скорости образования зарядов.

6.2 Экологичность проекта

При внедрении программно-аппаратного комплекса в эксплуатацию предполагается проведение экологической оценки (ЭО).

Цель ЭО состоит в обеспечении того, чтобы проекты, планы развития, программы, политики и др. были приемлемы с точки зрения окружающей среды и устойчивости. ЭО - процесс планирования, используемый для прогноза, анализа и интерпретации значимых воздействий на окружающую среду намечаемой деятельности, а также для обеспечения информацией, которая может использоваться в ходе принятия решения.

ЭО должна применяться:

- к любой деятельности, которая может причинить существенные неблагоприятные воздействия или внести вклад в фактические или потенциально возможные совокупные воздействия;

- как основной инструмент для управления окружающей средой с целью исключения, минимизации или компенсации негативных воздействий намечаемой деятельности;

- таким образом, чтобы объем работ соответствовал характеру проекта или деятельности, характеру и масштабу вероятных проблем и воздействий;

- на основе четко определенных ролей, правил и обязанностей ключевых участников.

ЭО может использоваться для предотвращения или минимизации неблагоприятных воздействий, одновременно помогая странам оценить реальный потенциал их ресурсов, максимизируя выгоды от намечаемой деятельности. Это процесс, который может:

- изменить и улучшить проект намечаемой деятельности;

- обеспечить эффективное использование ресурсов;

- улучшить социальные аспекты намечаемой деятельности;

- определить меры по мониторингу и управлению воздействиями;

- способствовать принятию обоснованных решений.

Успешная практика ЭО играет действенную роль в ходе реализации намечаемой деятельности. Когда объекты построены и сданы в эксплуатацию, или программы выполнены, неблагоприятные экологические последствия могут быть далее уменьшены благодаря соответствующим мерам по снижению негативного воздействия и мониторингу.

Экологические проблемы, стоящие перед обществом, могут быть как прямым следствием деятельности (загрязнение атмосферы, водных объектов, почвы и т.д.), так и косвенным (как например, ухудшение здоровья населения вследствие изменения образа жизни и т.п.). Некоторые экологические проблемы могут представляться незначительными, когда рассматриваются в пределах отдельного проекта, но могут иметь неблагоприятные последствия в результате совместного воздействия ряда проектов (совокупное или кумулятивное воздействие). Иногда проблемы могут быть связаны с долгами или торговлей, или могут усложняться проблемами, связанными с совместным использованием трансграничных ресурсов, таких как воздух или океан. Некоторые проблемы могут казаться несущественными сами по себе, но в комбинации с другими факторами они могут вызывать серьезную озабоченность.

В ходе экологической оценки программно-аппаратного комплекса должны соблюдаться законы Российской Федерации об охране окружающей среды и проводиться мероприятия, направленные на ее сохранение.

Мероприятия по охране недр предусматривают, прежде всего, решение вопросов комплексного и полного их изучения, составной частью которого являются перфорационные работы в скважинах. При проведении работ в скважинах работники принимают меры по предотвращению загрязнения окружающей среды: по охране недр, вод, почв, лесов, воздушной среды, и т.д. В связи с этим при проведении перфорационных работ в эксплуатационных скважинах работники отрядов не должны допускать разлива нефти и нефтепродуктов, утечки газа, загрязнения водоемов нефтепродуктами, химикатами и мусором, нарушения противопожарных правил, а также по возможности сокращать время работы двигателей внутреннего сгорания автомобилей и электроустановок и т.д. С площадок, отведенных для установки лаборатории, подъемника и др. оборудования, должны удалятся остатки нефтепродуктов и хозяйственный мусор.

Мероприятия по охране окружающей среды предусматриваются в проектах и сметах на производство перфорационных работ в скважинах. На расходы, связанные с их проведением, организациями выделяются необходимые ассигнования.

.2.1 Расчет выбросов дымовых газов в атмосферу

Основные мероприятия по охране окружающей среды включают в себя:

- полную герметизацию технологического оборудования;

- сбор и максимальное использование попутного нефтяного газа;

- уменьшение температуры процесса и количества сжигания газа;

- 100% контроль сварных швов соединений трубопроводов;

- защита оборудования и трубопроводов от внутренней и наружной коррозии;

- аварийная сигнализация предельных значений регулируемых параметров.

Выбросами в атмосферу установки подготовки и перекачки нефти являются дымовые газы, образующиеся при сгорании газа в камерах сгорания печей ПТБ-10А, а также при сгорании на факеле газа концевой ступени сепарации нефти.

Годовой расход топливного газа на нагрев нефти при расходе газа 5,16 м³/на т.нефти составляет:

млн.т/год ^. 5,16 м³/т = 30,96 млн.м³/год газа.

В камерах сгорания печей ПТБ-10А при смешении топливного газа и воздуха, подаваемого воздуходувками, образуется горючая газовоздушная смесь с избытком воздуха 1,5. Коэффициент избытка воздуха регулируется управляющим контроллером.

Вследствие этого достигается полное сгорание топлива с выделением инертных газов - двуокиси углерода, водяного пара, азота и кислорода.

Перечисленные выше газы не способны к дальнейшему окислению и не оказывают вредного влияния на окружающую среду.

Расчет количества дымовых газов, выбрасываемых в атмосферу при нагреве нефти в печах ПТБ-10А.

Компонентный состав топливного газа в %:

- CH4 - метан - 84,91;

- C2H6 - этан - 5,35;

- C3H8 - пропан - 5,74;

- C4H10 - изобутан - 0,91;

- С4Н10 - норм.бутан - 1,20;

- C5H12 - изопентан - 0,26;

- C5H12 - норм.пентан - 0,26;

- CO2 - углекислый газ - 0,68;

- N2 - азот - 0,69.

Количество двуокиси углерода, образующееся при полном сгорании 1 м³ газа вышеуказанного компонентного состава в 1 м³определяются по формуле:

Из всего газа, сжигаемого в камерах сгорания печей за год, выделяется двуокись углерода

V_CO2 = 30,96 ^. 0,9931 = 30,75 млн.м³/год.

Количество воздуха, необходимого для полного сгорания газа в м³/м³ определяется по формуле (6.4):

(6.4)

Так как в топливном газе не содержится водорода, окиси углерода и кислорода, то формула приобретает вид:

(6.5)

где n - количество атомов углерода, T - количество атомов водорода,_nH_T - объемная доля компонентов газа в %.

Рассчитаем по формуле (6.5) количество воздуха, необходимого для полного сгорания газа:

Для сжигания всего газа необходимо:

V_B = 11,2 ^. 30,96 = 346,75 млн. м³ воздуха

Количество водяного пара, образующегося при сгорании 1 м³топливного газа определяется по формуле (6.6):

(6.6)

т.к. водород в чистом виде отсутствует в топливном газе, формула приобретает вид:

(6.7)

где a - коэффициент избытка в воздухе - 1,5;_B - объем воздуха, необходимый для полного сгорания 1 м³топливного газа.

Рассчитаем по формуле (6.7) количество водяного пара:

При сжигании 1 м³ газа выделяется 2,50 м³ пара.

При сжигании всего газа выделяется:

V_Н2О = 2,5 ^. 30,96 = 77,4 млн.м³/год водяного пара

Количество кислорода О₂:

V_О2 = 0,21^.( a - 1) VВ= 0,21^. (1,5 - 1) ^.11,2 = 1,176 м³/м³

При сгорании 1 м³ газа в составе дымовых газов сбрасывается 1,176 м³ неиспользованного кислорода.

При сжигании всего количества газа сбрасывается кислорода

V_О2= 30,96 ^. 1,176 = 36,41 млн.м³/год .

Количество азота N₂

м³/м³

При сжигании 1 м³ газа сбрасывается 13,28 м³ азота.

При сжигании всего количества газа:

V_N2 = 13,28 ^. 30,96 = 411,1488 млн.м³/ год азота.

Общее количество дымовых газов:

V_д.г.=V_CO2+ V_H2O+ V_O2+ V_N2= 30,75 + 77,4 + 36,41 + 411,1488 = =555,7088 млн.м³/год.

6.3 Чрезвычайные ситуации

.3.1 Характеристика чрезвычайных ситуаций

Причины, приводящие к аварии или несчастному случаю могут быть; организационного, технического и технологического характера.

Причины организационного характера:

- допуск к самостоятельной работе рабочих и инженерно-технических работников без прохождения ими инструктажа по технике безопасности, пожарной и газобезопасности, без стажировки на рабочем месте и проверки полученных ими знаний квалифицированной комиссией;

- грубое нарушение санитарного состояния территории и подсобных сооружений;

- отсутствие контроля за состоянием индивидуальных средств защиты;

- курение в местах, непредусмотренных для этого и специально не оборудованных;

- выдача должностным лицам указаний или распоряжений, принуждающих подчинённых нарушать правила безопасности и охраны труда.

Причины технического характера:

- эксплуатация аппаратов, оборудования и трубопроводов при параметрах, выходящих за пределы технических условий и паспортов;

- пропуск газонефтяной смеси во фланцевых соединениях, разрыв прокладок, трещины, значительное утончение стенок трубопровода и аппаратуры; пропуски в сальниковых и торцевых уплотнениях насосов;

- неисправность контрольно-измерительных приборов и средств автоматики;

- неисправность системы пожаротушения и системы определения взрывоопасных концентраций.

Данный комплекс предполагает внедрение разработки в основном на северных нефтяных месторождениях Западной Сибири. Для этого региона характерны следующие чрезвычайные ситуации природного характера:

а) сильные морозы (ниже -40 град. С);

б) метели и снежные заносы.

При работе в таких условиях работающие должны быть снабжены комплектом одежды, изготовленной в соответствии с требованиями ГОСТ ССБТ 12.4.084-80 "Одежда специальная для защиты от пониженных температур". Чрезвычайные ситуации техногенного характера:

- пожары;

- взрывы паровоздушных смесей;

- отключение электроэнергии и др.

.3.2 Взрывозащита электрооборудования

Для предотвращения пожара и взрыва от тепловых источников электрического происхождения во взрывоопасных зонах необходимо применить электрооборудование во взрывозащищенном исполнении. Взрывозащищенным является электрооборудование, в котором предусмотрены конструктивные меры по устранению или затруднению возможности воспламенения окружающей его взрывоопасной среды при эксплуатации этого оборудования. Взрывозащищенные приборы конструируют таким образом, чтобы при искрении или неисправности внутри прибора не могла возникнуть опасная ситуация в среде, в которой установлен прибор. Взрывозащищенное электрооборудование подразделяется по уровням и видам взрывозащиты, а также по группам и температурным классам. По уровню взрывозащиты электрооборудование бывает повышенной надежности против взрыва, взрывобезопасное и особовзрывобезопасное. В электрооборудовании повышенной надежности против взрыва защита обеспечивается только при нормальном режиме работы (знак уровня - 2). Во взрывобезопасном электрооборудовании - как при нормальном режиме работы, так и при повреждениях, определяемых условиями эксплуатации, кроме поврежденных средств взрывозащиты (знак уровня - 1). В особовзрывобезопасном электрооборудовании приняты дополнительные средства взрывозащиты (знак уровня - 0). Согласно НПБ 105-95 "Определение категорий наружных установок по пожарной опасности" данный технологический процесс относится к категории А, по взрывоопасности - к классу В-1а, В-1г.

6.3.3 Противопожарные мероприятия

На всех этапах прострелочных работ должны строго соблюдаться меры пожарной безопасности, предупреждающие возможность пожара, а в случае возникновения пожара обеспечивающие быструю ликвидацию его.

Согласно этим правилам на каждом производственном объекте должны быть лица, ответственные за пожарную безопасность определенного участка.

Все работники должны знать:

- правила пожарной безопасности, изложенные в инструкции для своего рабочего места;

- расположение на своем участке и вблизи него средств пожаротушения и правила пользования ими;

- способ вызова пожарной охраны;

- свои обязанности на случай пожара или аварии.

Основное внимание должно уделяться предотвращению пожаров. Для этого надо строго соблюдать следующие основные требования:

- территорию предприятия, а также операторной содержать в чистоте, не загрязнять мусором, горючей жидкостью и маслами;

- на объектах предприятия средства пожаротушения содержать в постоянной исправности;

- иметь первичные средства пожаротушения (огнетушители ОП-1(з), топор, лопатку и т.д.) и не использовать их для других целей;

- жидкие горючие материалы перевозить в плотно закрывающихся бачках, банках; переливать их при помощи насоса, шланга.

Тушить возникшее пламя следует струей воды из пожарного рукава, струей из огнетушителя, песком, землей, и т.п.; при воспламенении жидких горючих материалов для их тушения не следует употреблять воду.

6.4 Выводы по разделу

Проектируемая система автоматизации и управления создает не только улучшение режимов работы печей, но и обеспечивает их безопасную и безаварийную работу, соответствует нормативам. Система осуществляет контроль, сигнализацию предельных параметров.

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

Из проведенного анализа и расчетов пришли к выводу, что подогрев нефти при соблюдении правил техники безопасности и графика профилактических работ является относительно безопасным технологическим процессом для жизнедеятельности человека и экологии.

7. Расчет показателей экономической эффективности внедрения средств автоматизации

7.1 Расчет единовременных затрат

Единовременные затраты определяются по формуле:

К = К_раз + К_прог + К_изг,

(6.1)

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

К_прог- затраты на программирование, тыс.р.;

К_изг - затраты на изготовление, тыс.р.

В таблице 7.1 приведены данные единовременных затрат предприятия разработчика для расчета единовременных затрат.

Таблица 7.1 - Данные для расчета единовременных затрат предприятия разработчика

Показатель	Значение
Заработная плата разработчика, т.р.	25
Коэффициент доплат к заработной плате, доли ед.	0,3
Районный коэффициент и северная надбавка, доли ед.	1,2
Единый социальный налог, доли ед.	0,26
Трудоемкость разработки программного обеспечения, чел.×мес	1,5
Трудоемкость внедрения проекта, чел.×мес	3
Время использования ПК для разработки программы, час	500
Коэффициент накладных расходов, доли ед.	0,4
Годовой фонд работы ПК, час	3500
Норма амортизационных отчислений ПК, доли ед.	0,2
Норма амортизационных отчислений здания, доли ед.	0,015
Площадь занимаемая ПК, м²	6
Стоимость одного м² здания, т.р.	35
Стоимость ПК, тыс.р.	25
Коэффициент накладных расходов на экспл. ЭВМ, доли ед.	0,04
Потребляемая мощность ПК, Вт	0,4
Стоимость кВт/часа, р.	1,1
Коэффициент месячных затрат на ремонт ПК (от стоимости), доли ед.	0,1
Затраты на материалы для эксплуатации ЭВМ, р.	1,2
Коэффициент затрат на содержание ПК, доли ед.	0,015
Коэффициент затрат на транспортировку системы, доли ед.	0,015
Коэффициент затрат на монтаж и наладку, доли ед.	0,18
Коэффициент рентабельности предприятия разраб., доли ед.	0,1
Ставка НДС, доли ед.	0,18

Таблица 7.2 - Данные для расчета трудоемкости разработки системы

Стадии разработки	Трудоемкость, чел. месяц	0,4
2. Изучение литературных источников	0,5
3. Разработка технического задания	1
Итого	1,9

Затраты на разработку системы:

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

(7.2)

где Зо - месячный оклад программиста, тыс.р.;

Т_раз - трудоемкость разработки проекта и проектной документации, ч×мес.;

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.

К_раз = 25× 1,9× (1+0,3)×(1+1,2)×(1+0,26)×(1+0,4)=240 т.р.

(7.3)

Затраты на разработку программного обеспечения:

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,

(7.4)

где Зо - месячный оклад программиста, тыс.р.;

Т_прог- трудоемкость разработки программного обеспечения, ч*мес.;

К_{н.прогр} - коэффициент накладных расходов, доли ед. ;_мч - стоимость машино-часа ПК, р.;

К_ч - коэффициент перевода единиц времени.

Стоимость машино-часа ПК рассчитывается по формуле:

С_мч = S_экс/ Т_пол,

(7.5)

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

Т_пол - годовой фонд работы ЭВМ, час.

Эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле:

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

(7.6)

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

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

Т_р - затраты на ремонт, р/год;

Э - затраты на электроэнергию, р/год;

М - затраты на материалы, р.;

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

Затраты на амортизацию вычисляются по формуле:

А = К_эвм × Н_эвм + С_зд × S_зд × Н_зд,

(7.7)

где К_эвм - балансовая стоимость ЭВМ, т. р.;

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

С_зд - стоимость 1 м² здания,т. р/м²;_зд - площадь, занимаемая ЭВМ, м²;

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

А = 25×0,2 + 35×6×0,015=8,15 т. р.

(7.8)

Затраты на ремонт вычисляются по формуле:

Т_р = К_эвм × К_трэвм,

(7.9)

где К_трэвм - коэффициент, учитывающий затраты на ремонт ЭВМ.

Т_р = 25×0,1=2.5 т. р.

(7.10)

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

Э = Ц × Т_пол × N × К_м,

(7.11)

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

N - потребляемая мощность, кВт ;

К_м - коэффициент интенсивного использования мощности вычислительной техники.

Э = 0,0011×3500×0,4×0,7=1,078 т. р.

(7.12)

Затраты на материалы определяются по формуле:

где i- вид материала; Ц_i- цена i - того материала, т. р.; М_i - количество i-го материала.

Расчет затрат на материалы представлен в таблице 7.3.

Таблица 7.3 - Перечень и стоимость материалов, используемых для ЭВМ

Наименование материала	Ед. изм.	Количество в год	Цена за ед., р.	Стоимость, р.
Гибкие магнитные диски	шт.	10	14	140
Бумага	шт.	4	120	480
Чистящий набор для компьютера	шт.	2	150	300
Диски CD-RW	шт.	5	45	225
Тонер	шт.	2	1000	2000
Итого				3145

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,

(7.14)

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

Н_рэкс = 12 ×0,4 × (1 + 0,3) × (1 + 1,2) × 0,04=0,549 т. р.

S_экс=12×0,4×(1+0,3)×(1+1,2)×(1+0,26)+8,15+2.5+1,078+3,145+0,549=30 т. р.

Стоимость одного машино-часа:

С_мч = 30/ 3500=0,0085 т. р. (7.17)

Капитальные затраты на разработку программного обеспечения будут равны:

К_прог=25×1.5×(1+0,3)×(1+1,2)×(1+0,26)×(1+0,04)+0,0085×1.5×168=191 т. руб.

(7.18)

Для расчета затрат на изготовление и отладку проектируемой системы используется калькуляционный метод расчета полной себестоимости. Себестоимость изделия по этому методу определяется по следующим (в общем случае) статьям затрат. Затраты на основную заработную плату при внедрении системы равны:

L₀ = Т_м × З_о,

(7.19)

где З_о - месячная зарплата изготовителя устройства, р.;

Т_м - трудоемкость изготовления устройства, чел × мес.

L₀ = 3×25=75 т. р.

(7.20)

Доплата к заработной плате изготовителя равна:

L_д = L_o × К_д (1+К_р).	(7.21)
L_д = 75×0,3 (1+1,2)=49,5 т. р.

Отчисления в социальные фонды:

L_сн= (L_о + L_д) × К_сн. (7.23)

L_сн= (75 + 49.5) . 0,26=32,37 т. р. (7.24)

Затраты на электроэнергию рассчитываются по формуле:

где Ц_эл - стоимость одного кВт/ч электроэнергии, р.; 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 энергию можно представить в виде таблицы 7.4.

Таблица 7.4 - Расчет затрат на энергию

Наименование оборудования	Потребляемая мощность, кВт	Стоимость кВт×часа, т.р.	Время использования,час	К_инт_i	Затраты на электроэнергиют.р.
Блок питания	0,150	0,0011	552	0,7	0.064
Датчик температуры	0,05	0,0011	552	0,7	0.021
Датчик уровня	0,05	0,0011	552	0,7	0.021
Итого					0.106

Затраты на ремонт рассчитываются по формуле:

где К_тризг- коэффициент, учитывающий месячные затраты на ремонт, доли ед.; К_обi - стоимость оборудования, используемого при проверке системы на работоспособность, т. р.; n - количество единиц оборудования, шт.; Т_примi - время использования i-го вида оборудования, год.

Т_р=0,01 × 1,5 × 3 + 0,01× 1 × 3 + 0,01 × 11,5 × 3 = 0,42 т. р. (7.27)

Затраты на амортизацию рассчитываются по формуле:

А = К_обi × Н_аi× Т_примi/100,

где H_ai- месячная норма амортизации i-го вида оборудования, %.

А_темп.=1.5× 1,67× 3/100=0.075 т. р.;(7.29)

А_бл.пит.=1 × 1,67 × 3/100=0,05 т. р.;(7.30)

А_уров.=11.5 × 1,67 × 3/100=0,576 т. р.(7.31)

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

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

Н_ризг = 3 × 25 × (1 + 0,3) × (1 + 1,2) × 0,4=85,8 т. р.

В таблице 7.5 представлена смета на материалы и комплектующие.

Таблица 7.5 - Смета затрат на материалы и покупные комплектующие изделия.

	Наименование	Ед.изм.	Кол-во	Цена, т. р.	Полная стоимость, т. руб. (без НДС)
1	Контроллер	шт.	1	70	70
4	ДМ2005	шт.	2	4	8
6	Метран-2ДУ	шт.	11	10	110
8	Метран 100-ДД	шт.	2	9	18
9	Метран 100-ДИ	шт.	13	7	91
11	ТСПУ Метран 276	шт.	8	5	40
Итого					337
Итого с учетом затрат на транспортные расходы 8%					342

Таблица 7.6 - Результирующая таблица для расчетов по статьям калькуляции

№	Статьи затрат	Затраты на изготовление
1	Материалы и покупные комплектующие изделия	342
2	Электроэнергия на технологические цели	0,106
3	Производственная заработная плата	75
4	Доплаты к заработной плате	49,5
5	Единый социальный налог	32,37
6	Износ инструментов и приспособлений целевого назначения и прочие специальные расходы;	0,42
7	Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	0.701
8	Накладные расходы	85.8
Итого		645

К = К_раз + К_прог + К_изг = 240 + 191 + 645= 1076 т. р.(7.34)

.2 Экономия эксплутационных расходов в условиях функционирования системы

Дополнительные эксплуатационные затраты на функционирование системы могут быть определены как сумма:

З_доп = С_эл + С_рем + С_а,

(7.35)

где С_эл - затраты на электроэнергию, потребляемую системой, р.; C_зп - зарплата обслуживающего персонала с начислениями, р.; C_рем - затраты на ремонт, р.; C_а - затраты на амортизацию, р.

Исходные данные для расчета представлены в таблице 7.7.

Таблица 7.7 - Исходные данные для расчета затрат на эксплуатацию

Показатель	Значение,т. р.
1. Месячная зарплата слесаря КИПиА, тыс.р.	25
2. Мощность потребляемая системой, Вт	500
3. Стоимость кВт/часа, р.	0,0011
4. Норма амортизации системы, %	20
5. Норма затрат на ремонт, %	0,03

Расчет годовых затрат на электроэнергию производится по формуле:

C_эл = N × Ц_эл × Т_зад × К_инт

где N - мощность, потребляемая системой, кВт; Ц_эл - стоимость одного кВт×ч электроэнергии, р.; Т_зад - годовой фонд работы системы при выполнении задачи, час; К_инт - коэффициент интенсивного использования мощности оборудования.

C_эл = 0,5 × 0,0011 × 6000 × 0,7=2,31 т. р.

(7.37)

Текущие затраты на ремонт системы находятся по формуле:

C_пр = (К × К_пр)/100,

(7.38)

где К - балансовая стоимость системы, р.;

К_пр - норма отчислений на ремонт, %.

C_пр = (1076 × 0.03)/100=32 т. р.

(7.39)

Затраты на амортизацию оборудования находятся по формуле:

C_а = (К× Н_а)/100,

где К - балансовая стоимость системы, р.;

Н_а - норма амортизационных отчислений, % .

C_a = (1076× 20)/100=215 т. р.	(7.41)
З_доп = 2,31+32+215=249 т. р.	(7.42)

Введение в работу новой системы позволяет сократить 1 человека, что представлено в таблице 7.8.

Таблица 7.8 - Проектируемая и действующая система

Обслуживающий персонал	Действующая система	Проектируемая система
Мастер	1	1
Слесарь КИПиА	6	5
Инженер	3	3
Руководитель группы	1	1
Итого	11	10

Сокращение персонала влечёт за собой сокращение расходов на заработную плату:

C_э = 1 × 12 × 22 × (1+0,3) × (1+1,2) × (1+0,26) = 951 т. р.

(7.43)

Экономия составляет:

Э=С_Э - З_доп=(951-240) т. Руб=702 т.р.(7.44)

7.3 Расчет показателей эффективности

Рассчитанные показатели эффективности приведены в таблице 7.8

Таблица 7.8 - Показатели эффективности проекта

Показатель	2009	20010	2011	2012	2013	2014
Единовременные затраты в проекте, т. руб.	1076	-	-	-	-	-
Экономия эксплутационных затрат, т. руб.	-	702	702	702	702	702
Амортизационные отчисления, руб. (20%)	-	215	215	215	215	215
Налог на имущество, т. руб. (2,2 %)	-	19	14	9	5	0
Налог на прибыль, т. руб (20 %)	-	137	139	140	140
Чистый доход, т.руб.	-1076	366	370	374	377	381
Коэффициент дисконтирования (Е=10,6 %)	1	0,904	0,818	0,739	0,668	0,604
Накопленный чистый дисконтированный доход, т. руб.	-1076	-773	-502	-251	-223	187

По рисунку 7.1 определим срок окупаемости проекта.

Рисунок 7.1 - Определение срока окупаемости проекта

Точка пересечения линии НЧДД и оси абсцисс позволяет определить период окупаемости единовременных затрат. При вложении собственных средств предприятия в реализацию проекта срок окупаемости составит - 4 года. Рентабельность составляет:

R = (НЧДД + К) × 100 / К,(7.45)

R = (187+1076) × 100/ 1076= 117 %(7.46)

Определим коэффициент отдачи капитала:

Кок = (187/ 1035)+1= 1.17.(7.47)

Для построения кривой зависимости текущей дисконтированной стоимости и коэффициента эффективности капитальных вложений зададаются несколькими значениями Ен, рассчитывают для них a_{т ,}определяют НЧДД и по полученным точкам строят кривую. Расчет необходимых показателей приведен в таблице 7.9.

Таблица 7.9 - Данные для построения графика текущей дисконтированной стоимости

Ен, %	НЧДД, т. р.
10	338
20	37,5
30	-170,5

На рисунке 7.2 представлена зависимость нормы НЧДД от нормы дисконта.

Рисунок 7.2 - Зависимость нормы НЧДД от нормы дисконта

Точка пересечения НЧДД с горизонтальной осью показывает значение ВНД, оно составляет 17%. Это значит, что при финансировании проекта автоматизации производства за счет заемных средств (т.е. с привлечением банковского кредита) реализация этого проекта целесообразна при ставке за кредит не больше 17 %. При большей ставке, реализация проекта будет убыточной т.к. НЧДД будет отрицательной.

7.4 Анализ чувствительности проекта

Одной из задач анализа проекта является определение чувствительности показателей эффективности к изменениям различных параметров. Чем шире диапазон параметров, в котором показатели эффективности остаются в пределах приемлемых значений, тем выше "запас прочности" проекта, тем лучше он защищен от колебаний различных факторов, оказывающих влияние на результаты реализации проекта. Наиболее нестабильными параметрами, влияющими на эффективность проекта, являются:

- капитальные затраты [-10%; +10%];

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

- налоги [-10%; +10%].

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

Таблица 5.10 - Данные для оценки чувствительности проекта к риску

Параметр	Изменение параметра	ЧДД_пр, тыс. руб.
Капитальные затраты	-10%	507
	0	316
	+10%	125
Экономия эксплуатационных затрат	-10%	94
	0	316
	+10%	539
Налоги	-10%	261
	0	316
	+10%	371

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

Рисунок 5.3 - Диаграмма чувствительности проекта

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

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

7.5 Выводы по разделу

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

- экономия эксплуатационных затрат составит 1076 т. руб. ежегодно;

- период возврата капитальных вложений составит 4 года;

- внутренняя норма доходности 17 %

Таблица 7.10 - Обобщающие показатели экономической эффективности проекта

Показатель	Величина
Единовременные затраты, тыс. руб.	1076
Экономия эксплуатационных затрат, тыс. руб.	702
Накопленный чистый дисконтированный доход, тыс. руб.	187
Рентабельность, %	117
Срок окупаемости, годы	4
Внутренняя норма доходности, %	17

Заключение

В результате проделанной работы разработана автоматизированная система управления процессом подогрева нефти в печах типа ПТБ-10, на примере блока печей ПТБ-10А/1-5 установки подготовки нефти ЦПС Самотлорского месторождения. Проект был разработан на контроллере SIMATIC S7-300 фирмы Siemens. Экраны человеко-машинного интерфейса проектировались в программной среде TraceMode. В АСУ ПТБ оператор имеет возможность нпблюдать за изменением основных параметров и может вмешаться в управление объектом.

Спроектированная автоматизированная система управления осуществляет сбор информации с дискретных и аналоговых устройств, которые установлены согласно технологическому процессу подогрева нефти в печах типа ПТБ-10. На основании полученных значений датчиков реализуется алгоритм управления исполнительными механизмами объекта автоматизации по предусмотренному алгоритму.

Произведен расчет надежности АСУ ПТБ. Время наработки на отказ системы в среднем составляет 54268 часов.

В разделе безопасность и экологичность проекта рассмотрены вопросы связанные с безопасностью рабочих осуществляющих обслуживание АСУ ПТБ, рассмотрена экологичность проекта, произведен расчет выбросов дымовых газов в атмосферу.

В экономическом разделе приведен расчет показателей экономической эффективности, графически определен период окупаемости разработанной АСУ ПТБ установки подготовки нефти ЦПС Самотлорского месторождения.

Список использованных источников

1) Андреев Е.Б., Попадько В.Е. Технические средства систем управления технологическими процессами нефтяной и газовой промышленности. Электронное учебное пособие по курсу "Автоматизация технологических процессов" 2004 . - 273с.

2) А.А. Бессонов., А.В. Мороз., Надежность систем автоматического регулирования. - Л.: Энергоатомиздат, Ленинградское отделение, 1984. - 216с.

) Безопасность жизнедеятельности и промышленная безопасность. / Под ред. Шантарина В.Д., Учеб. пособ. 2-е изд. - Тюмень.: ТюмГНГУ, 2002. - 308 с.

) Датчики избыточного давления МИДА-ДИ-13П(М), датчики абсолютного давления МИДА-ДА-13П и взрывозащищенные МИДА-ДИ-13П(М, Г)-Ех, МИДА-ДА-13П(Г)-Ех : Техническое описание и инструкция по эксплуатации - ЗАО МИДАУС, 2000. - 36с.

) Методические указания к оценке экономической эффективности технических систем в курсовом и дипломном проектировании для студентов направления АСОиУ, АТП, ИВТ дневного и заочного обучения, под ред. Рудневой Л.Н. - Тюмень, ТГНГУ, 2002. - 33с.

6) Электронный каталог по датчикам давления серии "Метран", 2004.

7) Электронный каталог по датчикам температуры серии "Метран", 2004.

) Siemens® SIMATIC Системное руководство по программируемым контроллерам S7-300 - Siemens AG, 2002 - 654с.

9) www.ad.siemens.ua

10) www.adastra.ru

) www.analytpribor.ru

) www.automation-drives.ru

13) www.asutp.interface.ru

14) www.asutp.ru

) www.elemer.ru

) www.indusoft.ru

) www.industrialsystems.ru

) www.iprog.pp.ru

) www.klinkmann.com

) www.wonderware.com

Приложение

Функциональная схема автоматизации

Рисунок А.1 - Функциональная схема автоматизации

Таблица Б.1- Таблица КИПиА

Наименование сигнала

Позиционное обозначение

Единицы измерения

Пределы изменения параметра

Наименование оборудования

Тип прибора, датчика

Класс точности

Пределы измерения прибора, датчика

Диапазон выходного/входного сигнала

Розжиг запальной горелки №1 в Печи №1

1ET028

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

= 24 В

Розжиг запальной горелки №2 в Печи №1

1ET029

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

= 24 В

Розжиг запальной горелки №3 в Печи №1

1ET030

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

= 24 В

Розжиг запальной горелки №4 в Печи №1

1ET031

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №1 в Печи №1

1BS032

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №2 в Печи №1

1BS033

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №3 в Печи №1

1BS034

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №4 в Печи №1

1BS035

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

= 24 В

Продолжение таблицы Б.1

Давление нефти во входном коллекторе Печи №1

1PT010

МПа

0…2,5

Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01

0,5

0…2,5

4…20 мА

Давление нефти в выходном коллекторе Печи №1

1PT008

МПа

0…2,5

Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01

0,5

0…2,5

4…20 мА

Температура нефти во входном коллекторе Печи №1

1TT007

⁰С

-50…+50

Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95

ТСМУ-205Ех-120мм- -50…+50⁰С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X

0,25

-50…+50

4…20 мА

Температура нефти в выходном коллекторе Печи №1

1TT011

⁰С

0…+100

Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95

ТСМУ-205Ех-250мм-0…+180⁰С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X

0,25

0…+180

4…20 мА

Давление топливного газа в Печи №1

1PT016

МПа

0…0,25

Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01

0,5

0…0,25

4…20 мА

Давление воздуха в Печи №1

1PT015

МПа

0…0,25

Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01

0,5

0…0,25

4…20 мА

Общий расход газа в Печи №1

1FT012

м³/час

0…1100

Датчик расхода газа

ДРГ.М-400

0,5

0…1100

4…20 мА

Расход нефти в Печи №1

1FT009

м³/час

0…400

Счетчик нефти турбинный ТУ39-1490-90

МИГ-200-4

0,15

0…400

4…20 мА

Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №1: 20%

1QE017

0…20

Сигнализатор загазованности

СТМ-30-50

0,1

0…50

4…20 мА

Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №1: 50%

1QE017

0…50

Сигнализатор загазованности

СТМ-30-50

0,1

0…50

4…20 мА

Управление регулирующим затвором топливного газа Печи №1

1V04

Затвор регулирующий дисковый с электроприводом

МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ

= 24 В

Управление клапаном на подводе общего газа к Печи №1

1V03

Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ

АТЭК-80-Г НЗ

= 24 В

Управление клапаном на подводе запального газа к Печи №1

1V05

Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ

АТЭК-25-Г НЗ

= 24 В

Управление задвижкой на подводе нефти к Печи №1

1V01

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

= 24 В

Управление задвижкой на отводе нефти от Печи №1

1V02

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

= 24 В

Управление вентилятором подачи воздуха в Печь №1

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

= 24 В

Управление вытяжным вентилятором в Печи №1

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

= 24 В

Состояние регулирующего затвора топливного газа Печи №1

1V04

Затвор регулирующий дисковый с электроприводом

МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ

= 24 В

Состояние клапана на подводе общего газа к Печи №1

1V03

Задвижка запорная с электроприводом

АТЭК-80-Г НЗ

= 24 В

Состояние клапана на подводе запального газа к Печи №1

1V05

Задвижка запорная с электроприводом

АТЭК-25-Г НЗ

= 24 В

Состояние задвижки на подводе нефти к Печи №1

1V01

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

= 24 В

Состояние задвижки на отводе нефти от Печи №1

1V02

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

= 24 В

Состояние вентилятора подачи воздуха в Печь №1

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

= 24 В

Состояние вытяжного вентилятора в Печи №1

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

= 24 В

Розжиг запальной горелки №1 в Печи №2

2ET028

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

= 24 В

Розжиг запальной горелки №2 в Печи №2

2ET029

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

= 24 В

Розжиг запальной горелки №3 в Печи №2

2ET030

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

= 24 В

Розжиг запальной горелки №4 в Печи №2

2ET031

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №1 в Печи №2

2BS032

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №2 в Печи №2

BS033

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №3 в Печи №2

2BS034

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №4 в Печи №2

2BS035

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

= 24 В

Давление нефти во входном коллекторе Печи №2

2PT010

МПа

0…2,5

Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01

0,5

0…2,5

4…20 мА

Давление нефти в выходном коллекторе Печи №2

2PT008

МПа

0…2,5

Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01

0,5

0…2,5

4…20 мА

Температура нефти во входном коллекторе Печи №2

2TT007

⁰С

-50…+50

Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95

ТСМУ-205Ех-120мм- -50…+50⁰С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X

0,25

-50…+50

4…20 мА

Температура нефти в выходном коллекторе Печи №2

2TT011

⁰С

0…+100

Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95

ТСМУ-205Ех-250мм-0…+180⁰С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X

0,25

0…+180

4…20 мА

Давление топливного газа в Печи №2

2PT016

МПа

0…0,25

Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01

0,5

0…0,25

4…20 мА

Давление воздуха в Печи №2

2PT015

МПа

0…0,25

Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01

0,5

0…0,25

4…20 мА

Общий расход газа в Печи №2

2FT012

м³/час

0…1100

Датчик расхода газа

ДРГ.М-400

0,5

0…1100

4…20 мА

Расход нефти в Печи №2

2FT009

м³/час

0…400

Счетчик нефти турбинный ТУ39-1490-90

МИГ-200-4

0,15

0…400

4…20 мА

Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №2: 20%

1QE017

0…20

Сигнализатор загазованности

СТМ-30-50

0,1

0…50

4…20 мА

Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №2: 50%

2QE017

0…50

Сигнализатор загазованности

СТМ-30-50

0,1

0…50

4…20 мА

Управление регулирующим затвором топливного газа Печи №2

2V04

Затвор регулирующий дисковый с электроприводом

МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ

= 24 В

Управление клапаном на подводе общего газа к Печи №2

2V03

Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ

АТЭК-80-Г НЗ

= 24 В

Управление клапаном на подводе запального газа к Печи №2

2V05

Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ

АТЭК-25-Г НЗ

= 24 В

Управление задвижкой на подводе нефти к Печи №2

2V01

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

= 24 В

Управление задвижкой на отводе нефти от Печи №2

2V02

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

= 24 В

Управление вентилятором подачи воздуха в Печь №2

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

= 24 В

Управление вытяжным вентилятором в Печи №2

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

= 24 В

Состояние регулирующего затвора топливного газа Печи №2

2V04

Затвор регулирующий дисковый с электроприводом

МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ

= 24 В

Состояние клапана на подводе общего газа к Печи №2

2V03

Задвижка запорная с электроприводом

АТЭК-80-Г НЗ

= 24 В

Состояние клапана на подводе запального газа к Печи №2

2V05

Задвижка запорная с электроприводом

АТЭК-25-Г НЗ

= 24 В

Состояние задвижки на подводе нефти к Печи №2

2V01

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

= 24 В

Состояние задвижки на отводе нефти от Печи №2

2V02

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

= 24 В

Состояние вентилятора подачи воздуха в Печь №2

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

= 24 В

Состояние вытяжного вентилятора в Печи №2

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

= 24 В

Розжиг запальной горелки №1 в Печи №3

3ET028

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

= 24 В

Розжиг запальной горелки №2 в Печи №3

3ET029

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

= 24 В

Розжиг запальной горелки №3 в Печи №3

3ET030

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

= 24 В

Розжиг запальной горелки №4 в Печи №3

3ET031

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №1 в Печи №3

3BS032

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №2 в Печи №3

3BS033

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №3 в Печи №3

3BS034

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №4 в Печи №3

3BS035

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

= 24 В

Давление нефти во входном коллекторе Печи №3

3PT010

МПа

0…2,5

Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01

0,5

0…2,5

4…20 мА

Давление нефти в выходном коллекторе Печи №3

3PT008

МПа

0…2,5

Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01

0,5

0…2,5

4…20 мА

Температура нефти во входном коллекторе Печи №3

3TT007

⁰С

-50…+50

Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95

ТСМУ-205Ех-120мм- -50…+50⁰С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X

0,25

-50…+50

4…20 мА

Температура нефти в выходном коллекторе Печи №3

3TT011

⁰С

0…+100

Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95

ТСМУ-205Ех-250мм-0…+180⁰С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X

0,25

0…+180

4…20 мА

Давление топливного газа в Печи №3

3PT016

МПа

0…0,25

Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01

0,5

0…0,25

4…20 мА

Давление воздуха в Печи №3

3PT015

МПа

0…0,25

Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01

0,5

0…0,25

4…20 мА

Общий расход газа в Печи №3

3FT012

м³/час

0…1100

Датчик расхода газа

ДРГ.М-400

0,5

0…1100

4…20 мА

Расход нефти в Печи №3

3FT009

м³/час

0…400

Счетчик нефти турбинный ТУ39-1490-90

МИГ-200-4

0,15

0…400

4…20 мА

Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №3: 20%

3QE017

0…20

Сигнализатор загазованности

СТМ-30-50

0,1

0…50

4…20 мА

Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №3: 50%

3QE017

0…50

Сигнализатор загазованности

СТМ-30-50

0,1

0…50

4…20 мА

Управление регулирующим затвором топливного газа Печи №3

3V04

Затвор регулирующий дисковый с электроприводом

МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ

= 24 В

Управление клапаном на подводе общего газа к Печи №3

3V03

Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ

АТЭК-80-Г НЗ

= 24 В

Управление клапаном на подводе запального газа к Печи №3

3V05

Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ

АТЭК-25-Г НЗ

= 24 В

Управление задвижкой на подводе нефти к Печи №3

3V01

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

= 24 В

Управление задвижкой на отводе нефти от Печи №3

3V02

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

= 24 В

Управление вентилятором подачи воздуха в Печь №3

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

= 24 В

Управление вытяжным вентилятором в Печи №3

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

= 24 В

Состояние регулирующего затвора топливного газа Печи №3

3V04

Затвор регулирующий дисковый с электроприводом

МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ

= 24 В

Состояние клапана на подводе общего газа к Печи №3

3V03

Задвижка запорная с электроприводом

АТЭК-80-Г НЗ

= 24 В

Состояние клапана на подводе запального газа к Печи №3

3V05

Задвижка запорная с электроприводом

АТЭК-25-Г НЗ

= 24 В

Состояние задвижки на подводе нефти к Печи №3

3V01

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

= 24 В

Состояние задвижки на отводе нефти от Печи №3

3V02

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

= 24 В

Состояние вентилятора подачи воздуха в Печь №3

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

= 24 В

Состояние вытяжного вентилятора в Печи №3

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

= 24 В

Розжиг запальной горелки №1 в Печи №4

4ET028

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

= 24 В

Розжиг запальной горелки №2 в Печи №4

4ET029

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

= 24 В

Розжиг запальной горелки №3 в Печи №4

4ET030

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

= 24 В

Розжиг запальной горелки №4 в Печи №4

4ET031

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №1 в Печи №4

4BS032

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №2 в Печи №4

4BS033

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №3 в Печи №4

4BS034

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №4 в Печи №4

4BS035

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

= 24 В

Давление нефти во входном коллекторе Печи №4

4PT010

МПа

0…2,5

Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01

0,5

0…2,5

4…20 мА

Давление нефти в выходном коллекторе Печи №4

4PT008

МПа

0…2,5

Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01

0,5

0…2,5

4…20 мА

Температура нефти во входном коллекторе Печи №4

4TT007

⁰С

-50…+50

Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95

ТСМУ-205Ех-120мм- -50…+50⁰С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X

0,25

-50…+50

4…20 мА

Температура нефти в выходном коллекторе Печи №4

4TT011

⁰С

0…+100

Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95

ТСМУ-205Ех-250мм-0…+180⁰С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X

0,25

0…+180

4…20 мА

Давление топливного газа в Печи №4

4PT016

МПа

0…0,25

Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01

0,5

0…0,25

4…20 мА

Давление воздуха в Печи №4

4PT015

МПа

0…0,25

Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01

0,5

0…0,25

4…20 мА

Общий расход газа в Печи №4

4FT012

м³/час

0…1100

Датчик расхода газа

ДРГ.М-400

0,5

0…1100

4…20 мА

Расход нефти в Печи №4

4FT009

м³/час

0…400

Счетчик нефти турбинный ТУ39-1490-90

МИГ-200-4

0,15

0…400

4…20 мА

Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №4: 20%

4QE017

0…20

Сигнализатор загазованности

СТМ-30-50

0,1

0…50

4…20 мА

Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №4: 50%

4QE017

0…50

Сигнализатор загазованности

СТМ-30-50

0,1

0…50

4…20 мА

Управление регулирующим затвором топливного газа Печи №4

4V04

Затвор регулирующий дисковый с электроприводом

МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ

= 24 В

Управление клапаном на подводе общего газа к Печи №4

4V03

Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ

АТЭК-80-Г НЗ

= 24 В

Управление клапаном на подводе запального газа к Печи №4

4V05

Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ

АТЭК-25-Г НЗ

= 24 В

Управление задвижкой на подводе нефти к Печи №4

4V01

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

= 24 В

Управление задвижкой на отводе нефти от Печи №4

4V02

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

= 24 В

Управление вентилятором подачи воздуха в Печь №4

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

= 24 В

Управление вытяжным вентилятором в Печи №4

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

= 24 В

Состояние регулирующего затвора топливного газа Печи №4

4V04

Затвор регулирующий дисковый с электроприводом

МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ

= 24 В

Состояние клапана на подводе общего газа к Печи №4

4V03

Задвижка запорная с электроприводом

АТЭК-80-Г НЗ

= 24 В

Состояние клапана на подводе запального газа к Печи №4

4V05

Задвижка запорная с электроприводом

АТЭК-25-Г НЗ

= 24 В

Состояние задвижки на подводе нефти к Печи №4

4V01

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

= 24 В

Состояние задвижки на отводе нефти от Печи №4

4V02

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

= 24 В

Состояние вентилятора подачи воздуха в Печь №4

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

= 24 В

Состояние вытяжного вентилятора в Печи №4

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

= 24 В

Розжиг запальной горелки №1 в Печи №5

5ET028

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

= 24 В

Розжиг запальной горелки №2 в Печи №5

5ET029

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

= 24 В

Розжиг запальной горелки №3 в Печи №5

5ET030

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

= 24 В

Розжиг запальной горелки №4 в Печи №5

5ET031

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №1 в Печи №5

5BS032

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №2 в Печи №5

5BS033

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №3 в Печи №5

5BS034

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №4 в Печи №5

5BS035

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

= 24 В

Давление нефти во входном коллекторе Печи №5

5PT010

МПа

0…2,5

Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01

0,5

0…2,5

4…20 мА

Давление нефти в выходном коллекторе Печи №5

5PT008

МПа

0…2,5

Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01

0,5

0…2,5

4…20 мА

Температура нефти во входном коллекторе Печи №5

5TT007

⁰С

-50…+50

Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95

ТСМУ-205Ех-120мм- -50…+50⁰С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X

0,25

-50…+50

4…20 мА

Температура нефти в выходном коллекторе Печи №5

5TT011

⁰С

0…+100

Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95

ТСМУ-205Ех-250мм-0…+180⁰С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X

0,25

0…+180

4…20 мА

Давление топливного газа в Печи №5

5PT016

МПа

0…0,25

Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01

0,5

0…0,25

4…20 мА

Давление воздуха в Печи №5

5PT015

МПа

0…0,25

Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01

0,5

0…0,25

4…20 мА

Общий расход газа в Печи №5

5FT012

м³/час

0…1100

Датчик расхода газа

ДРГ.М-400

0,5

0…1100

4…20 мА

Расход нефти в Печи №5

5FT009

м³/час

0…400

Счетчик нефти турбинный ТУ39-1490-90

МИГ-200-4

0,15

0…400

4…20 мА

Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №5: 20%

5QE017

0…20

Сигнализатор загазованности

СТМ-30-50

0,1

0…50

4…20 мА

Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №5: 50%

5QE017

0…50

Сигнализатор загазованности

СТМ-30-50

0,1

0…50

4…20 мА

Управление регулирующим затвором топливного газа Печи №5

5V04

Затвор регулирующий дисковый с электроприводом

МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ

= 24 В

Управление клапаном на подводе общего газа к Печи №5

5V03

Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ

АТЭК-80-Г НЗ

= 24 В

Управление клапаном на подводе запального газа к Печи №5

5V05

Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ

АТЭК-25-Г НЗ

= 24 В

Управление задвижкой на подводе нефти к Печи №5

5V01

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

= 24 В

Управление задвижкой на отводе нефти от Печи №5

5V02

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

= 24 В

Управление вентилятором подачи воздуха в Печь №5

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

= 24 В

Управление вытяжным вентилятором в Печи №5

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

= 24 В

Состояние регулирующего затвора топливного газа Печи №5

5V04

Затвор регулирующий дисковый с электроприводом

МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ

= 24 В

Состояние клапана на подводе общего газа к Печи №5

5V03

Задвижка запорная с электроприводом

АТЭК-80-Г НЗ

= 24 В

Состояние клапана на подводе запального газа к Печи №5

5V05

Задвижка запорная с электроприводом

АТЭК-25-Г НЗ

= 24 В

Состояние задвижки на подводе нефти к Печи №5

5V01

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

= 24 В

Состояние задвижки на отводе нефти от Печи №5

5V02

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

= 24 В

Состояние вентилятора подачи воздуха в Печь №5

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

= 24 В

Состояние вытяжного вентилятора в Печи №5

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

= 24 В

Итого:

Таблица В.1- Таблица RTU

№ слота

Модуль

№ контакта

Адрес переменной

Наименование сигнала

Единицы измерения

Пределы измер приб, датчика

Диапазон выходного/входного сигнала

CPU 314

SIMATIC S7-300, CPU 314

CP 343-1 Lean

SIMATIC S7-300, CP 343-1 Lean

SM 331

F8:0

Температура нефти во входном коллекторе Печи №1

⁰С

-50…+50

4-20 мА

F8:1

Температура нефти в выходном коллекторе Печи №1

⁰С

0…+180

4-20 мА

F8:2

Давление нефти во входном коллекторе Печи №1

МПа

0…2,5

4-20 мА

F8:3

Давление нефти в выходном коллекторе Печи №1

МПа

0…2,5

4-20 мА

F8:4

Давление топливного газа в Печи №1

МПа

0…0,25

4-20 мА

F8:5

Давление воздуха в Печи №1

МПа

0…0,25

4-20 мА

F8:6

Положение регулирующего затвора расхода основного газа Печи №1

0…100

4-20 мА

F8:7

Общий расход газа в Печи №1

м³/час

0…1100

4-20 мА

SM 331

F8:8

Расход нефти в Печи №1

м³/час

0…400

4-20 мА

F8:9

Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №1: 20%

0…50

4-20 мА

F8:10

Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №1: 50%

0…50

4-20 мА

F8:11

Температура нефти во входном коллекторе Печи №2

⁰С

-50…+50

4-20 мА

F8:12

Температура нефти в выходном коллекторе Печи №2

⁰С

0…+180

4-20 мА

F8:13

Давление нефти во входном коллекторе Печи №2

МПа

0…2,5

4-20 мА

F8:14

Давление нефти в выходном коллекторе Печи №2

МПа

0…2,5

4-20 мА

F8:15

Давление топливного газа в Печи №2

МПа

0…0,25

4-20 мА

SM 331

F8:16

Давление воздуха в Печи №2

МПа

0…0,25

4-20 мА

Продолжение таблицы В.1

		1	F8:17	Положение регулирующего затвора расхода основного газа Печи №2	%	0…100	4-20 мА			+
		2	F8:18	Общий расход газа в Печи №2	м³/час	0…1100	4-20 мА			+
		3	F8:19	Расход нефти в Печи №2	м³/час	0…400	4-20 мА			+
		4	F8:20	Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №2: 20%	%	0…50	4-20 мА			+
		5	F8:21	Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №2: 50%	%	0…50	4-20 мА			+
		6	F8:22	Температура нефти во входном коллекторе Печи №3	⁰С	-50…+50	4-20 мА			+
		7	F8:23	Температура нефти в выходном коллекторе Печи №3	⁰С	0…+180	4-20 мА			+
5	SM 331	0	F8:24	Давление нефти во входном коллекторе Печи №3	МПа	0…2,5	4-20 мА			+
		1	F8:25	Давление нефти в выходном коллекторе Печи №3	МПа	0…2,5	4-20 мА			+
		2	F8:26	Давление топливного газа в Печи №3	МПа	0…0,25	4-20 мА			+
		3	F8:27	Давление воздуха в Печи №3	МПа	0…0,25	4-20 мА			+
		4	F8:28	Положение регулирующего затвора расхода основного газа Печи №3	%	0…100	4-20 мА			+
		5	F8:29	Общий расход газа в Печи №3	м³/час	0…1100	4-20 мА			+
		6	F8:30	Расход нефти в Печи №3	м³/час	0…400	4-20 мА			+
		7	F8:31	Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №3: 20%	%	0…50	4-20 мА			+
6	SM 331	0	F8:32	Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №3: 50%	%	0…50	4-20 мА			+
		1	F8:33	Температура нефти во входном коллекторе Печи №4	⁰С	-50…+50	4-20 мА			+
		2	F8:34	Температура нефти в выходном коллекторе Печи №4	⁰С	0…+180	4-20 мА			+
		3	F8:35	Давление нефти во входном коллекторе Печи №4	МПа	0…2,5	4-20 мА			+
		4	F8:36	Давление нефти в выходном коллекторе Печи №4	МПа	0…2,5	4-20 мА			+
		5	F8:37	Давление топливного газа в Печи №4	МПа	0…0,25	4-20 мА			+
		6	F8:38	Давление воздуха в Печи №4	МПа	0…0,25	4-20 мА			+
		7	F8:39	Положение регулирующего затвора расхода основного газа Печи №4	%	0…100	4-20 мА			+
7	SM 331	0	F8:40	Общий расход газа в Печи №4	м³/час	0…1100	4-20 мА			+
		1	F8:41	Расход нефти в Печи №4	м³/час	0…400	4-20 мА			+
		2	F8:42	Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №4: 20%	%	0…50	4-20 мА			+
		3	F8:43	Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №4: 50%	%	0…50	4-20 мА			+
		4	F8:44	Температура нефти во входном коллекторе Печи №5	⁰С	-50…+50	4-20 мА			+
		5	F8:45	Температура нефти в выходном коллекторе Печи №5	⁰С	0…+180	4-20 мА			+
		6	F8:46	Давление нефти во входном коллекторе Печи №5	МПа	0…2,5	4-20 мА			+
		7	F8:47	Давление нефти в выходном коллекторе Печи №5	МПа	0…2,5	4-20 мА			+
8	SM 331	0	F8:48	Давление топливного газа в Печи №5	МПа	0…0,25	4-20 мА			+
		1	F8:49	Давление воздуха в Печи №5	МПа	0…0,25	4-20 мА			+
		2	F8:50	%	0…100	4-20 мА			+
		3	F8:51	Общий расход газа в Печи №5	м³/час	0…1100	4-20 мА			+
		4	F8:52	Расход нефти в Печи №5	м³/час	0…400	4-20 мА			+
		5	F8:53	Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №5: 20%	%	0…50	4-20 мА			+
		6	F8:54	Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №5: 50%	%	0…50	4-20 мА			+
		7	-	Резерв	-	-	-			+
9	SM 323	0	В3:0/0	Управление розжигом запальных горелок №1,2,3,4 Печи №1	-	-	= 24 В		+
		1	В3:0/1	Открыть регулирующий затвор топливного газа Печи №1	-	-	= 24 В		+
		2	В3:0/2	Закрыть регулирующий затвор топливного газа Печи №1	-	-	= 24 В		+
		3	В3:0/3	Открыть задвижку на подводе нефти к Печи №1	-	-	= 24 В		+
		4	В3:0/4	Закрыть задвижку на подводе нефти к Печи №1	-	-	= 24 В		+
		5	В3:0/5	Открыть задвижку на отводе нефти от Печи №1	-	-	= 24 В		+
		6	В3:0/6	Закрыть задвижку на отводе нефти от Печи №1	-	-	= 24 В		+
		7	В3:0/7	Открыть клапан на подводе запального газа к Печи №1	-	-	= 24 В		+
		8	В3:0/8	Закрыть клапан на подводе запального газа к Печи №1	-	-	= 24 В		+
		9	В3:0/9	Открыть клапан на подводе основного газа к Печи №1	-	-	= 24 В		+
		10	В3:0/10	Закрыть клапан на подводе основного газа к Печи №1	-	-	= 24 В		+
		11	В3:0/11	Включить вентилятор подачи воздуха в Печь №1	-	-	= 24 В		+
		12	В3:0/12	Выключить вентилятор подачи воздуха в Печь №1	-	-	= 24 В		+
		13	В3:0/13	Включить вентилятор вентилятором в Печи №1	-	-	= 24 В		+
		14	В3:0/14	Выключить вентилятор вентилятором в Печи №1	-	-	= 24 В		+
		15	В3:0/15	Наличие пламени в камере сгорания №1 Печи №1	-	-	= 24 В	+
		16	В3:0/16	Наличие пламени в камере сгорания №2 Печи №1	-	-	= 24 В	+
		17	В3:0/17	Наличие пламени в камере сгорания №3 Печи №1	-	-	= 24 В	+
		18	В3:0/18	Наличие пламени в камере сгорания №4 Печи №1	-	-	= 24 В	+
		19	В3:0/19	Регулирующий затвор топливного газа Печи №1 открыт	-	-	= 24 В	+
		20	В3:0/20	Регулирующий затвор топливного газа Печи №1 закрыт	-	-	= 24 В	+
		21	В3:0/21	Задвижка на подводе нефти к Печи №1 открыта	-	-	= 24 В	+
		22	В3:0/22	Задвижка на подводе нефти к Печи №1 закрыта	-	-	= 24 В	+
		23	В3:0/23	Задвижка на отводе нефти от Печи №1 открыта	-	-	= 24 В	+
		24	В3:0/24	Задвижка на отводе нефти от Печи №1 закрыта	-	-	= 24 В	+
		25	В3:0/25	Клапан на подводе запального газа к Печи №1 открыт	-	-	= 24 В	+
		26	В3:0/26	Клапан на подводе запального газа к Печи №1 закрыт	-	-	= 24 В	+
		27	В3:0/27	Клапан на подводе основного газа к Печи №1 открыт	-	-	= 24 В	+
		28	В3:0/28	Клапан на подводе основного газа к Печи №1 закрыт	-	-	= 24 В	+
		29	В3:0/29	Вентилятор подачи воздуха в Печь №1 включен	-	-	= 24 В	+
		30	В3:0/30	Вентилятор подачи воздуха в Печь №1 выключен	-	-	= 24 В	+
		31	В3:0/31	Вентилятор вентилятором в Печи №1 включен	-	-	= 24 В	+
10		0	В3:1/0	Вентилятор вентилятором в Печи №1 выключен	-	-	= 24 В	+
		1	В3:1/1	Управление розжигом запальных горелок №1,2,3,4 Печи №2	-	-	= 24 В		+
		2	В3:1/2	Открыть регулирующий затвор топливного газа Печи №2	-	-	= 24 В		+
		3	В3:1/3	Закрыть регулирующий затвор топливного газа Печи №2	-	-	= 24 В		+
		4	В3:1/4	Открыть задвижку на подводе нефти к Печи №2	-	-	= 24 В		+
		5	В3:1/5	Закрыть задвижку на подводе нефти к Печи №2	-	-	= 24 В		+
		6	В3:1/6	Открыть задвижку на отводе нефти от Печи №2	-	-	= 24 В		+
		7	В3:1/7	Закрыть задвижку на отводе нефти от Печи №2	-	-	= 24 В		+
		8	В3:1/8	Открыть клапан на подводе запального газа к Печи №2	-	-	= 24 В		+
		9	В3:1/9	Закрыть клапан на подводе запального газа к Печи №2	-	-	= 24 В		+
		10	В3:1/10	Открыть клапан на подводе основного газа к Печи №2	-	-	= 24 В		+
		11	В3:1/11	Закрыть клапан на подводе основного газа к Печи №2	-	-	= 24 В		+	В3:1/12	Включить вентилятор подачи воздуха в Печь №2	-	-	= 24 В	+
		13	В3:1/13	Выключить вентилятор подачи воздуха в Печь №2	-	-	= 24 В		+
		14	В3:1/14	Включить вентилятор вентилятором в Печи №2	-	-	= 24 В		+
		15	В3:1/15	Выключить вентилятор вентилятором в Печи №2	-	-	= 24 В		+
		16	В3:1/16	Наличие пламени в камере сгорания №1 Печи №2	-	-	= 24 В	+
		17	В3:1/17	Наличие пламени в камере сгорания №2 Печи №2	-	-	= 24 В	+
		18	В3:1/18	Наличие пламени в камере сгорания №3 Печи №2	-	-	= 24 В	+
		19	В3:1/19	Наличие пламени в камере сгорания №4 Печи №2	-	-	= 24 В	+
		20	В3:1/20	Регулирующий затвор топливного газа Печи №2 открыт	-	-	= 24 В	+
		21	В3:1/21	Регулирующий затвор топливного газа Печи №2 закрыт	-	-	= 24 В	+
		22	В3:1/22	Задвижка на подводе нефти к Печи №2 открыта	-	-	= 24 В	+
		23	В3:1/23	Задвижка на подводе нефти к Печи №2 закрыта	-	-	= 24 В	+
		24	В3:1/24	Задвижка на отводе нефти от Печи №2 открыта	-	-	= 24 В	+
		25	В3:1/25	Задвижка на отводе нефти от Печи №2 закрыта	-	-	= 24 В	+
		26	В3:1/26	Клапан на подводе запального газа к Печи №2 открыт	-	-	= 24 В	+
		27	В3:1/27	Клапан на подводе запального газа к Печи №2 закрыт	-	-	= 24 В	+
		28	В3:1/28	Клапан на подводе основного газа к Печи №2 открыт	-	-	= 24 В	+
		29	В3:1/29	Клапан на подводе основного газа к Печи №2 закрыт	-	-	= 24 В	+
		30	В3:1/30	Вентилятор подачи воздуха в Печь №2 включен	-	-	= 24 В	+
		31	В3:1/31	Вентилятор подачи воздуха в Печь №2 выключен	-	-	= 24 В	+
11	SM 323	0	В3:2/0	Вентилятор вентилятором в Печи №2 включен	-	-	= 24 В	+
		1	В3:2/1	Вентилятор вентилятором в Печи №2 выключен	-	-	= 24 В	+
		2	В3:2/2	Управление розжигом запальных горелок №1,2,3,4 Печи №3	-	-	= 24 В		+
		3	В3:2/3	Открыть регулирующий затвор топливного газа Печи №3	-	-	= 24 В		+
		4	В3:2/4	Закрыть регулирующий затвор топливного газа Печи №3	-	-	= 24 В		+
		5	В3:2/5	Открыть задвижку на подводе нефти к Печи №3	-	-	= 24 В		+
		6	В3:2/6	Закрыть задвижку на подводе нефти к Печи №3	-	-	= 24 В		+
		7	В3:2/7	Открыть задвижку на отводе нефти от Печи №3	-	-	= 24 В		+
		8	В3:2/8	Закрыть задвижку на отводе нефти от Печи №3	-	-	= 24 В		+
		9	В3:2/9	Открыть клапан на подводе запального газа к Печи №3	-	-	= 24 В		+
		10	В3:2/10	Закрыть клапан на подводе запального газа к Печи №3	-	-	= 24 В		+
		11	В3:2/11	Открыть клапан на подводе основного газа к Печи №3	-	-	= 24 В		+
		12	В3:2/12	Закрыть клапан на подводе основного газа к Печи №3	-	-	= 24 В		+
		13	В3:2/13	Включить вентилятор подачи воздуха в Печь №3	-	-	= 24 В		+
		14	В3:2/14	Выключить вентилятор подачи воздуха в Печь №3	-	-	= 24 В		+
		15	В3:2/15	Включить вентилятор вентилятором в Печи №3	-	-	= 24 В		+
		16	В3:2/16	Выключить вентилятор вентилятором в Печи №3	-	-	= 24 В		+
		17	В3:2/17	Наличие пламени в камере сгорания №1 Печи №3	-	-	= 24 В	+
		18	В3:2/18	Наличие пламени в камере сгорания №2 Печи №3	-	-	= 24 В	+
		19	В3:2/19	Наличие пламени в камере сгорания №3 Печи №3	-	-	= 24 В	+
		20	В3:2/20	Наличие пламени в камере сгорания №4 Печи №3	-	-	= 24 В	+
		21	В3:2/21	Регулирующий затвор топливного газа Печи №3 открыт	-	-	= 24 В	+
		22	В3:2/22	Регулирующий затвор топливного газа Печи №3 закрыт	-	-	= 24 В	+
		23	В3:2/23	Задвижка на подводе нефти к Печи №3 открыта	-	-	= 24 В	+
		24	В3:2/24	Задвижка на подводе нефти к Печи №3 закрыта	-	-	= 24 В	+
		25	В3:2/25	Задвижка на отводе нефти от Печи №3 открыта	-	-	= 24 В	+
		26	В3:2/26	Задвижка на отводе нефти от Печи №3 закрыта	-	-	= 24 В	+
		27	В3:2/27	Клапан на подводе запального газа к Печи №3 открыт	-	-	= 24 В	+
		28	В3:2/28	Клапан на подводе запального газа к Печи №3 закрыт	-	-	= 24 В	+
		29	В3:2/29	Клапан на подводе основного газа к Печи №3 открыт	-	-	= 24 В
		30	В3:2/30	Клапан на подводе основного газа к Печи №3 закрыт	-	-	= 24 В	+
		31	В3:2/31	Вентилятор подачи воздуха в Печь №3 включен	-	-	= 24 В	+
12	SM 323	0	В3:3/0	Вентилятор подачи воздуха в Печь №3 выключен	-	-	= 24 В	+
		1	В3:3/1	Вентилятор вентилятором в Печи №3 включен	-	-	= 24 В	+
		2	В3:3/2	Вентилятор вентилятором в Печи №3 выключен	-	-	= 24 В	+
		3	В3:3/3	Управление розжигом запальных горелок №1,2,3,4 Печи №4	-	-	= 24 В		+
		4	В3:3/4	Открыть регулирующий затвор топливного газа Печи №4	-	-	= 24 В		+
		5	В3:3/5	Закрыть регулирующий затвор топливного газа Печи №4	-	-	= 24 В		+
		6	В3:3/6	Открыть задвижку на подводе нефти к Печи №4	-	-	= 24 В		+
		7	В3:3/7	Закрыть задвижку на подводе нефти к Печи №4	-	-	= 24 В		+
		8	В3:3/8	Открыть задвижку на отводе нефти от Печи №4	-	-	= 24 В		+
		9	В3:3/9	Закрыть задвижку на отводе нефти от Печи №4	-	-	= 24 В		+
		10	В3:3/10	Открыть клапан на подводе запального газа к Печи №4	-	-	= 24 В		+
		11	В3:3/11	Закрыть клапан на подводе запального газа к Печи №4	-	-	= 24 В		+
		12	В3:3/12	Открыть клапан на подводе основного газа к Печи №4	-	-	= 24 В		+
		13	В3:3/13	Закрыть клапан на подводе основного газа к Печи №4	-	-	= 24 В		+
		14	В3:3/14	Включить вентилятор подачи воздуха в Печь №4	-	-	= 24 В		+
		15	В3:3/15	Выключить вентилятор подачи воздуха в Печь №4	-	-	= 24 В		+
		16	В3:3/16	Включить вентилятор вентилятором в Печи №4	-	-	= 24 В		+
		17	В3:3/17	Выключить вентилятор вентилятором в Печи №4	-	-	= 24 В		+
		18	В3:3/18	Наличие пламени в камере сгорания №1 Печи №4	-	-	= 24 В	+
		19	В3:3/19	Наличие пламени в камере сгорания №2 Печи №4	-	-	= 24 В	+
		20	В3:3/20	Наличие пламени в камере сгорания №3 Печи №4	-	-	= 24 В	+
		21	В3:3/21	Наличие пламени в камере сгорания №4 Печи №4	-	-	= 24 В	+
		22	В3:3/22	Регулирующий затвор топливного газа Печи №4 открыт	-	-	= 24 В	+
		23	В3:3/23	Регулирующий затвор топливного газа Печи №4 закрыт	-	-	= 24 В	+
		24	В3:3/24	Задвижка на подводе нефти к Печи №4 открыта	-	-	= 24 В	+
		25	В3:3/25	Задвижка на подводе нефти к Печи №4 закрыта	-	-	= 24 В	+
		26	В3:3/26	Задвижка на отводе нефти от Печи №4 открыта	-	-	= 24 В	+
		27	В3:3/27	Задвижка на отводе нефти от Печи №4 закрыта	-	-	= 24 В	+
		28	В3:3/28	Клапан на подводе запального газа к Печи №4 открыт	-	-	= 24 В	+
		29	В3:3/29	Клапан на подводе запального газа к Печи №4 закрыт	-	-	= 24 В	+
		30	В3:3/30	Клапан на подводе основного газа к Печи №4 открыт	-	-	= 24 В	+
		31	В3:3/31	Клапан на подводе основного газа к Печи №4 закрыт	-	-	= 24 В	+
13	SM 323	0	В3:4/0	Вентилятор подачи воздуха в Печь №4 включен	-	-	= 24 В	+
		1	В3:4/1	Вентилятор подачи воздуха в Печь №4 выключен	-	-	= 24 В	+
		2	В3:4/2	Вентилятор вентилятором в Печи №4 включен	-	-	= 24 В	+
		3	В3:4/3	Вентилятор вентилятором в Печи №4 выключен	-	-	= 24 В	+
		4	В3:4/4	Управление розжигом запальных горелок №1,2,3,4 Печи №5	-	-	= 24 В		+
		5	В3:4/5	Открыть регулирующий затвор топливного газа Печи №5	-	-	= 24 В		+
		6	В3:4/6	Закрыть регулирующий затвор топливного газа Печи №5	-	-	= 24 В		+
		7	В3:4/7	Открыть задвижку на подводе нефти к Печи №5	-	-	= 24 В		+
		8	В3:4/8	Закрыть задвижку на подводе нефти к Печи №5	-	-	= 24 В		+
		9	В3:4/9	Открыть задвижку на отводе нефти от Печи №5	-	-	= 24 В		+
		10	В3:4/10	Закрыть задвижку на отводе нефти от Печи №5	-	-	= 24 В		+
		11	В3:4/11	Открыть клапан на подводе запального газа к Печи №5	-	-	= 24 В		+
		12	В3:4/12	Закрыть клапан на подводе запального газа к Печи №5	-	-	= 24 В		+
		13	В3:4/13	Открыть клапан на подводе основного газа к Печи №5	-	-	= 24 В		+
		14	В3:4/14	Закрыть клапан на подводе основного газа к Печи №5	-	-	= 24 В		+
		15	В3:4/15	Включить вентилятор подачи воздуха в Печь №5	-	= 24 В		+
		16	В3:4/16	Выключить вентилятор подачи воздуха в Печь №5	-	-	= 24 В		+
		17	В3:4/17	Включить вентилятор вентилятором в Печи №5	-	-	= 24 В		+
		18	В3:4/18	Выключить вентилятор вентилятором в Печи №5	-	-	= 24 В		+
		19	В3:4/19	Наличие пламени в камере сгорания №1 Печи №5	-	-	= 24 В	+
		20	В3:4/20	Наличие пламени в камере сгорания №2 Печи №5	-	-	= 24 В	+
		21	В3:4/21	Наличие пламени в камере сгорания №3 Печи №5	-	-	= 24 В	+
		22	В3:4/22	Наличие пламени в камере сгорания №4 Печи №5	-	-	= 24 В	+
		23	В3:4/23	Регулирующий затвор топливного газа Печи №5 открыт	-	-	= 24 В	+
		24	В3:4/24	Регулирующий затвор топливного газа Печи №5 закрыт	-	-	= 24 В	+
		25	В3:4/25	Задвижка на подводе нефти к Печи №5 открыта	-	-	= 24 В	+
		26	В3:4/26	Задвижка на подводе нефти к Печи №5 закрыта	-	-	= 24 В	+
		27	В3:4/27	Задвижка на отводе нефти от Печи №5 открыта	-	-	= 24 В	+
		28	В3:4/28	Задвижка на отводе нефти от Печи №5 закрыта	-	-	= 24 В	+
		29	В3:4/29	Клапан на подводе запального газа к Печи №5 открыт	-	-	= 24 В	+
		30	В3:4/30	Клапан на подводе запального газа к Печи №5 закрыт	-	-	= 24 В	+
		31	В3:4/31	Клапан на подводе основного газа к Печи №5 открыт	-	-	= 24 В	+
14	SM 323	0	В3:5/0	Клапан на подводе основного газа к Печи №5 закрыт	-	-	= 24 В	+
		1	В3:5/1	Вентилятор подачи воздуха в Печь №5 включен	-	-	= 24 В	+
		2	В3:5/2	Вентилятор подачи воздуха в Печь №5 выключен	-	-	= 24 В	+
		3	В3:5/3	Вентилятор вентилятором в Печи №5 включен	-	-	= 24 В	+
		4	В3:5/4	Вентилятор вентилятором в Печи №5 выключен	-	-	= 24 В	+
		5	-	Резерв	-	-	-
		6	-	Резерв	-	-	-
		7	-	Резерв	-	-	-
		8	-	Резерв	-	-	-
		9	-	Резерв	-	-	-
		10	-	Резерв	-	-	-
		11	-	Резерв	-	-	-
		12	-	Резерв	-	-	-
		13	-	Резерв	-	-	-
		14	-	Резерв	-	-	-
		15	-	Резерв	-	-	-
		16	-	Резерв	-	-	-
		17	-	Резерв	-	-	-
		18	-	Резерв	-	-	-
		19	-	Резерв	-	-	-
		20	-	Резерв	-	-	-
		21	-	Резерв	-	-	-
		22	-	Резерв	-	-	-
		23	-	Резерв	-	-	-
		24	-	Резерв	-	-	-
		25	-	Резерв	-	-	-
		26	-	Резерв	-	-	-
		27	-	Резерв	-	-	-
		28	-	Резерв	-	-	-
		29	-	Резерв	-	-	-
		30	-	Резерв	-	-	-
		31	-	Резерв	-	-	-
Итого:								90	75	55	0
Резерв:								27		1	-

Блок схема алгоритма контроля и управления

Рисунок Г.1 - Алгоритм работы печи

Рисунок Г.2 - Режим ВЕНТИЛЯЦИЯ

Рисунок Г.3 - Режим РОЗЖИГ

Рисунок Г.4 - Режим ПРОГРЕВ

Программы управления

Рисунок К.1 - Фрагмент FBD-программы (ПИД-регулирование)

Проектирование автоматизированной системы управления подогревом нефти Самотлорского месторождения

Проектирование автоматизированной системы управления подогревом нефти Самотлорского месторождения

Заключение

Список использованных источников

Программы управления

Похожие работы на - Проектирование автоматизированной системы управления подогревом нефти Самотлорского месторождения