Разработка проекта автоматизации установки предварительной очистки нефти

Введение

Добыча нефти занимает важное место как в топливно-энергетической системе страны, так и в экономике. Эффективность добычи и, предварительной подготовки и первоначальной транспортировки нефти позволяют серьезно снизить себестоимость, что позволяет уменьшить цену и конечного продукта.

На современном этапе развития стало возможным добиться оптимального управления какого-либо процесса с появлением и внедрением автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП), созданных на базе микропроцессорных комплектов. Актуальность создания автоматизированных систем управления значительно возросла за последнее время в связи с повышением стоимости нефти, энергоресурсов, реагентов, затрат на содержание обслуживающего персонала и поддержания экологии окружающей среды.

Целями создания автоматизированной системы контроля и управления технологическим процессом установки предварительной очистки нефти являются (АСУ ТП УПОН):

-       повышение надежности работы системы управления;

-       повышение точности измерения и регулирования технологических параметров;

-       повышение качества ведения технологического режима и его безопасности;

-       снижение количества постоянно находящегося на объекте технического персонала и повышение оперативности его действий;

-       интеграция АСУ ТП УПН с автоматизированными системами управления печами и электродегидраторами.

1. Описание технологического процесса

.1 Описание технологического процесса в целом

Установка предварительной очистки нефти входит в состав цеха по подготовке и перекачке нефти (ЦППН). ЦППН НГДУ «Комсомольскнефть» занимается очисткой и подготовкой к транспортировке нефти, поступающей со скважин.

При обустройстве месторождения сбор продукции скважин осуществляется по напорной герметизированной схеме. Нефтяная эмульсия после замерных установок «Спутник» по нефтесборным трубопроводам транспортируется несколькими потоками с центральной, южной, северной части месторождения на узел дополнительных работ (УДР) - узел переключающих задвижек, после чего попадает на установку предварительной очистки нефти ЦППН [8].

Процесс предварительной очистки нефти осуществляется на следующих площадках:

а) площадка входных фильтров;

б) установка первой ступени сепарации;

в) площадка отстойников нефти и дегазаторов;

г) площадка электродегидраторов и КСУ.

Площадка входных фильтров

После УДР продукция нефтяных скважин двумя потоками через задвижки и фильтры поступает на установку первой ступени сепарации. На площадке входных фильтров осуществляется отделение от жидкости песка и грязи в фильтрах Ф1 - Ф6.

Установка первой ступени сепарации

На площадке первой ступени сепарации осуществляется первичная подготовка сырья:

отделение от жидкости газа в УПОГ и газовой секции сепараторов С1/1 - С1/4;

отделение от жидкости свободной воды в трехфазных сепараторах С1/1 - С1/4.

Устройство предварительного отбора газа (УПОГ) предназначено для отбора свободного газа и снятия пульсаций потока жидкости.

В трехфазном сепараторе происходит разделение сырья на сырой газ, подтоварную воду (при температуре сырья до 45 ⁰С) и нефтяную эмульсию с содержанием воды ниже 30%. Перед подачей сырой нефти на сепарацию в поток нефти вводится деэмульгатор.

Объем трехфазного сепаратора С1/1, С1/2 - 100 м ³, С1/3, С1/4 - 125 м³, Р_раб = 0,5 - 0,8 Мпа; Р_у=1,6 МПа.

Сырой газ через каплеуловитель КУ (циклонный газосепаратор) направляется в вертикальные сетчатые газосепараторы ГС1, ГС2 где от газа отделяется капельная жидкость и газовый конденсат.

Объем газосепараторов - 8 м³.

Дренаж сбрасывается в дренажную емкость ЕП2 [8].

Площадка отстойников нефти и дегазаторов

После трехфазных сепараторов С1/1 - С1/4 нефть через нагреватель (печь ПТБ-5-40Э), где нагревается до температуры 60 ^оС, подается в отстойники ОН1/1 - ОН1/3.

В отстойнике осуществляется отстой нефти до остаточного содержания воды до 3%.

Объем отстойника - 100 м³.

Из отстойника нефть подается в сепаратор горячей сепарации (дегазатор) Д1/1 - Д1/3, где жидкость дегазируется при давлении 0,2-0,3 МПа.

Объем дегазатора V=50 м³.

Дренаж сбрасывается в дренажную емкость ЕП4.

На каждом трубопроводе подготовленной нефти монтируется ручной пробоотборник - для отладки технологического режима установки [8].

Площадка электродегидраторов и КСУ

Из дегазатора жидкость поступает в электродегидратор (ЭГ100-10 МБ), где происходит обезвоживание нефти до товарных показателей - ниже 1,0% (массовая доля).

Жидкость, поступающая в электродегидратор, обрабатывается полем высокого напряжения. Под воздействием этого поля эмульсия разрушается, и вода отстаивается в нижней части электродегидратора.

После электродегидратора товарная нефть поступает на концевую ступень сепарации (КСУ) КСУ1/1 - КСУ1/3, где дегазируется при давлении до 0,005 МПа и под действием сил гравитации (Н = 16 м) перетекает в резервуар товарной нефти.

Объем сепаратора КСУ V=100 м³, давление Р_р= 0,005 МПа, Р_у=0,6 МПа.

На выходе товарной нефти из ЭГ100-10 МБ устанавливаются влагомеры товарной нефти. Назначение - распределение потока жидкости в товарный или сырьевой резервуары.

Объем электродегидратора ЭГ100-10 МБ - 100 м³.

Дренаж сбрасывается в дренажную емкость ЕП4 [8].

2. Система автоматизации установки предварительной очистки нефти

.1 Структура АСУ ТП УПОН

автоматизация очистка нефть датчик

Автоматизированная система управления установки предварительной очистки нефти (УПОН) на ЦППН НГДУ «Комсомольскнефть» состоит из трёх уровней:

нижний уровень;

средний уровень;

верхний уровень.

Нижний уровень состоит из приборов и датчиков, преобразующих температуру, уровень, межфазовый уровень, давление, расход в электрические сигналы, а также исполнительных механизмов, установленных непосредственно на технологическом оборудовании. Датчики в системе осуществляют измерение параметров технологического процесса, и перевод физических величин в электрические сигналы. Электрические сигналы поступают в операторную, где находится микропроцессорный контролер.

Средний уровень представляет собой уровень контроллера. Он преобразует электрические сигналы в технические единицы, управляет работой установкой предварительной очистки нефти по программе, заложенной в нём, передает информацию о состоянии станции на верхний уровень. Контроллер выполняет функцию связи датчиков и исполнительных механизмов с верхним уровнем. Контроллер устанавливаются на территории производства вблизи от технологических объектов и диспетчерского пульта, связанного с контроллером по проводной связи.

Верхний уровень представляет собой операторский интерфейс. Его основная задача это отображение процессов протекающих на УПОН ЦППН, сигнализация об авариях и регистрация данных, прием и передача команд от оператора.

Для реализации указанных функций АСУ ТП установки предварительной очистки нефти выделены следующие блоки:

-       сбор и первичная обработка информации;

-       создание и ведение Базы Данных (БД);

-       дистанционное управление;

-       вычисление аварийных ситуаций;

-       подсистема обмена информацией;

-       АРМ оператора.

Блок сбора и первичной обработки информации выполняет следующие функции:

-       сбор информации, поступающей от датчиков;

-       первичная обработка сигналов (контроль исправности датчиков, масштабирование);

-       передача и сохранение информации о состоянии объекта в блоке «Создание и ведение БД» в период отсутствия связи с АРМом оператора;

-       предоставление информации для бока «Вычислений аварийных ситуаций».

Блок «Создание и ведение БД» реализует:

-       запись информации о состоянии объекта в технологической БД;

-       хранение констант, предаварийных и аварийных ситуаций в БД;

-       возможную модификацию БД;

-       передачу информации на верхний уровень.

Блок «Дистанционного управления» выполняет следующие функции:

-       прием управляющих команд от оператора через подсистему обмена информацией;

-       формирование управляющих команд (открытие / закрытие задвижек, клапанов; включение / отключение двигателей и т.д.);

-       формирование информации о выполнении команд.

Блок «Вычисления аварийных ситуаций» производит:

-       сравнение значений поступивших сигналов с уставками, хранящимися в блоке «Создание и ведение БД», и вычисления аварийной ситуации;

-       регистрация аварийных ситуаций и запись в блок «Создания и ведения БД»;

-       передача данных об аварийной ситуации на верхний уровень.

Блок «Подсистемы обмена информацией» реализует взаимодействие верхнего уровня (АРМ оператора) с уровнем микропроцессорного контроллера.

Блок «АРМ оператора» выполняет следующие функции:

-       отображение на мониторе оператора мнемосхем технологических процессов, трендов в реальном масштабе времени;

-       отображение сообщений о предаварийных и аварийных ситуациях;

-       оперативную передачу команд управления оператора в микропроцессорный контроллер, по средствам подсистемы обмена информацией;

-       формирование суточного, недельного, месячного, квартального, полугодового, годового отчетов;

-       подготовка к печати журнала учетов аварий.

2.2 Задачи АСУ ТП

Автоматизированная система должна обеспечивать:

а) управление основным технологическим оборудованием, входящим в состав УПН;

б) круглосуточное и непрерывное ведение технологического режима;

в) визуализацию хода технологического процесса с отображением текущих значений;

г) регистрацию аварийных ситуаций, изменения режима работы;

д) возможность выполнения основных функций системы при аварийных ситуациях;

е) самодиагностику и блокировку технологического оборудования;

ж) оснащение средствами местного и дистанционного контроля и управления;

и) интеграцию системы АСУ ТП с системами управления печами и электродегидраторами;

к) предотвращение самопроизвольного отключения / включения исполнительного устройства при любых неисправностях системы;

л) защиту системы от неквалифицированных действий персонала;

м) открытость системы;

н) система должна иметь иерархическую структуру, включающую:

) рабочее место со средствами операторского интерфейса;

) программно-технический комплекс;

) Полевое оборудование.

2.3 Требования к АСУ ТП

Автоматизированная система должна обеспечивать:

а) ввод и обработку:

) аналоговых сигналов 4-20мА                                           93 шт.;

) дискретных входных сигналов                                104 шт.;

б) вывод дискретных выходных управляющих сигналов          92 шт.;

в) обмен информацией по интерфейсу RS-485 с АСУ ТП печей и электродегидраторов, так как их системы управления обеспечивают такую интеграцию.

В системе должен быть предусмотрен резерв устройств ввода / вывода в размере 10-15% от общего количества сигналов, для возможности подключения дополнительных датчиков и исполнительных устройств.

На экране монитора диспетчера УПН должна выводиться информация в виде мнемосхем с индикацией на них значений технологических параметров.

2.4 Функции системы управления

Система управления обеспечивает выполнение следующих функций:

а) автоматическое регулирование:

) межфазовых уровней в трехфазных сепараторах С1/1 - С1/4;

) давления в каплеуловителях КУ1/1 - КУ1/4;

) давления в газосепараторах ГС1, ГС2;

) межфазовых уровней в отстойниках нефти ОН1/1 - ОН1/3;

) межфазового уровня в дегазаторах Д1/1 - Д1/3;

) давления в дегазаторах Д1/1 - Д1/3;

) межфазовых уровней в электродегидраторах ЭГ1/1 - ЭГ1/3;

) межфазового уровня в КСУ1/1 - КСУ1/3;

) давления в КСУ1/1 - КСУ1/3;

б) дискретное (логическое) управление:

) открытие / закрытие клапанов для регулирования уровня в газосепараторах ГС1, ГС2;

) автоматическое включение насосов при максимальном уровне в дренажных емкостях ЕП2, ЕП4, ЕП6 - ЕП8;

) автоматическое отключение насосов при минимальном уровне в дренажных емкостях ЕП2, ЕП4, ЕП6 - ЕП8;

) автоматическое отключение насосов при максимальном/ /минимальном давлении на выкиде в дренажных емкостях ЕП2, ЕП4, ЕП6 - ЕП8;

) автоматическое отключение насосов при уровне загазованности 40% в дренажных емкостях ЕП2, ЕП4, ЕП6 - ЕП8;

) автоматический пуск вентилятора при уровне загазованности 10% в дренажных емкостях ЕП2, ЕП4, ЕП6 - ЕП8;

в) дистанционное управление с рабочего места оператора:

) значение% открытия клапанов;

) насосами на площадке дренажных емкостей;

) вентиляторами на площадке дренажных емкостей;

г) связь разрабатываемой АСУ ТП с автоматизированными системами управления печами и электродегидраторами, при этом будет осуществляться обмен информацией по следующим параметрам:

) с АСУ ТП печей:

.1) давление нефти на входе в печь;

.2) температура нефти на входе в печь;

.3) давление нефти на выходе из печи;

.4) температура нефти на выходе из печи;

.5) сигнал аварии в печи;

.6) сигнал дистанционной остановки печи;

.7) сигнал задания уставки выходной температуры нефти;

) с АСУ ТП электродегидраторов:

.1) напряжение в системе питания электродегидратора (СПЭ);

.2) температура в электродегидраторе;

.3) сигнал аварии в электродегидраторе;

.4) сигнал дистанционного пуска электродегидратора;

.5) сигнал дистанционной остановки

электродегидратора;

.6) сигнал задания уставки напряжения СПЭ;

д) технологической защиты:

) автоматический останов насосов при превышении (понижении) заданных предельных значений давления на приеме (выкиде) насосов;

) автоматический останов насосных агрегатов при загазованности в блоке выше 40%;

) автоматический пуск вентилятора при загазованности в блоке 10%.

Информационные функции системы включают в себя:

-       сбор и первичную обработку (аналого-цифровое преобразование, измерение, масштабирование и др.) информации о технологическом процессе и технологическом оборудовании;

-       сбор информации о состоянии и работе исполнительных механизмов, схем автоматического управления, регулирования и технологической защиты;

-       распознавание предаварийных и аварийных ситуаций;

-       отображение информации на экране монитора;

-       регистрацию контролируемых параметров и событий.

2.5 Требования к комплексу технических средств

Комплекс технических средств (КТС) автоматизированной системы управления должен быть достаточным для выполнения всех технических требований, изложенных выше.

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

КТС должен обеспечить построение трехуровневой иерархической системы, представленной на рисунке 3.2 и включать в себя:

-       датчики и исполнительные механизмы;

-       микропроцессорные программируемые логические контроллеры (РLС);

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

-       устройство передачи информации;

-       источники бесперебойного электропитания.

Контроллер, используемый в системе, должен обеспечивать функции:

-       ввода-вывода, преобразования и нормирования сигналов;

-       обмен данными с рабочей станцией;

-       автоматического управления;

-       исполнение дистанционных команд с рабочей станции;

-       локальной диагностики и самодиагностики.

Рисунок 3.2 - Структура системы комплекса технических средств

Модули ввода аналоговых сигналов должны обеспечивать ввод унифицированных токовых сигналов (4÷20 мА) с полным гальваническим разделением цифровой части от аналоговой. Дискретные модули должны обеспечивать полное гальваническое разделение внешних цепей от внутренних. Модули ввода дискретных сигналов должны обеспечивать ввод сигналов 12÷24 В током не более 5 мА/сигнал. Модули вывода дискретных сигналов должны обеспечивать ток до 5 А при напряжении до ~220 В.

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

В качестве рабочей станции оператора используется РС совместимый компьютер. Компьютер должен обеспечивать функции накопления и обработки информации, операторского интерфейса и дистанционного управления, формирования и представления отчетов.

2.6 Комплекс технических средств нижнего уровня

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

Основными требованиями, предъявляемыми к КТС нижнего уровня, являются:

-       надежность;

-       предел допускаемой погрешности;

-       диапазон измерений;

-       взрывозащищенность;

-       температура окружающей среды.

Обоснование выбора датчиков давления

В измеряемом диапазоне от 0 до 1 МПа возможно применение следующих датчиков давления Метран-100-Ех-ДИ, EJA430A, JUMO dTRANS p02 DELTA, Emerson 3051C. Также к датчикам давления предъявляются требования по максимальной надежности; к пределу допускаемой погрешности не более 0,1%; работе при низких температурах - ниже минус 40°C. Сравнительная характеристика датчиков приведена в таблице 3.1.

Проанализировав выбранные датчики, пришли к выводу, что наиболее подходящим является датчик Emerson 3051C, так как он обладает наиболее подходящими параметрами.

Обоснование выбора датчиков межфазового уровня

В измеряемом диапазоне от 0 до 3200 мм возможно применение следующих датчиков межфазового уровня BINDICATOR PHASE TRACKER (Сelteк), ДУУ3-01, KRONHE ВМ-100.

Таблица 3.1 - Датчики давления

Технические характеристики	Метран-100-Ех-ДИ	JUMO dTRANS p02 DELTA	Emerson 3051C	EJA430A
Диапазон измеряемых давлений	Минимальный 0¸0,04 кПа Максимальный 0¸100 МПа	0¸20 МПа	1,15¸27580 КПа	0¸14 МПа
Предел допускаемой погрешности	0,1%	0,1%	0,075%	0,1%
Измерение среды	Жидкости, пар, газ, газообразный кислород, кислородосодержащие газовые смеси	Агрессивные и неагрессивные газы, пары и жидкости	Жидкости, газ, пар	Жидкости, газ, пар
Выходной сигнал	4¸20 мА	4¸20 мА	4¸20 мА	4¸20 мА
Взрывозащищен-ность	ExiallCT5X ExibllCT5X	ЕЕхiaIICТ4-6	EExdllCT6-5	EExdllCT6
Степень защиты от пыли и воды	IP65	-	-	IP67
Температура окружающей среды	минус 40…70 °C	минус 50…85 °C	минус 40…149 °C	минус 40…85 °C
Гарантийный срок службы	3 года	3 года	3 года	-
Напряжение питания	12¸42 В	11,5¸36 В	10¸55 В	10¸32 В
Масса	1,5 кг	3,9 кг	2,5 кг	3,9 кг
Цена, руб.	19140	15000	15000	~600000000
Габариты	-	226х104х х131	198х122х81	-

Помимо этого к датчикам межфазового уровня предъявляются требования по максимальной надежности; необходимости измерять три межфазовых уровня; к пределу допускаемой погрешности не более 0,1%; работе при низких температурах - ниже минус 40 °C.

Сравнительная характеристика датчиков приведена в таблице 3.2.

Таблица 2 - Датчики межфазового уровня

Технические характеристики	Сelteк	ДУУ3-01	KRONHE ВМ-100
Диапазон измеряемых уровней	0¸46000 мм	0¸4000 мм	0¸60000 мм
Предел допускаемой погрешности	0,01%	0,25%	0,01%
Измерение среды	жидкости	жидкости	жидкости, сжиженные газы
Кол-во измер. межфазовых уровней	3	1	2
Выходной сигнал	4¸20 мА	4¸20 мА	4¸20 мА
Взрывозащищен-ность	ExiaIICT4X	ExibIIBT5	ExibIIBT6-Т3
Степень защиты от пыли и воды	IP65	IP68	-
Температура окружающей среды	минус 50 до 250 °С	минус 45 до 75 °С	минус 50 до 150 °С
Гарантийный срок службы	3 года	5 лет	1 год
Масса	-	10 кг	9 кг
Габариты	165х222	145х215	-

Так как в некоторых объектах технологического процесса необходимо измерять 3 межфазовых уровня, то этим условиям отвечает лишь Сelteк, кроме того он по ряду параметров также превосходит аналоги, и в качестве датчика межфазового уровня выбираем его.

Обоснование выбора сигнализаторов уровня

В измеряемом диапазоне от 0 до 3200 мм возможно применение следующих сигнализаторов уровня KRONHE LS5200, СУР-3, УЗС-300, СУР-4. Также к сигнализаторам уровня предъявляются требования по максимальной надежности; к пределу допускаемой погрешности не более 0,1%; работе при низких температурах - ниже минус 40 °C. Сравнительная характеристика датчиков приведена в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Сигнализаторы уровня

Технические характеристики	KRONHE LS5200	СУР-3	УЗС-300	СУР-4
1	2	3	4	5
Диапазон измеряемых уровней	-	0¸4000 мм	-	0¸4000 мм
Предел допускаемой погрешности	-	0,8%	4 мм	10 мм
Измерение среды	жидкости	жидкости	не кипящие жидкости	жидкости
Взрывозащищен-ность	EEx d IIC T6	ExibIIВT5	ExiаIIВТ5	ExibIIВT5
Степень защиты от пыли и воды		IP68	IP54
Температура окружающей среды	минус 50 до 250 °С	минус 45 до 75 °С	минус 50 до 60 °С	минус 45 до 100 °С
Гарантийный срок службы	5 лет	5 лет	-	10 лет
Масса	-	5 кг	-	3,6 кг
Габариты	118х114	100х215	100х220	145х380

Заданным требованиям лучше всего отвечает сигнализатор уровня KRONHE LS5200, так как лишен многих недостатков датчиков других систем и обладает рядом преимуществ, такими как отсутствие ограничений на диапазон измерений, предел погрешности.

Выбор датчиков не являющихся ключевыми для ТП

Для измерения температуры выберем ТСМ Метран-253 (50М).

Для сигнализации разницы давлений выбран датчик Д231ВМ-01.

В качестве датчика расхода выбран ДРС-200М.

Для сигнализации давления выберем манометр сигнализирующий ДМ-2005Cr.

Для сигнализации загазованности выбран датчик СТМ-30.

Для контроля уровня жидкости в дренажных емкостях применяем сигнализаторы уровня СУР-4.

2.7 Описание системы автоматизации УПОН

Площадка входных фильтров

После УДР продукция нефтяных скважин тремя потоками через задвижки поступает на площадку входных фильтров Ф1 ¸ Ф6, где происходит отделение от жидкости от песка и грязи. На каждом фильтре установлен сигнализатор перепада давления - Д231ВМ - 01. Значение уставки аварийного перепада давления на фильтре - 0,07 МПа. При срабатывании датчика сигнализации перепада давления на фильтре в АРМ оператора должно быть выдано сообщение о необходимости очистки фильтра.

Первая ступень сепарации

После фильтров жидкость поступает на площадку первой ступени сепарации, где осуществляется первичная подготовка сырья, а именно:

отделение от жидкости газа в УПОГ и газовой секции сепараторов С1/1 - С1/4 (С1/4 - резервный сепаратор);

- отделение от жидкости свободной воды в трехфазных сепараторах С1/1 - С1/4.

Устройство предварительного отбора газа УПОГ предназначено для отбора свободного газа и снятия пульсаций потока жидкости. В трехфазном сепараторе происходит разделение сырья на сырой газ, подтоварную воду (при температуре сырья до 30°С) и жидкость с содержанием воды ниже 30%. Перед подачей сырой нефти на сепарацию в поток нефти вводится деэмульгатор. Сырой газ через каплеуловители КУ1/1 - КУ1/4 (циклонный газосепаратор) направляется в вертикальные сетчатые газосепараторы ГС1, ГС2, где от газа отделяется капельная жидкость и газовый конденсат.

Давление в трехфазных сепараторах С1/1 - С1/4 (и каплеуловителях КУ1/1 - КУ1/4) контролируется датчиками Emerson 3051C, и поддерживается при помощи регулирующих клапанов КР1, КР4, КР7, КР10 в диапазоне 0,5 - 0,7 МПа. Межфазовые уровни в трехфазных сепараторах С1/1 - С1/4: «газ - нефть», «нефть - нефтяная эмульсия», «нефтяная эмулься - вода» измеряются датчиком BINDICATOR PHASE TRACKER (Celtek). Уровень газ - нефть в секции отбора обводненной нефти сепараторов С1/1 - С1/4 система управления регулирующими клапанами КР2, КР5, КР8, КР11 в поддерживает пределах 2240-2880 мм. Уровень нефтяная эмульсия - вода в секции отбора воды система управления регулирующими клапанами КР3, КР6, КР9, КР12 - в пределах 640 - 1600 мм. Максимальный и минимальный уровни жидкости в трехфазных сепараторах С1/1 - С1/4 задаются программно - уставками. Значение минимального уровня 320 мм, максимального - 2880 мм. Высота емкости трехфазного сепаратора составляет 3200 мм.

Давление в газосепараторах ГС1, ГС2 измеряется датчиками Метран-100-Ех-ДИ, а поддерживается в диапазоне 0,4 - 0,8 МПа при помощи регулирующего клапана КР13. Уровень конденсата в газовых сепараторах должен поддерживаться регулирующими клапанами КР14, КР15. Система управления должна открывать и закрывать клапан при достижении уровня жидкости в ГС при срабатывании сигнализатора максимального и минимального уровня соответственно (используется KRONHE LS5200) Сигнализатор максимального уровня срабатывает при достижении уровня жидкости в 510 мм, минимального - 170 мм. Высота емкости газосепаратора составляет 1700 мм.

Дренаж сбрасывается в дренажные емкости ЕП2, ЕП4, ЕП6 - ЕП8. Дренажные емкости оборудованы сигнализаторами максимального и минимального уровней (СУР-4). Датчик максимального уровня срабатывает при значении уровня жидкости равного 1800 мм, а минимального уровня при 200 мм. Высота дренажной емкости составляет 2000 мм. Аварийно максимальный уровень определяется программными средствами контроллера по ожидаемому времени отключения сигнализации максимального уровня с момента включения насоса откачки из дренажной емкости. Уставка времени ожидания определяется при пробном откачивании жидкости из дренажной емкости. Датчик давления на выкиде насоса откачки из дренажной емкости (ДМ 2005) сигнализирует максимальное - 1,8 МПа и минимальное - 0,3 МПа давление. Также на площадке дренажных емкостей установлены датчики загазованности СТМ - 30, сигнализирующие при значениях загазованности в 10% и 40%

Площадка отстойников нефти и дегазаторов

С площадки первой ступени сепаратора жидкость поступает на установку предварительной очистки нефти, где осуществляются следующие процессы:

После трехфазных сепараторов С1/1 - С1/4 нефть через нагреватель (печь ПТБ-5-40Э), где нагревается до температуры 60 °С, подается в отстойники ОН1/1 - ОН1/3. В отстойнике осуществляется отстой нефти до остаточного содержания воды до 3%. Из отстойника нефть подается в сепаратор горячей сепарации (дегазатор) Д1/1 - Д1/3, где жидкость дегазируется при давлении 0,25-0,3 МПа.

Печи ПТБ поставляются в комплекте с автоматизированной системой управления НПП «Теплогазавтоматика» СА-ППН.М2-2Б. Система автоматики обеспечивает безопасную эксплуатацию печи в автоматическом режиме с возможностью пуска, останова, задания уставок для регулирования из АСУ ТП УПН. Температура нефти на входе в печь ПТБ может достигать до 35 °С, на выходе из печи нефть должна нагреваться до 60 °С.

Межфазовые уровни в отстойниках нефти ОН1/1 - ОН1/3: «газ - нефть», «нефть - нефтяная эмульсия», «нефтяная эмульсия - вода» измеряются датчиком BINDICATOR PHASE TRACKER (Celtek). Уровень газ - нефть в секции отбора нефти отстойников ОН1/1 - ОН1/3 система управления регулирующими клапанами КР16, КР18, КР20 поддерживает максимальным - 3000 мм. Уровень нефтяная эмульсия - вода в секции отбора воды система управления регулирующими клапанами КР17, КР19, КР21 - в пределах 600 - 1500 мм. В качестве сигнализатора газовой подушки (минимального уровня жидкости) в отстойниках нефти используются KRONHE LS5200, сигнализирующие, если уровень жидкости будет ниже максимального. Высота емкости отстойника нефти составляет 3000 мм.

Давление в дегазаторах Д1/1 - Д1/3 измеряется датчиком Emerson 3051C, и регулируется в пределах 0,2 - 0,3 МПа регулирующими клапанами КР22, КР24, КР26. Межфазовый уровень газ - нефть в дегазаторах измеряется датчиком BINDICATOR PHASE TRACKER (Celtek). Система управления регулирует его в пределах 1000-1200 мм при помощи регулирующих клапанов КР23, КР25, КР27. В качестве датчиков максимального и минимального уровня нефти в дегазаторах Д1/1 - Д1/3 используются KRONHE LS5200, которые сигнализируют при уровне 1800 и 200 мм. Высота емкости дегазатора составляет 2000 мм.

Площадка электродегидраторов и КСУ

Из дегазатора жидкость поступает в электродегидратор (ЭГ100-10 МБ), где происходит обезвоживание нефти до товарных показателей - ниже 0,5% (массовая доля). Жидкость, поступающая в электродегидратор, обрабатывается полем высокого напряжения. Под воздействием этого поля эмульсия разрушается, и вода отстаивается в нижней части электродегидратора.

Задание режимов работы, управление системой питания электродегидратора (СПЭ) осуществляется блоком управления БУ 02 электродегидратора. БУ 02 обеспечивает безаварийную работу системы электропитания электродегидратора и позволяет с пульта управления блока, либо по командам из АСУ ТП УПН плавно регулировать выходное напряжение СПЭ. БУ 02 по последовательному интерфейсу RS-485 передает в АСУ ТП УПН параметры работы СПЭ и получает команды управления от АСУ ТП ЦПС.

После электродегидратора товарная нефть поступает на концевую ступень сепарации КСУ1/1 - КСУ1/3, где дегазируется при давлении до 0,005 МПа и под действием сил гравитации (Н = 16 м) перетекает в резервуар товарной нефти.

Межфазовые уровни в электродегидраторах ЭГН1/1 - ЭГН1/3: «газ - нефть», «нефть - нефтяная эмульсия», «нефтяная эмульсия - вода» измеряются датчиком BINDICATOR PHASE TRACKER (Celtek). Уровень газ - нефть в секции отбора нефти электродегидраторов ЭГ1/1 - ЭГ1/3 система управления регулирующими клапанами КР28, КР30, КР32 поддерживает максимальным - 3200 мм. Уровень нефтяная эмульсия - вода в секции отбора воды система управления регулирующими клапанами КР29, КР31, КР33 - в пределах 300 - 900 мм. В качестве сигнализатора газовой подушки (минимального уровня жидкости) в электродегидраторах используются KRONHE LS5200, сигнализирующие об уровне менее 3200 мм. Высота емкости электродегидратора составляет 3200 мм.

Давление в КСУ1/1 - КСУ1/3 измеряется датчиком Emerson 3051C, и регулируется в пределах 0,005 - 0,02 МПа перепускными клапанами. Межфазовый уровень газ - нефть в КСУ измеряется датчиком BINDICATOR PHASE TRACKER (Celtek). Система управления регулирует его в пределах 900 - 1800 мм при помощи регулирующих клапанов КР34 - КР36. В качестве датчиков максимального и минимального уровня нефти в КСУ1/1 - КСУ1/3 используются KRONHE LS5200, которые сигнализируют при уровне 2700 и 300 мм. Высота емкости КСУ составляет 3000 мм.

На выходе нефти из электродегидраторов устанавливаются расходомеры ДРС - 200М для внутреннего учета нефти. На выходе товарной нефти из КСУ 1/1 - КСУ 1/3 устанавливается влагомер товарной нефти - ПМП. Его назначение - распределение потока жидкости в товарный или сырьевой резервуары. Также датчиком давления Emerson 3051C измеряется давление сброса газа в УУН.

3. Выбор контроллерного средства

.1 Критерии выбора контроллера

Объект управления - установка предварительной очистки нефти, предполагает использование SCADA системы диспетчерского контроля, сбора данных и управления технологическими объектами. Архитектура системы носит централизованный характер. Это значит, что архитектура системы, в отличие от распределенных систем, в которых на каждом агрегате установлено по несколько контроллеров, имеет в своем составе для нескольких технологических объектов один контроллер (RTU).

В состав SCADA системы входят следующие составные части:

-       уровень датчиков;

-       уровень контроллера;

-       уровень диспетчерского пульта.

Функцию взаимодействия с технологическим оборудованием в системе контроля и управления должен нести контроллер, который является основой любой системы диспетчерского контроля и управления.

Информация с датчиков поступает в контроллер, где она обрабатывается и по результатам обработки вырабатывается управляющее воздействие. Обработанные данные поступают на диспетчерский пульт (MTU), где прослеживается весь процесс и при необходимости, осуществляется вмешательство оператора в ход технологического процесса.

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

Отечественные контроллеры, такие как: АДКУ, Ремиконт, СТМ и т.д. имеют более низкую цену в сравнении с зарубежными аналогами, а небольшая географическая удалённость производителя от заказчика облегчает решение вопросов, связанных с доставкой, обслуживанием и консультативной поддержкой.

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

-       надёжность;

-       быстродействие;

-       удобство программирования и др.

Исходя из этого, выбираем зарубежные контроллеры.

3.2 Обоснование выбора микроконтроллера

Из зарубежных микроконтроллеров наиболее соответствующими требованиям являются:

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

-       контроллеры семейства Direct Logic DL405 компании Koyo;

-       контроллеры MOSCAD-RTU компании MOTOROLA;

-       контроллеры семейства Quantum компании Schneider Electric;

-       контроллеры семейства Simatic S7-400 фирмы Siemens [2].

Сравнительная характеристика контроллеров приведена в таблице 4.

Таким образом, наиболее оптимально соответствует требованиям Контроллеры семейства Quantum компании Schneider Electric.

Таблица - 4 Сравнительная характеристика контроллеров

Параметр	SLС 500	Direct Logic DL405	MOSCAD-RTU	Quantum	Simatic S7-400
Тип платы	-	-	Motorola 68302	Intel 186 20 Мгц¸ Intel 586 DX 133 Мгц	412-1¸ 417-4
SRAM	1¸24 Кб	6,5¸30,8 Кб	2,2 Мб	256Кб¸4 Мб	96Кб¸4 Мб
Время выполнения логики	0.37 мкс (выполнение битовой операции)	3¸0.96 мкс	-	1.4¸0.09 мс	0.2¸0.1 мс
Дискретный в/в	256/960	1152/3584	>1000	7840/7840	131072 / 131072
Аналоговый в/в	-			432/792	8192 / 8192
Горячее резервирование контроллера / линии связи	-/-	-/+	+/+	+/+	+/+

Системы очень компактны и имеют надежную промышленную конструкцию, обеспечивающую экономичность и безотказность при установке в наиболее жестких производственных условиях. Эти системы просты в монтаже и эксплуатации, они пригодны для решения широкого круга задач. Глубина модуля, включая полевую разводку, составляет лишь 104 мм (4»), поэтому платформа автоматизации гораздо менее требовательна к габаритам шкафов. Она устанавливается в стандартных электротехнических шкафах 156 мм (6»), что позволяет экономить до 50% от стоимости стандартных шкафов управления [14].

Несмотря на свою компактность, модули соответствуют высочайшим стандартам производительности и надежности изделий фирмы Schneider.

Особенности платформы автоматизации:

-       высокая пропускная способность системы благодаря чрезвычайно высокой частоте сканирования процессоров на основе кристаллов 486 и 586;

-       значительная степень интеграции технологий автоматизации, включая управление перемещением, поддержку кодов ASCII, связи и управления технологическим процессом;

-       высочайшая надежность систем для ответственных применений за счет резервирования источников питания, дополнительных вариантов разводки ввода-вывода и эффективной системе горячего резерва;

-       большая предсказуемость работы в ответственных случаях за счет конфигурируемого аварийного режима модулей вывода;

-       надежная изоляция, обеспечивающая защиту от помех в зашумленных условиях;

-       высокоточные аналоговые входы и выходы, гарантирующие более точный контроль и управление процессом;

-       высокая производительность системы благодаря высокоскоростным цепям коммутации и обработке прерываний;

-       горячая замена (возможность демонтажа и установки модулей ввода-вывода под напряжением без отключения других функциональных элементов) облегчает техническое обслуживание и повышает надежность системы [14,2].

Системы автоматизации варьируются от несложных одиночных систем управления, имеющих до 448 точек ввода-вывода, до многоточечных сетей с избыточными сервисами, содержащих до 64000 точек ввода-вывода. Подключение к сетям масштаба предприятия и полевым шинам осуществляется при помощи дополнительных устройств связи, поддерживающих более восьми типов стандартных промышленных шин по протоколам от Ethernet до ASCII.

Современные ЦП на основе процессоров Intel обеспечивают достаточно высокое быстродействие и значительную пропускную способность входов-выходов, необходимые для управления машинным оборудованием и обработки материалов. Объем памяти ЦП составляет от 256 Кбайт до 4 Мбайт. Некоторые ЦП оснащены сопроцессорами для вычислений с плавающей точкой, отрабатывающими алгоритмы технологического управления и выполняющими математические вычисления со скоростью, оптимальной для непрерывности и качества отработки техпроцесса.

Процессор Quantum как контроллер системной шины обеспечивает управление местным (Local), удаленным (RIO - Remote IO) и распределенным (DIO - Distributed IO) вводом / выводом:

-       местный ввод / вывод используется в небольших системах управления, в которых наиболее эффективным способом соединения периферийных устройств к контроллеру является кабель;

-       для применения в системах управления, требующих большого количества вводов / выводов, использования удаленных модулей ввода / вывода или большой производительности модулей ввода / вывода, семейство Quantum поддерживает удаленный ввод / вывод. Скорость передачи данных по сети RIO - 1.5 Мбит/с, протяженность сети - до 5250 м. Для увеличения расстояния между контроллером и удаленными шасси ввода / вывода (до 16 км) и повышения помехоустойчивости сети в системе предусмотрены повторители (ретрансляторы);

-       для проектов, требующих территориально распределенных узлов с небольшим количеством вводов / выводов, имеется система распределенного ввода / вывода (DIO), основанная на технологии Modbus Plus.

В системах управления, требующих высокой надежности, следует применять специализированный резервированный контроллер Quantum 140 CHS 110 00.

Две одинаково сконфигурированные системы Quantum связываются между собой через процессор резервированного контроллера, устанавливаемый в каждой из систем. В конфигурации каждого из контроллеров определены область и объем передаваемых данных и информации о состоянии контроллеров. При такой конфигурации один из контроллеров является основным, а другой находится в резерве и готов принять управление каналом удаленного ввода / вывода при любой неисправности основной системы [2].

Скорость обмена информацией между контроллерами равна 10 Мбод, а время переключения системы с основного контроллера на резервный - 13 - 48 мс.

Семейство контроллеров Quantum поддерживает многие стандартные сети и промышленные шины: Modbus, Modbus Plus, Remote I/O, TCP/IP Ethernet, SY/MAX Ethernet, MMS Ethernet, Interbus, Lonworks и др.

Все процессоры Quantum оснащены 9-штырьковым разъемом RS-232C, который обеспечивает связь по принадлежащему Modicon протоколу Modbus. Скорость передачи данных - 19.2 Кбод, расстояние - 15 м, максимальное количество узлов в сети Modbus - 247.

Все процессоры Quantum имеют также как минимум один разъем RS-485 для взаимодействия с компонентами системы управления по протоколу Modbus Plus. Скорость передачи данных - 1 Мбод, физическая среда - витая пара, оптоволоконный кабель, расстояние - 450 м, максимальное количество узлов в сети Modbus Plus - 64 [14].

На четырех шасси (2х6,2х16) распложены 2 процессора, 24 модуля ввода-вывода и ряд других аппаратно необходимых модулей. Выбран процессорный модуль 140 CPU 534 14A - встроенный процессор - Intel 586 DX 133 MHz, общий объем памяти ОЗУ 4 Мбайт, Flash-ПЗУ - 1 Мбайт, доступный регистры 57Кбайт.

4. Проектирование системы управления установки предварительной очистки нефти

.1 Обоснование выбора SCADA-пакета

Приступая к разработке специализированного прикладного программного обеспечения (ППО) для создания системы контроля и управления, системный интегратор или конечный пользователь обычно выбирает один из следующих путей [5]:

-   программирование с использованием «традиционных» средств (традиционные языки программирования, стандартные средства отладки и пр.)

-        использование существующих, готовых инструментальных проблемно-ориентированных средств (SCADA-пакетов).

SCADA-пакеты позволяют без применения высокоуровневых языков программирования (или с минимальным их применением) создавать программное обеспечение персональных компьютеров (рабочих станций, пультов операторов / диспетчеров), предоставляющее оператору широкий набор функций для мониторинга и управления процессом [19].

На первом этапе (80-е годы) каждый производитель микропроцессорных систем управления разрабатывал свою собственную SCADA-программу. Такие программы могли взаимодействовать только с узким кругом контроллеров, и по всем параметрам были закрытыми (отсутствие набора драйверов для работы с устройствами различных производителей и средств их создания, отсутствие стандартных механизмов взаимодействия с другими программными продуктами и т.д.).

В 90-е годы сначала зарубежные, а затем и отечественные фирмы начали разрабатывать открытые SCADA-программы, которые уже можно было использовать для широкого класса микропроцессорных контроллеров.

Универсальные SCADA-программы ведущих фирм, разрабатывающих исключительно программный продукт для систем автоматизации, стали настолько высокоуровневыми, что выдерживать конкуренцию с ними производителям всего комплекса программно-аппаратных средств было уже не под силу. Это привело к тому, что число фирм, разрабатывающих для своих контроллеров оригинальные SCADA-программы, стало уменьшаться. Но количество фирм, специализирующихся на выпуске открытых SCADA-программ, продолжает расти [2].

Спектр функциональных возможностей, реализуемых SCADA в системах управления (HMI - Human Machine Interface/человеко-машинный интерфейс - ЧМИ):

а) автоматизированное проектирование системы, дающее возможность создания ПО системы автоматизации без реального программирования (Development);

б) исполнение прикладных программ (Run Time);

в) сбор первичной информации от устройств нижнего уровня;

г) обработка первичной информации;

д) отображение параметров технологического процесса и состояния оборудования с помощью мнемосхем, таблиц, графиков и т.п.;

ж) дистанционное управление объектами;

и) регистрация алармов и исторических данных;

к) представление текущих и накопленных (архивных) данных в виде графиков (тренды);

д) поддержка стандартных технологий и протоколов обмена данными;

м) формирование отчетов по созданным на этапе проектирования шаблонам.

Сейчас на отечественном рынке распространяется достаточно много SCADA-программ, отличающихся информационными, технико-эксплуатационными и стоимостными показателями, а также уровнем сервиса. Одним из основных критериев выбора SCADA-пакета является надежность. Конкретной оценки надежности не SCADA-пакетов не существует, но косвенно её можно оценить по количеству инсталляций [19].

На основе таких пакетов как Trace Mode, RSView, Citect, InTouch, GENESIS32, рассмотрим некоторые основные возможности и характерные особенности SCADA-систем.

Технические характеристики

В силу тех требований, которые предъявляются к системам SCADA, спектр их функциональных возможностей определен и реализован практически во всех пакетах. Основу большинства SCADA пакетов составляют несколько программных компонентов (база данных реального времени, ввода-вывода, предыстории, аварийных ситуаций) и администраторов (доступа, управления, сообщений). Ниже перечисляются и анализируются характеристики, важные для оценки функциональности SCADA-систем [19].

Программно-аппаратные платформы

Анализ перечня таких платформ необходим, поскольку от него зависит распространение SCADA-системы на имеющиеся вычислительные средства, а также оценка стоимости ее эксплуатации. В различных SCADA-системах этот вопрос решен по-разному [19].

Так, RSView поддерживает все передовые технологии MS Windows-платформах (Windows-NT) [19].

Для Trace Mode основной операционной системой (ОС) для рабочих мест остается MS Windows. Для серверов может использоваться UNIX (LINUX). В контроллерах используются DOS, Windows CE, Linux, QNX. В локальных операторских панелях - Windows CE, Linux [12].

Citect и GENESIS32 работают как 32-разрядное приложение Windows 98, 2000, NT, XP, 2003, построенных в соответствии со спецификацией OPC.

Средства сетевой поддержки

Современный мир автоматизации требует высокой степени интеграции SCADA-пакетов. В любом из них могут быть задействованы объекты управления, исполнительные механизмы, аппаратура, регистрирующая и обрабатывающая информацию, рабочие места операторов, серверы баз данных и так далее. Для эффективного функционирования в этой разнородной среде SCADA-система должна обеспечивать высокий уровень сетевого сервиса.

Желательно, чтобы она поддерживала работу в стандартных сетевых средах (Arcnet, Ethernet и т.д.) с использованием стандартных протоколов (NetBIOS, TCP/IP и др.), а также обеспечивала поддержку наиболее популярных сетевых стандартов из класса промышленных интерфейсов (Profibus, ModBus, CanBus, LON и т.д.). Этим требованиям в той или иной степени удовлетворяют рассматриваемые SCADA-системы, с тем только различием, что набор поддерживаемых сетевых интерфейсов, конечно же, разный [19].

Встроенные командные языки

Большинство SCADA-систем имеют встроенные языки высокого уровня, Visual Basic - подобные языки, позволяющие отработать 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 [19].

Для SCADA-системы Trace Mode одной из основных функций является открытость для программирования (Visual Basic, Visual C++ и так далее) [19].

Если разработчику проекта в SCADA-системе RSView не достаточно встроенных возможностей, он может автоматизировать HMI-приложения с помощью мощного встроенного языка программирования Visual Basic for Applications (VBA). Запускать VBA-подпрограммы можно по событию, в макрокоманде или пользователем из командной строки. Фрагменты кодов VBA, реализующие множество типовых задач, можно свободно получить на сайте производителя [19].

В SCADA-пакете Citect возможно программирование на двух языках:

а) язык Cicode, включающий более 1000 функций, позволяет создать прикладную систему любой сложности.

б) язык программирования CitectVBA, или Visual Basic for Application (VBA) [9].

В состав Genesis32 также входит среда разработки и исполнения сценарных процедур VBA, обеспечивающая возможность разработки части программного обеспечения средствами Microsoft Visual Basic for Applications 6.3 [10].

Поддерживаемые Базы Данных

Структура любой автоматизированной системы управления не возможна без создания технологической базы данных. Поэтому практически во всех SCADA-системах, в частности Trace Mode, RSView, Citect, GENESIS32 осуществлена поддержка SQL-синтаксис, который не зависит от типа базы данных. Таким образом, 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 [19].

Графические возможности

Функционально графические интерфейсы SCADA-систем весьма похожи, отличаются лишь удобством использования. Системы SCADA использует современные технологии Windows и предоставляют пользователю интуитивно-понятный интерфейс для создания «экранов» - графических представлений участков технологического процесса. Каждый проект может содержать любое количество экранов, каждый из которых отображает ту или иную детализацию управляемого объекта. Экраны могут содержать как простые графические объекты (эллипсы, прямоугольники и др.), так и более сложные объекты, такие как тренды или отчеты по сигналам тревоги.

SCADA-системы предлагают ряд средств и технологий для уменьшения времени разработки и облегчения построения визуализации. Среди них:

а) объектно-ориентированное проектирование, упрощающее реализацию проектов;

б) большой набор графических библиотек, состоящий из сотен объектов;

в) возможность импортировать растровую графику популярных графических форматов, а также чертежи и векторную графику, созданные в CorelDRAW или AutoCAD;

г) возможность создавать собственные библиотеки графических объектов;

д) возможность анимирования объектов в зависимости от реальных производственных условий;

ж) использование графических объектов и элементов управления ActiveX;

и) возможность просмотра браузерами Интернет, такими как MS Internet Explorer.

Все это позволяет придать операторскому интерфейсу простоту, наглядность и гибкость.

Эксплуатационные характеристики

Эксплуатационные характеристики SCADA-системы имеют большое значение, поскольку от них зависит скорость освоения продукта и разработки прикладных систем. Рассматриваемые SCADA-системы имеют:

а) удобство использования. Сервис, предоставляемый SCADA-системами на этапе разработки ППО, обычно очень развит. 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;

б) наличие и качество поддержки. Возможны следующие уровни поддержки: услуги фирмы-разработчика, обслуживание региональными представителями фирмы-разработчика, взаимодействие с системными интеграторами, русификация программ и документации, организация периодических курсов обучения, горячая линия и решение проблем, связанных с индивидуальными требованиями заказчика и другое [19].

Открытость системы

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

Фирмы - разработчики систем автоматизации часто вынуждены создавать собственные (не предусмотренные в рамках систем SCADA) программные модули и включать их в создаваемую систему автоматизации. Поэтому открытость системы важна для характеристики 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 так далее [19].

Современные SCADA-системы не ограничивают выбора аппаратуры нижнего и среднего уровня, так как предоставляют большой набор драйверов или серверов ввода-вывода и имеют хорошо развитые средства создания собственных программных модулей или драйверов новых устройств. Сами драйверы разрабатываются с использованием стандартных языков программирования. Способ написания драйверов, однако, различный. В Trace Mode предоставляется доступ к ядру системы посредством спецификаций, поставляемых фирмой-разработчиком в штатном комплекте. Другой вариант - для создания драйверов необходимы специальные пакеты (система InTouch), или же вообще разработку драйвера нужно заказывать у фирмы-разработчика. Изначально для подсоединения драйверов ввода-вывода к SCADA использовались два механизма - стандартный DDE (Dynamic Data Exchange) и обмен по внутреннему (известному только фирме-разработчику) протоколу. Затем взамен DDE компания Microsoft предложила более эффективное и надежное средство передачи данных между процессами - OLE (Object Linking and Embedding - включение и встраивание объектов). Механизм OLE поддерживается в RSView, InTouch, Citect и др. На базе OLE появился новый стандарт OPC (OLE for Process Control), ориентированный на рынок промышленной автоматизации. Новый стандарт, во-первых, позволяет объединять на уровне объектов различные системы управления и контроля, функционирующие в распределенной гетерогенной среде; во-вторых, OPC устраняет необходимость использования различного нестандартного оборудования и соответствующих коммуникационных программных драйверов, т.к. в настоящее время достаточное количество программ построено на основе или поддерживает этот стандарт.

Стоимостные характеристики

Стоимость SCADA-систем зависит от следующих факторов:

а) стоимость программно-аппаратной платформы. 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;

б) стоимость системы. Механизм определения цены у разных фирм-разработчиков различен. Но наиболее часто он зависит от количества каналов ввода / вывода, которые должна поддерживать система (RSView, Citect, GENESIS32, Trace Mode). Тем не менее, все производители представленных SCADA-систем предлагают ограниченные бесплатные варианты продуктов для ознакомления. Бесплатные версии имеют различные ограничения на использование, однако при разработке позволяют, как правило, воспользоваться всеми возможностями SCADA-пакета;

в) стоимость освоения системы. Процедура освоения SCADA-систем достаточна проста с точки зрения программиста и не требует длительного времени, поэтому данные затраты относительно невелики. Основной составляющей стоимости является оплата труда программистов, осуществляющих эту работы;

г) стоимость сопровождения системы [19].

Сравнение различных SCADA-систем

Основные характеристики SCADA-систем Trace Mode, RSView, Citect, GENESIS32 сведены в таблицу 5.

Таблица 5 - Характеристики SCADA-систем

Критерии анализа SCADA-пакетов	Trace Mode	RSView	Citect	GENESIS32
Работа под управлением ОС MS Windows	+	+	+	+
Встроенные языки программирования	Visual Basic, Visual C++, Техно FBD и т.д.	Visual Basic for Applications	Cicode, CitectVBA	VBA 6.3, VBScript, JScript.
Поддержка OPC-технологии	+	+	+	+
Поддержка ActiveX-технологии	+	+	+	+
Поддержка реляционных БД	+	+	+	+
Простота графического редактора	+	+	+	+
Качество графического редактора	++	+	++	++
Наличие взаимосвязи между графическим и программным пакетом	+	-	+	+
Создание парольного входа	+	+	+	+
Использование «горячих» клавиш	+	+	+	+
Навигация между экранами	+	+	+	+
Создание трендов	+	+	+	+
Ведение журнала учета параметров	+	+	+	+
Регистрация предаварийных и аварийных ситуаций	+	+	+	+
Наличие встроенной библиотеки технологических объектов	+	+	+	+
Возможность создания звуковой сигнализации	+	+	+	+
Наличие встроенного эмулятора	+	+	+	+
Простота и доступность логики программирования	+	-	+	+
Поддержка уровня АСУП	+	+	+	+
Наличие бесплатной демонстрационной версии	+	+	+	+

Сравнительный анализ SCADA-систем по тем или иным критериям - функциональным, технологическим, ценовым и так далее - не имеет смысла в отрыве от специфики деятельности предприятия и конкретных бизнес задач. При сравнении пакетов рассматриваются такие критерии, как «Надежность работы», «Обмен данными», «Удобство работы», «Техническая поддержка» и «Цена».

К сожалению, отсутствуют методики определения «Надежности» SCADA-систем, хотя важность этого критерия составляет, по оценкам специалистов, около 70%. Косвенным показателем надежности пока считается количество инсталляций. Как известно, Trace Mode является лидером по количеству внедрений в России [12].

Критерий «Обмен данными» и критерий «Удобство работы» делят второе и третье место соответственно. Важными подкритериями критерия обмен данными являются поддержка стандартных сетевых протоколов и форматов данных, включая Web-технологии, наличие встроенных драйверов к отечественным и зарубежным контроллерам, а также производительность системы. По количеству встроенных драйверов к отечественным контроллерам и по производительности Trace Mode значительно опережает зарубежные.

Критерий «Удобство работы» вызывает наибольшее число споров. Это универсальность и наличие стандартных языков математического описания данных и процессов, удобство пользовательского интерфейса (работа с редакторами), качество графики и стандартных изображений, возможность автоматического построения проекта, эмуляция работы. По этому параметру сложно выделить лидера, т.к. SCADA-пакеты довольно близки по этому параметру. Это происходит благодаря тому, что разработчики SCADA-систем стараются «перенимать» наиболее удобные решения у конкурентов. Ранее Trace Mode (версии 5.хх) можно было, пожалуй, упрекнуть в удобстве графического редактора, но в Trace Mode 6.05 этот недостаток исправили. Теперь он не хуже лучших зарубежных аналогов.

Четвертое место занимает критерий «Технической поддержки». Как правило, западные пакеты проигрывают по русификации документации и, тем более, программного обеспечения, по «либеральности» технической поддержки, наличию «горячей» линии, а главное, по возможности поддержки от разработчика. Бесспорный лидер здесь - Trace Mode.

Критерий «Цена», сейчас не столь актуален, как ранее и занимает последнее 5-е место. Здесь существенным является зависимость цены системы от конфигурации, возможность получения новых версий и бесплатного обновления релизов, наличие бесплатной системы разработки. По всем этим трем показателям позиции Trace Mode намного предпочтительней.

Проведя анализ SCADA-пакеты пришли к выводу, что наиболее подходящим является инструментальный пакет Trace Mode 6.05.

4.2 Разработка алгоритмов и программы

Большинство разработанных алгоритмов основаны на использовании ПД-регуляторов. Пример алгоритма управления клапанами представлен на рисунке 5.

Рисунок 5 - Алгоритм регулирования клапанов

Таким образом типовая программа состоит из следующих блоков:

блок «Вычитание»;

блок «Зона нечувствительности»;

блок ПД-регулятора;

блок «Выбор»;

блок широтно-импульсной модуляции (т.к. для дискретно управления клапанами используется ШИМ-модуляция).

Пример программы управления клапанов представлен на рисунке 6.

Рисунок 6 - Пример программы управления клапанами

Блок «Вычитание» предназначен для того, чтобы вычесть из уставки реальное значение технологического параметра. Блок «Зона нечувствительности» необходим, чтобы на малейшее отклонение уровня ПД-регулятор не двигал клапан - для более длительного срока эксплуатации регулирующих клапанов. ПД-регулятор реализован из ПИД-регулятора, у которого интегрирующая составляющая равна 0. Блок «Выбор» необходим для возможности дистанционного задания процента открытия клапана. Так как управление клапанами осуществляется дискретно, то используем блок «ШИМ», для осуществления преобразования аналогового сигнала в дискретный, с изменяющейся длительностью (шириной) импульсов при постоянной частоте их следования.

4.3 Программирование операторского интерфейса

Общие требования к интерфейсу АРМ оператора

Ряд важнейших требований, предъявляемых к современному пользовательскому интерфейсу оператора:

-    интерфейс программы должен быть интуитивно понятным пользователю;

-       интерфейс должен быть удобным, т.е. для достижения какого либо результата пользователю нужно выполнить минимум операций;

-       программа, работающая в автоматическом режиме должна вести протокол.

Разработанный пользовательский интерфейс отвечает вышеперечисленным требованиям.

Компоновка рабочего места оператора

Рабочее место оператора выполнено на базе промышленного компьютера Pentium IV 1703 MHz, 512 Mb оперативной памяти, защищенном от пыли, механических воздействий и несанкционированного доступа, операционная система WINDOWS 98/XP/NT, наличие программного обеспечения Trace Mode 6.05.

Визуализация данных осуществляется на цветном мониторе 19» 1980FXi-BK фирмы NEC. Для печати сводок, отчетов и др. документации имеется лазерный принтер HP LaserJet 1120. Для штатного воздействия оператора на систему служат клавиатура и мышь.

На приборном щите располагаются вторичные преобразователи. С целью уменьшения наводимых помех и повышения достоверности измерений, соединительные кабели от аналоговых приборов выбраны экранированными.

Операторский интерфейс

На экранах «Площадка фильтров», «Площадка предварительных сепараторов С1/1,2», «Площадка предварительных сепараторов С1/3,4 и газосепараторов ГС1,2», «Площадка отстойников ОН1/1..3, и дегазаторов Д1/1..3», «Площадка электродегидраторов ЭГ1/1..3, и КСУ1/1..3», «Площадка дренажных емкостей» размещен весь объем информации о технологическом процессе. Цвет фона экрана выбран серый. Этот цвет является нейтральным и не утомляет при длительном просмотре.

Навигация по экранам с помощью мыши осуществляется следующим образом:

на экране «Общая мнемосхема» нужно щелкнуть кнопкой мыши по соответствующей площадке.

на остальных экранах путем нажатия кнопок -> вперед и < - назад по технологической цепочке соответственно.

Кроме того, навигация возможна горячими клавишами «1» - «8» для перехода на соответствующий экран (цифры присвоены по порядку по технологической цепочке). Так же, с каждого из младших экранов можно перейти на экран «Общая мнемосхема» и «Экран тревог» нажатием на соответствующей иконке кнопкой мыши.

Внизу каждого экрана есть «строка аварий» отображающая последний вышедший за рабочий диапазон технологический параметр.

Сообщения об аварийных ситуациях записываются в файл ALARM с указанием времени и даты. По запросу оператора файл может быть выведен на печать. Файл содержит данные об авариях за месячный период, кроме того предусмотрена архивация данных, т.е. составление файла архива в котором отображаются значения контролируемых параметров. Файл архива позволяет просматривать значения, как в текущий момент, так и в предшествующие часы и дни.

На главном экране изображены технологические площадки объекта. Организован переход на экраны, где данные блоки изображены более детально, а так же организован переход на экраны трендов и тревог. Также на главном экране отображены общие технологические параметры, а при выходе какого-либо технологического параметра за рабочие пределы, соответствующая площадка начнет мигать красным цветом.

Внешний вид главного экрана представлен на рисунке 7.

Рисунок 7 - Общая мнемосхема

На экранах «Площадка фильтров», «Площадка предварительных сепараторов С1/1,2», «Площадка предварительных сепараторов С1/3,4 и газосепараторов ГС1,2», «Площадка отстойников ОН1/1..3, и дегазаторов Д1/1..3», «Площадка электродегидраторов ЭГ1/1..3, и КСУ1/1..3», «Площадка дренажных емкостей» отображаются значения технологических параметров в виде значений на цифровом дисплее. Значения межфазовых уровней дублируются гистограммами. Технологические объекты изображены в виде емкостей, соединенных трубами. Цвет трубы соответствует жидкости:

Коричневый цвет - нефть;

Желтый цвет - газ;

Синий цвет - вода;

Серый цвет - дренаж;

Оранжевый цвет - капельная жидкость.

При нажатии на гистограмму емкостей, или индикатор технологического параметра можно открыть всплывающий экран исторического тренда этого технологического параметра.

Если значение технологического параметра достигает предаварийного значения, то над/под ним начинает мигать красным цветом max/min. В случае, если значение технологического параметра достигает аварийного значения, то такие ситуации на экранах отображаются миганинием цифрового дисплея красным цветом.

На экранах отображаются режим работы клапана: ручной - авто, % открытия клапана. По-умолчанию клапаны регулируются в автоматическом режиме, но по нажатию на клапан возможен его перевод в режим дистанционного управления с заданием процента открытия клапана путем ввода значения с клавиатуры.

На экранах трендов представлена графическая информация об изменении аналоговых параметров. Снизу от графика приведена легенда, с перечнем полных названий параметров и их текущих значений. Цвет шрифта параметра в легенде совпадает с цветом его графика на тренде. С помощью управляющих кнопок «<» и «>» оператор может посмотреть (пролистать) тренд на более раннее время.

Возможен переход на час назад, на день назад, в начало, на час вперед, на день вперед и к концу. Также возможно отключение отображения того или иного параметра.

Таким образом, благодаря разработанным экранам, оператору предоставлена возможность быстро реагировать на различные аварийные ситуации, отслеживать весь технологический процесс, контролировать изменение основных параметров объекта автоматизации.

5. Расчет надежности системы автоматизации

.1 Назначение расчета надежности системы

Объектом расчета надежности является автоматизированная система управления установки предварительной очистки нефти ЦПС Западно-Малобалыкского месторождения. Расчет надежности предназначен 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.

Перечень оцениваемых показателей надежности:

а) среднее время безотказной работы;

б) показатель интенсивности отказов;

в) коэффициент готовности системы;

г) коэффициент надежности;

д) показатель ремонтопригодности.

Автоматизированная система управления является многофункциональ-ной, 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, 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 и 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 ТП УПН 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 [3].

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 - 13-48 мс. Время питания системы от источников бесперебойного питания - не менее 100 мин [14].

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.

В системе автоматического управления предусмотрено 100% резервирование процессорных модулей, линий связи между выносными УСО и процессорными модулями - это позволяет повысить надежность АСУ ТП, а также модулей питания. Линии связи, дублирующие друг друга, прокладываются отдельно друг от друга. Основной и резервный контроллеры получают и обрабатывают информацию одновременно и сами обнаруживают отказы. Поэтому переход работы с основного на резервный процессорный модуль и обратно осуществляется аппаратно, без потери информации.

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

а) датчики:  1/час;

б) исполнительные механизмы:  1/час;

в) модули ввода / вывода:  1/ час;

г) интерфейсные модули:  1/ час;

д) линии связи:  1/ час;

ж) контроллер CPU 53414A:  1/час;

и) модуль Ethernet-TCP/IP/Web:  1/час;

к) процессор горячего резерва:  1/час;

л) сервер системы:  1/час.

5.3 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.

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:

,        (5.3.1)

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

                      (5.3.2)

Из формул (5.1) - (5.2) очевидно, что даже при высокой надежности элементов надежность системы при последовательном соединении уменьшается при увеличении числа элементов (например, при  и  имеем , при  , а при  ). 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 (5.3.1) можно записать:

    (5.3.3)

где  - интенсивность отказов системы:

.             (5.3.4)

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

Из (5.3.3) - (5.3.4) следует, что для системы из n равнонадёжных элементов ()

                                 (5.3.5)

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

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:

                         (5.3.6)

Соответственно, вероятность безотказной работы:

                       (5.3.7)

Для систем из равнонадежных элементов ():

                                     (5.3.8)

т.е. надежность системы с параллельным соединением повышается при увеличении числа элементов (например, при  и  , а при  ).

Поскольку , произведение в правой части (5.3.6) 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 (5.3.8) принимает вид:

                                (5.3.9)

откуда после интегрирования и преобразований средняя наработка системы определяется:

                        (5.3.10)

где - средняя наработка элемента.

При больших значениях n справедлива приближенная формула:

             (5.3.11)

Таким образом, средняя наработка системы с параллельным соединением больше средней наработки ее элементов (например, при  , при  ).

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 15 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).

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.

5.4 Расчет показателей надежности

Структурная схема соединения элементов

Структурная схема соединений элементов надежности для автоматизированной системы управления технологическими процессами УПОН ЦППН НГДУ «Комсомольскнефть» показана на рисунке 16. Схема разработана в соответствии со структурной схемой ИУС и предусматривает информационную, управляющую функции АСУ ТП и функцию защиты.

Вероятность безотказной работы для процессоров горячего резерва одинакова и равна , вероятности безотказной работы линий связи одинаковы и равны .

Вероятность безотказной работы элемента I будет определяться следующим образом:

.                         (5.4.1)

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

,                                   (5.4.2)

.                                    (5.4.3)

С учетом выражений (5.4.1), (5.4.2) и (5.4.3) среднее время безотказной работы элемента I определяется следующим образом:

.                       (5.4.5)

Тогда Т₀^I:

(час).

Интенсивность отказов элемента I определяется следующим выражением:

.         (5.4.6)

Для определения интенсивности отказов за период безотказной работы элемента I необходимо в выражение (3.4.6) 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.

Вероятность безотказной работы для модулей Ethernet-TCP/IP/Web одинакова и равна , вероятности безотказной работы линий связи одинаковы и равны , вероятности безотказной работы основного и резервного контроллеров одинаковы и равны .

Вероятность безотказной работы элемента II будет определяться следующим образом:

.                (5.4.7)

В качестве модели вероятности безотказной работы коммутаторов и линии связи выбирается экспоненциальная модель, тогда:

,                                  (5.4.8)

,                                       (5.4.9)

.                                    (5.4.10)

С учетом выражений (5.4.7), (5.4.8), (5.4.9) и (5.4.10) среднее время безотказной работы элемента II определяется следующим образом:

.               (5.4.11)

Тогда Т₀^II:

(час).

Интенсивность отказов элемента II определяется следующим выражением:

. (5.4.12)

Для определения интенсивности отказов за период безотказной работы элемента II необходимо в выражение (5.4.12) 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.

Вероятность безотказной работы для серверов одинакова и равна .

Вероятность безотказной работы элемента III будет определяться следующим образом:

.                           (5.4.13)

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

.                                    (5.4.14)

С учетом выражений (5.4.13) и (5.4.14) среднее время безотказной работы элемента III определяется следующим образом:

.                               (5.4.15)

Тогда Т₀^III:

(час)

Интенсивность отказов элемента III определяется следующим выражением:

.                        (5.4.16)

Для определения интенсивности отказов за период безотказной работы элемента III необходимо в выражение (5.4.16) 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.

Для расчета надежности системы по функции защиты необходимо рассчитать надежность четвертого элемента.

Вероятность безотказной работы для основного и резервного контроллеров одинакова и равна , вероятности безотказной работы линий связи одинаковы и равны , вероятности безотказной работы процессоров горячего резерва одинаковы и равны .

Вероятность безотказной работы элемента IV будет определяться следующим образом:

.            (5.4.17)

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

,                                  (5.4.18)

,                                    (5.4.19)

.                                   (5.4.20)

С учетом выражений (5.4.17), (5.4.18), (5.4.19) и (5.4.20) среднее время безотказной работы элемента IV определяется следующим образом:

.            (5.4.21)

Тогда Т₀^IV:

(час).

Интенсивность отказов элемента IV определяется следующим выражением:

.           (5.4.22)

Для определения интенсивности отказов за период безотказной работы элемента IV необходимо в выражение (5.4.22) 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.

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).

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

а)  1/час;        

б)  1/ час;

в)  1/ час;

г)  1/ час;

д)  1/ час;

ж)  1/час.

Интенсивность отказов системы:

 (1/час).

Среднее время безотказной работы:

.                                     (5.4.23)

Т=55903 часа, что составляет 6,38 лет.

Вероятность безотказной работы за время t₀=1 год:

,                    (5.4.24)

.

Коэффициент готовности системы:

,           (5.4.25)

где

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

В этом случае .

Надежность системы при реализации управляющей функции

Интенсивность отказов элементов системы:

а)  1/час;                        

б)  1/ час;

в)  1/ час;            

г)  1/ час;

д)  1/ час;                        

ж)  1/час.

Интенсивность отказа всей системы:

(1/час).

Среднее время безотказной работы согласно формуле (5.4.23) Т=54675 часов, что составляет 6,24 лет.

Вероятность безотказной работы за время t₀=1 год согласно формуле (5.4.25)

Коэффициент готовности системы:

,                            (5.4.26)

где

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

В этом случае .

Надежность системы при реализации функции защиты

Интенсивность отказов элементов системы:

а)  1/час;        

б)  1/час;

в)  1/ час;

г)  1/ час;

д)  1/ час;

Интенсивность отказа функции защиты всей системы:

(1/час).

Среднее время безотказной работы согласно формуле (5.4.23) Т=52826 часов, что составляет 6,03 лет.

Вероятность безотказной работы за время t₀=1 год согласно формуле (5.4.25) .

Коэффициент готовности системы:

,                            (5.4.27)

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 6.

Таблица 6 - Результаты расчета показателей надежности

Выполняемые функции АСУ ТП	Показатели надежности
	Интенсивность отказов системы , 1/часСреднее время безотказной работы Вероятность безотказной работы  за  годКоэффициент готовности системы
		час	лет
Информационная	1,789·10-5	55903	6,38	0,855	0,99998
Управляющая	1,829·10-5	54675	6,24	0,852	0,99998
Функция защиты	1,893·10-5	52826	6,03	0,847	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. Комплексная оценка экономической эффективности

 

.1 Расчет показателей экономической эффективности проекта

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

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

Чистый дисконтированный доход рассчитывается по формуле:

ЧДД = ,                             (6.1)

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

a_t - коэффициент дисконтирования (приведения), доли ед.;_н, t_к - соответственно начальный и конечный годы расчетного периода.

Если ЧДД имеет положительное значение, то проект можно считается прибыльным, а если нет, то убыточным. Отдельный член денежного потока наличности равен разности между ожидаемой величиной доходов от реализации проекта и всеми видами затрат и может отличаться от другого как по знаку (т.е. быть отрицательным), так и по величине, и рассчитывается по формуле:

ЧД_t = П + A_t - H_t - K_t,                                (6.2)

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

А_t - амортизационные отчисления от стоимости системы, тыс. р.;_t - сумма налогов, выплачиваемых предприятием из прибыли в бюджет, тыс. р.;

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

При анализе эффективности инвестиций рассчитывается рентабельность капитальных вложений по формуле:

                                          (6.3)

где К - общие единовременные затраты.

.                               (6.4)

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

Коэффициент дисконтирования определяется по формуле:

a_t = (1 + E_н)^{tp - t}_,                                 (6.5)

где    Е_н - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, равный ставке банковского процента за долгосрочный кредит, выраженный в долях единиц;_p - расчетный год;- год, затраты и результаты которого приводятся к расчетному году.

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

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

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

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

. (6.6)

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

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

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

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

Показатель период возврата, используется для анализа эффективности единовременных затрат. Экономическое содержание этого показателя заключается в определении момента времени, необходимого для покрытия единовременных затрат в проект. Период возврата единовременных затрат (Ток) определяется последовательным сложением величин:

.                 (6.7)

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

Сумма налогов на прибыль и имущество рассчитывается по формуле:

Н = Н_пр + Н_им, (6.8)

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

Н_им - налог на имущество, тыс. р.

, (6.9)

где СТ_пр - ставка налога на прибыль.

, (6.10)

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

СТ_им - ставка налога на имущество.

Единовременные затраты предприятия-заказчика на приобретение устройства включают единовременные затраты предприятия-изготовителя и его прибыль, а также НДС, т.е. определяются по формуле:

К_об = К*(1+r)*(1+НДС), (6.11)

где    К - единовременные затраты на создание системы автоматизации, р.; r-коэффициент рентабельности предприятия разработчика, доли ед.;

НДС - ставка налога на добавленную стоимость, доли ед.

В общем случае единовременные затраты на создание системы определяются по формуле:

К=К_раз + К_прог + К_изг, (6.12)

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

К_прог - затраты на программирование, руб.;

К_изг - затраты на изготовление, руб.

6.2 Расчет стоимости машино-часа ЭВМ

Стоимость машино-часа ЭВМ рассчитывается по формуле:

 (6.13)

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

Т_пол - годовой фонд работы ЭВМ, час.

Эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле:

_экс =12×З_о ×(1+К_д)×(1+К_р)×(1+К_сн)+А+Т_р+Э+М+Н_рэкс. (6.14)

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

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

Т_р - затраты на ремонт, р/год;

Э - затраты на электроэнергию, р/год;

М - затраты на материалы, р.;

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

Затраты на амортизацию вычисляются по формуле:

А = К_эвм Н_эвм.                (6.15)

где    К_эвм - балансовая стоимость ЭВМ, р.; Н_эвм - норма амортизационных отчислений от стоимости ЭВМ, доли ед.

Затраты на ремонт вычислим по формуле:

Т_р = К_эвм × К_трэвм, ……. (6.16)

где К_трэвм - коэффициент, учитывающий затраты на ремонт ЭВМ.

Данные для расчета стоимости машино-часа ЭВМ приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Данные для расчета стоимости машино-часа ЭВМ

Показатель	Значение
Коэффициент доплат к заработной плате, доли ед.	0,5
Районный коэффициент, доли ед.	0,7
Единый социальный налог	0,26
Годовой фонд работы ПК, час	2044
Зарплата персонала, обслуживающего ПК, руб.	300
Норма амортизационных отчислений ЭВМ, доли ед.	0,2
Стоимость ЭВМ, руб.	30000	0,15
Потребляемая мощность ЭВМ, кВт	0,4
Стоимость кВт/часа, руб.	1,2
Коэффициент затрат на ремонт ЭВМ (от стоимости), доли ед.	0,05
Затраты на материалы	500

Подставив данные из табл. 6.1 получаем затраты на амортизацию (А) и затраты на ремонт (Т_р) соответственно.

А = 30000 × 0,2 = 6000 руб.,

Т_р = 30000 × 0,05 = 1500 руб.

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

Э = Ц × Т_пол × N × К_м. (6.17)

где    Ц - цена за один кВт/ч электроэнергии, р.; N - потребляемая мощность, кВт; Т_пол - годовой фонд работы ЭВМ, час.

Подставив данные из табл. 6.1 получаем затраты на электроэнергию (Э).

Э = 1,2 × 2044 × 0,4= 981 руб.,

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, …. (6.18)

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

Подставив данные из табл. 6.1 в формулу (6.24) получим Н_рэкс.

Н_рэкс = 12 × 300 × (1 + 0,5) × (1 + 0,7) × 0,15 = 1377 руб.,     _экс =12×300×(1+0,5)×(1+0,7)×(1+0,26)+6000+1500+981+500+1377=21925 руб.

Вычислим стоимость одного машино-часа (С_мч).

С_мч = 21925 руб./2044 ч = 11 руб./ч.,

6.3 Затраты на разработку

Затраты на разработку можно представить в виде

К_раз = З_о × Т_раз × (1+К_д) × (1+К_р) × (1+К_сн) × (1+К_н.раз)+С_мч× Т_раз ×К_ч,  (6.19)

где    З_о - месячный оклад разработчика, 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_ч - коэффициент перевода единиц времени.

Данные для расчета единовременных затрат предприятия разработчика приведены в таблице 6.2.

Таблица 6.1 - Данные для расчета единовременных затрат предприятия разработчика

ПоказательЗначение
Заработная плата разработчика, руб.	20000
Заработная плата программиста, руб.	20000
Заработная плата мастера, руб.	20000
Коэффициент доплат к заработной плате, доли ед.	0,5
Районный коэффициент, доли ед.	0,7
Единый социальный налог	0,26
Трудоемкость разработки, чел. мес.	1
Трудоемкость программирования, чел. мес.	0,5
Трудоемкость монтажа системы, чел. мес.	1
Коэффициент накладных расходов, доли ед.	0,15
Коэффициент затрат на монтаж, доли ед.	0,18
Коэффициент затрат на транспортировку разработанной системы, доли ед.	0,08
Коэффициент затрат на изготовление, доли ед.	0,15
Коэффициент перевода единиц времени	168

К_раз=20000×1×(1+0,5)×(1+0,7)×(1+0,26)×(1+0,15)+11×1×168= 75701 руб.

 

6.4 Расчет затрат на разработку программного обеспечения

Расчет затрат на разработку программного обеспечения проводится по формуле:

К_прог=З_о × Т_прог ×(1+К_д)×(1+К_р)×(1+К_сн)×(1+К_н.прог) +С_мч × Т_прог × К_ч, (6.20)

где    З_о - 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 ЭВМ, р.;

К_ч - коэффициент перевода единиц времени.

Вычислим капитальные затраты на разработку программного обеспечения К_прог, по формуле (6.15) и исходных данных табл. 6.1

К_прог=20000×0,5×(1+0,5)×(1+0,7)×(1+0,26)×(1+0,15) +11×0,5×168=37850 руб.

 

6.5 Затраты на изготовление, внедрение и отладку системы

Затраты на основную заработную плату при изготовлении устройства равны:

₀ = Т_м×З_о×(1+К_д) (1+К_р)×(1+К_сн), (6.21)

где    З_о - месячная зарплата изготовителя устройства, р.;

Т_м - трудоемкость изготовления устройства, чел. × мес.

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

Учитывая коэффициент транспортных затрат определим транспортные расходы по формуле:

Р_трп =Ц_об × К_трп, (6.22)

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

Ц_об - сметная стоимость вводимой системы, руб.;

Для подсчета стоимости оборудования составим таблицу 6.6.

Таблица 6.5 - Смета затрат на материалы и покупные комплектующие изделия

№ п/п	Наименование	Полная стоимость, руб. (без НДС)
1	Контроллер	2000000
2	Датчики	1000000
3	Кабели	200000
4	Доп. оборудование	400000
5	ПО	200000
Итого		3800000

Р_трп = 3800× 0,08= 304 т. руб.

Стоимость монтажных и работ

Р_м = Цоб × К_м,                                          (6.23)

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

Р_м = 3800× 0,18 = 684 т. руб.,

Накладные расходы, связанные с изготовлением и отладкой проектируемой системы, рассчитаем по формуле (6.24):

Н_ризг = Т_мон × З_раз × (1 + К_пр) × (1 + К_р) × К_нризг,     (6.24)

Подставив данные в (6.24) получаем накладные сумму расходы (Н_ризг).

Н_ризг = 1 × 20000 × (1 + 0.5) × (1 + 0.7) × 0.15 = 8 т. руб.,

Полученные результаты заносим в таблицу 6.6 и находим общую сумму капитальных затрат на изготовление системы.

Таблица 6.6 - Результирующая таблица для расчетов по статьям калькуляции

№ п/п	Статьи затрат	Затраты на изготовление, т. руб.
1	Материалы и покупные комплектующие изделия	3800
2	Производственная заработная плата	47
3	Транспортные расходы	304
4	Накладные расходы	8
5	Монтажные и наладочные работы	684
Итого		4842

В итоге

К=К_раз + К_прог + К_изг = 76+ 38+ 4842= 4956 т. руб.

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

С = С_эл + С_рем + С_а, (6.25)

где    С_эл - затраты на электроэнергию, потребляемую системой, р.;_зп - зарплата обслуживающего персонала с начислениями, р.;_рем - затраты на ремонт, р.;_а - затраты на амортизацию, р.

Исходные данные для расчета представлены в таблице 6.7.

Таблица 6.7 - Исходные данные для расчета затрат на эксплуатацию

Показатель	Значение
Мощность потребляемая системой, Вт	1500
Норма амортизации системы, %	20
Годовой фонд работы системы при выполнении задачи, ч	8760

 

Расчет годовых затрат на электроэнергию производим по формуле:

_эл = N × Ц_эл × Т_зад, (6.26)

где    N - мощность, потребляемая системой, кВт;

Ц_эл - стоимость одного кВт×ч электроэнергии, р.;

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

Годовые затраты на электроэнергию действующего варианта системы:_эл = 1,5 × 1,2 × 8760= 16 т. руб.

Текущие затраты на ремонт системы находим по формуле:

 (6.27)

где    К_обор - балансовая стоимость системы, р.;

К_пр - норма отчислений на ремонт, %.

C_пр = 3800 × 0,05 = 190 т. руб.      

Затраты на амортизацию оборудования находим по формуле:

_а = К_обор × Н_а, (6.28)

где    К_обор - балансовая стоимость системы, р.;

Н_а - норма амортизационных отчислений, %.

С_а = 3800 × 0,2 = 760 т. руб. 

Введение в работу новой системы позволяет сократить 4 человека (снимается необходимость обслуживания системы слесарем КИПиА).

Сокращение персонала влечёт за собой сокращение расходов на заработную плату:_э = 12 × 4×25000 × (1+0,5) × (1+0,7) × (1+0,26) = 3856 т. руб.

Для полного расчета годовых эксплуатационных затрат в условиях функционирования системы нужно подставим полученные значения в формулу (6.38):

С = 16+ 190 + 760 = 966 т. руб.             

Экономия составляет:

Э= C_э-С=3856-966=2890 руб.      

Показатели эффективности проекта приведены в таблице 6.7

Таблица 6.7 - Показатели эффективности проекта

Показатель	2009	2010	2011	2012	2013	2014
Единовременные затраты в проекте, т. руб.	4956	-	-	-	-	-
Экономия эксплуатационных затрат, т. руб.	-	2890	2890	2890	2890	2890
Амортизационные отчисления, т. руб.	-	760	760	760	760	760
Остаточная стоимость оборудования, т. руб.	3800	3040	2280	1520	760	0
Налог на имущество, т. руб. (2,2%)	-	67	50	33	17	0
Налог на прибыль, т. руб. (20%)	-	565	568	571	575	578
Чистый доход, руб.	-4956	1498	1512	1525	1538	1552
Коэффициент дисконтирования (Е=12%)	1	0,893	0,797	0,712	0,636	0,567
Накопленный чистый дисконтированный доход, т. руб.	-4956	-3618	-2413	-1327	-350	531

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

Рентабельность составляет:

R = (НЧДД + К) × 100 / К,                        (6.29)

R = (531+ 4956) × 100/ 4956= 111%       

Для построения кривой зависимости текущей дисконтированной стоимости и коэффициента эффективности капитальных вложений зададимся несколькими значениями Ен, рассчитаем для них a_т, определим НЧДД и по полученным точкам построим кривую. Расчет необходимых показателей приведен в таблице 6.8.

Таблица 6.8 - Данные для построения графика текущей дисконтированной стоимости

Ен, %	ЧДДН, тыс. р
10	816
20	-409

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 16%.

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

 

Заключение

В данном проекте рассмотрен вопрос комплексной автоматизации установки предварительной очистки нефти на ЦППН НГДУ «Комсомольскнефть». Использование последних достижений в области информационно-вычислительной техники позволяет создавать системы автоматики с новой степенью точности и надежности, не достижимые ранее. Так же хотелось бы заметить, использование стандартизированных и унифицированных средств автоматики без соответствующего развития информационно - вычислительной техники не давало бы таких мощных и одновременно гибких возможностей в возможной дальнейшей модификации системы. При возможных затруднениях в создании и дальнейшей эксплуатации системы существует возможность замены отдельных контрольно - измерительных приборов и исполнительных механизмов отечественными или зарубежными аналогами, обладающими схожими характеристиками. В данном проекте не рассматривается проблема включения рассматриваемой локальной системы автоматизации в более крупные системы управления предприятием, тем не менее, такая возможность предусмотрена в информационном обеспечении.

Список использованных источников

1 Абрамов Г.С., Барычев А.В., Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2002. - 460 с.

2 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. - 273 с.

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

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

5 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. - 33 с.

Оценка физической устойчивости промышленного предприятия к поражающим факторам чрезвычайных ситуаций мирного времени (для студентов всех специальностей и всех форм обучения), Милевский В.П., Шантарин В.Д. - Тюемнь, ТГНГУ, 1998. - 27 с.

Проблемы сбора, переработки и утилизации отходов. Сборник научных статей, ОДЕССА, ОЦНТЭИ 2001, с 339-345.

8 Техническое задание. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ ЦПС ЗМБ, ЗАО «АСУ технология», Тюмень, 2003. - 101 с.

9 Буклет SCADA-системы Citect, 2005.

Буклет SCADA-системы Genesis32, 2004.

Буклет SCADA-системы InTouch, 2004.

Презентация Trace Mode 6.05.

13 Техническая документация по системам уровня / раздела фаз BINDICATOR PHASE TRACKER.

14 Техническая документация по платформе автоматизации Quantum.

15 Техническая документация по сигнализаторам уровня Krohne LS5200/5250.

Техническая документация по датчикам / сигнализаторам уровня СУР.

Электронный каталог по оборудованию компании Emerson, 2002.

Электронный каталог по датчикам давления серии «Метран», 2004.

19 Электронный каталог по датчикам температуры серии «Метран», 2004.

20. http:// ustu.ru

21 www.analytpribor.ru

www.azs-shop.ru

www.ma-journal.ru

www.sibna.ru

www.tdpribor.ru

26 www.russneft.ru