Показатель
|
МС-8п
|
МС-8гп
|
Вязкость кинематическая,
мм2/с:
|
|
|
при 500С, не менее
|
8,0
|
8 ¸ (10)*
|
при - 400С, не более
|
4000
|
-
|
Температура, 0С:
|
|
|
вспышки в закрытом тигле,
не ниже
|
150
|
150
|
застывания, не выше
|
- 55
|
-
|
Кислотное число, мг КОН/г,
не более
|
0,05
|
0,03¸(0,4)*
|
Содержание водорастворимых
кислот, щелочей, воды, механических примесей
|
отсутствие
|
отсутствие
|
Содержание воды, в % не
более
|
отсутствие
|
отсутствие
|
Зольность, % не более
|
0,008
|
|
Азот газообразный:
Применяется для продувки аппаратов и трубопроводов при подготовке их к
ремонту и пуску в работу. Азот газообразный соответствует требованиям ГОСТ
9293-74.
2. Автоматизация технологического процесса ВКС
.1 Структура АСУТП
Нефтяной газ от ДНС поступает на измерительные линии узлов учета газа,
где производится замер и нормирование поступившего газа.
Газ после учета газа подается на входные газовые сепараторы ГС-1,2, где
происходит отделение капельной жидкости, нефти и газового конденсата, которые
сбрасываются в емкость ЕП-2.
Освобождённый от капельной жидкости газ из сепараторов ГС-1,2 поступает
на приём газокомпрессорных агрегатов ВКГ-1,2,3 типа «7ГВ-50/7». В
газокомпрессорной установке газ поступает на вход маслонаполненного винтового
компрессора, где смешивается с маслом и сжимается до заданных параметров.
Газомасляная смесь поступает в маслоотделители М-1…3, где происходит разделение
смеси на масло и газ.
Нагревшийся при компрессировании газ поступает в напорный трубопровод,
где он охлаждается при помощи температуры окружающего воздуха.
Из напорного трубопровода, через узел учета газа, газ подается в сборный
газопровод на ГПЗ.
При аварийном отключении одного из компрессоров или аварии на газопроводе
производится сброс газа на факел.
Дренаж от компрессорных установок осуществляется в емкость ЕП-1. При
заполнении дренажных емкостей ЕП-1,2 скопившаяся жидкость откачивается в
трубопровод нефти на ДНС.
Смазочное масло используется в компрессорах как охлаждающая, смазывающая
и уплотняющая среда. Смазочное масло через фильтры подается в камеру сжатия
компрессоров для образования газомасляной смеси, смазки и охлаждения роторов
компрессоров, а также к подшипникам для их смазки и охлаждения.
Чистое масло для компрессорной станции из автоцистерн поступает в емкости
Е-1,2 для промежуточного хранения. Насосы Н1/1,1/2 используются для перекачки
чистого и отработанного масла.
Отработанное масло от компрессорных установок поступает в емкости Е-1,2.
Из емкости Е-1,2 при помощи насосов Н- 1/1,1/2 отработанное масло заканчивается
в автоцистерны и отправляется на регенерацию.
Функциональная схема автоматизации объекта приведена в приложении А.
.2 Объекты и объёмы автоматизации
В качестве объектов автоматизации рассматриваются:
1) узел учёта газа;
2) два входных газовых сепаратора ГС-1,2;
) три компрессорных агрегата ВКГ-1…3 марки 7ГВ-50/7;
) встроенная маслосистема;
) две подземные емкости.
Структура контроля и управления.
Проектом автоматизации для создания системы управления ВКС
предусматривается следующая структура контроля и управления. На технологических
объектах, устанавливаются первичные датчики, местные приборы контроля
технологических параметров. Для осуществления дистанционного контроля и
управления технологическим процессом в операторной устанавливается программный
технологический комплекс (ПТК), а в разделе внутриплощадочные сети будет
выполнена кабельная связь между датчиками и исполнительными механизмами с ПТК.
Объемы контроля.
Для перечисленных выше технологических объектов, проектируемых и
выполненных заводами-изготовителями блочно-комплектного оборудования объемы
автоматизации обеспечивают:
На узел учета газа проектом предусматривается:
1) дистанционное и местное измерение температуры газа на узле;
2) дистанционное и местное измерение давления газа на узле;
) дистанционное и местное измерение расхода газа на узле;
) сигнализация загазованности узла учёта газа.
Входные газовые сепараторы ГС-1,2.
Проект должен обеспечивать:
1) дистанционное измерение и сигнализация уровня газа в сепараторе;
2) дистанционное, местное измерение и сигнализация давления в
сепараторе;
) дистанционное измерение и сигнализация загазованности;
) дистанционное измерение давления на выходе газосепаратора.
Компрессорные агрегаты ВКГ-1…3 марки 7ГВ-50/7.
Проектом осуществляется:
1) дистанционное измерение и сигнализация температуры подшипников
двигателя ВКГ;
2) дистанционное измерение и сигнализация температуры масла в
масловводе ВКГ;
) дистанционное измерение и сигнализация температуры газомасленной
смеси на выходе ВКГ;
) изменение уровня масла в Е ВКГ;
) дистанционное измерение и сигнализация давления на масловводе
ВКГ;
) дистанционное измерение и сигнализация давления на выходе ВКГ;
) дистанционное измерение и сигнализация давления на всасе ВКГ;
) ток двигателя ВКГ;
В подземных емкостях ЕП-1,2 проектом предусматривается:
1) дистанционное измерение и сигнализация уровня в емкости ЕП;
2) дистанционное измерение и сигнализация давления на выходе ЕП;
Система обеспечивает выполнение следующих функций управления:
1) автоматическое регулирование;
2) дискретное (логическое) управление;
) дистанционное управление с рабочего места оператора;
) ручное управление по месту;
) технологические блокировки.
Предусмотрена следующая последовательность приоритетов функций
управления:
1) технологические блокировки;
2) местное управление;
) дистанционное управление;
) дискретное (логическое) управление.
Управление технологическим оборудованием ВКС должно производиться:
1) в автоматическом режиме контроллером;
2) с автоматизированного рабочего места оператора с использованием
средств операторского интерфейса;
) с местных постов управления.
Система должна обеспечивать управление следующими типами исполнительных
устройств:
1) регулирующими клапанами;
2) задвижками и кранами с электроприводом;
) электродвигателями насосных агрегатов;
) электродвигателями вентиляторов;
) сигнализирующими устройствами (световая и звуковая сигнализация).
Автоматическое регулирование.
Система обеспечивает регулирование давления газа на приеме
газокомпрессорных установок ВКГ-1,2,3. Регулирование должно выполняться по
датчику давления- разрежения Кл-34. При повышении давления на приёме газ сбрасывается
на факел при помощи регулирующего клапана Кл-36. При понижении давления на
приеме с выхода на прием подается газ через регулирующий клапан Кл-35.
Дискретное управление.
Система осуществляет:
1) автоматическое открытие регулирующего клапана Кл-27 при максимальном
уровне и автоматическое закрытие при минимальном уровне в газосепараторе ГС-1;
2) автоматическое открытие регулирующего клапана Кл-31 при
максимальном уровне и автоматическое закрытие при минимальном уровне в
газосепараторе ГС-2;
) автоматическое включение вентиляторов маслоохладителей при
максимальной температуре масла в коллекторе; автоматическое включение
вентиляторов маслоохладителей при минимальной температуре масла в коллекторе;
) автоматическое включение вытяжных вентиляторов в контейнере
компрессорной установки при превышении уровня загазованности 7% от нижнего
предела взрываемости;
) автоматическое включение насоса Н-1 по максимальному уровню и
автоматическое отключение по минимальному уровню жидкости в емкости ЕП-1;
) автоматическое включение насоса Н-2 по максимальному уровню и
автоматическое отключение по минимальному уровню жидкости в емкости ЕП-2;
Система обеспечивает дистанционное управление с рабочего места оператора:
1) пуск и остановка компрессоров;
2) пуск и остановка насосов;
) пуск и остановка вентиляторов;
) управление регулирующими клапанами;
) управление электрифицированными задвижками.
Все компрессора и насосные агрегаты, электрифицированные задвижки и
вентиляторы имеют ручное управление по месту.
Технологические защиты и блокировки.
Система обеспечивает отключение компрессоров:
1) при понижении давления газа в коллекторе всасывания ниже заданной
установки;
2) при понижении давления газа в коллекторе нагнетания ниже заданной
установки;
) при понижении давления газа в коллекторе нагнетания выше
заданной установки;
) при понижении давления масла в коллекторе ниже заданной
установки;
) при повышении температуры подшипников электродвигателя
компрессора выше заданной установки;
) при повышении температуры в коллекторе нагнетания выше заданной
установки;
) при понижении уровня масла в маслоотделителе ниже заданной
установки;
) при загазованности контейнера компрессорной установки свыше 50%
НПВ;
) при повышении уровня жидкости в газосепараторах выше заданной
установки;
10) при пропадании напряжения питания ~220В станции управления;
11) при перезагрузке электродвигателя по току;
) при пожаре;
Перечень информационных функций.
Система обеспечивает выполнение следующих информационных функций:
1) сбор, первичная обработка и хранение информации о технологическом
процессе и технологическом оборудовании;
2) автоматическое управление технологическими объектами в
соответствии с заданной программой;
) дистанционное исполнение команд оператора;
) распознавание и сигнализацию аварийных ситуаций, отклонений
процесса от заданных пределов, отказов технологического оборудования;
) отображение информации о технологическом процессе и состоянии
оборудования в виде мнемосхем процесса и стандартных видеограмм;
) учет наработки технологического оборудования;
) ведение журнала событий;
) формирование отчётной документации (двухчасовые, сменные,
суточные, месячные рапорта).
Технические средства автоматизации.
Применяемые датчики и измерительные преобразователи имеют, как правило,
унифицированные выходные сигналы с одним из следующих параметров:
1) аналоговые (токовые 4…20 мА) для контроля и регулирования режимных
технологических параметров;
2) дискретные типа «сухой контакт» для сигнализации предельных
значений технологических параметров ( 24В ).
Все датчики, преобразователи и исполнительные механизмы соответствуют
требованиям по степени защиты от воздействия окружающей среды:
1) по взрывопожаробезопастности;
2) по климатическому исполнению;
) по устойчивости к воздействию пыли и влаги;
) по устойчивости к воздействию агрессивных сред.
Применяемые приборы и средства автоматизации изготовлены предприятиями
России, разработаны в последние годы и учитывают опыт эксплуатации в условиях
Западной Сибири, соответствуют требованиям экологической безопасности и не
оказывают вредного воздействия на окружающую природную среду.
Все блочно-комплектные технологические установки оснащаются средствами
контроля на заводах изготовителях этих установок.
.3 Обоснование и выбор комплекса технических средств нижнего уровня
Комплекс технических средств (КТС) автоматизированной системы управления
должен быть достаточным для выполнения всех технических требований, изложенных
выше.
В КТС используются унифицированные, серийно выпускаемые средства,
опробованные в промышленной эксплуатации. Любое из технических средств
допускает замену его аналогичным средством без каких-либо конструктивных
изменений или регулировки в остальных устройствах. Конфигурация технических
средств не ограничивает возможность расширения системы.
КТС обеспечивает построение двухуровневой иерархической системы и
включать в себя:
1) микропроцессорные программируемые логические контроллеры (РLС);
2) рабочую станцию оператора на базе персонального компьютера с
монитором, клавиатурой и печатающим устройством;
3) устройство передачи информации;
4) источники бесперебойного электропитания.
Контроллер должен обеспечивать функции:
1) ввода-вывода, преобразования и нормирования сигналов;
2) обмен данными с рабочей станцией;
) автоматического управления;
) исполнение дистанционных команд с рабочей станции;
) локальной диагностики и самодиагностики.
Модули ввода аналоговых сигналов должны обеспечивать ввод унифицированных
токовых сигналов (4ч20 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 12-24В током не более 5 мА/сигнал. Модули вывода
дискретных сигналов должны обеспечивать ток до 5 А при напряжении до ~220В.
Обмен информацией между контроллерами и компьютером должен производиться
через последовательный порт RS-232
или RS-485.
Компьютер должен обеспечивать функции накопления и обработки информации,
операторского интерфейса и дистанционного управления.
Программное обеспечение должно быть достаточным для выполнения всех
технических требований, изложенных в настоящем техническом задании.
Программное обеспечение системы должно включать в себя:
1) операционную систему рабочей станции оператора;
2) пакет операторского интерфейса.
Устройство электроиспытательное регулирующее взрывозащищенное УЭРВ-1М.
Устройство предназначено для поддержания на заданном уровне параметров
(давления, температуры, расхода, уровня раздела фаз и др.) различных
технологических процессов на установках подготовки нефти, сборных пунктов,
товарных парков, объектах внутрипромыслового транспорта нефти и газа, насосных
станциях.
Регулирование параметров осуществляется путем автоматического открытия и
закрытия регулирующих органов по сигналам управляющих устройств.
Устройство предназначено для эксплуатации во взрывоопасных зонах
помещений всех классов и наружных установок.
Технические данные:
1) устройство может устанавливаться на трубопроводе с условным рабочим
давлением, регулируемой среды не более 6.4мПа (64 кг/см2) и
температуры не более 20°С;
2) предел основной допускаемой погрешности хода штока не более 4%;
3) температура окружающего воздуха от - 50 до 50°С;
4) относительная влажность воздуха 95 + 3%;
) атмосферное давление от 84 до 106.7 кПа ( от 630 до 800 мм. рт.
ст.);
) ток переменный
- частота 50Гц
потребляемая мощность = 100Вт.
Устройство и работа.
Устройство состоит из следующих частей: регулирующего клапана,
электрического исполнительного механизма прямоходного кронштейна, муфты, гайки,
стрелки и шкалы указателя положения штока регулирующего клапана.
Принцип действия устройства основан на изменении пропускной способности
регулирующего клапана в соответствии с входным электрическим сигналом.
Поступающий на электродвигатель электрический командный сигнал посредством
редуктора и прямоходной приставки исполнительного механизма преобразуется в
возвратно-поступательное движение штока клапана.
Изменения положения штока влечет за собой изменение расхода жидкости или
газа через регулирующий клапан.[7]
Технические характеристики сигнализатора уровня ультразвукового УЗС-207И:
1) напряжение переменного тока 220В;
2) частота 50 Гц;
3) допустимые отклонения от номинальных значений по напряжению +10¸-15 %, по частоте ± 2 %;
) потребляемая от сети мощность на одну точку контроля не более 6 ВА;
) электрическая нагрузка на контакты входных реле ток от 0.5 до 2.5 А
частотой 50Гц, напряжение от 12 до 250 В, коммутируемая мощность не более 100
ВА;
6) напряжение в искробезопасной электрической цепи не более 17В, ток
не более 84А;
) допустимые значения параметров линии связи между датчиками и
вторичным преобразователем емкости 0.25 мкФ, индуктивности 0.33 мГц,
сопротивление каждой жилы 10 Ом;
) погрешность срабатывания относительно номинального уровня
срабатывания не более ± 2
мм при вертикальной установке и ± 5 мм при горизонтальной установке датчика;
) сигнализаторы устойчивы к воздействию температур окружающего
воздуха.
10) относительная влажность воздуха до 98 % при температуре 35°С, для
сигнализаторов исполнения ОМ - при температуре 40°С.[7]
Манометр сигнализирующий ДМ-2005Сг-1Ех:
Манометр сигнализирующий предназначен для измерения избыточного и
вакуумметрического давления различных сред и управлений внешними электрическими
цепями от сигнализирующего устройства прямого действия. Прибор является
взрывозащищенным с видом защиты “взрывонепроницаемая оболочка” и имеет
маркировку по взрывозащите 1ЕхdIIВТ4,
а по защищенности от воздействия окружающей среды прибор имеет исполнение защищенное
от воздействия агрессивных сред.
Технические характеристики:
1) контролируемая среда - жидкость, газ, пар;
2) диапазон показаний - от 1 до 1.6, 2.5, 4, 6, 10, 16, 25, 40 кг/см2;
) класс точности - 1.5;
) сила тока - до 1А;
) параметры сигнализирующего устройства - 24,27,36,40,110,220В -
для цепей постоянного тока;
) предел допускаемой основной погрешности - 2.5% от диапазона
показаний - для приборов со скользящими контактами, 4% - для приборов с
магнитным поджатием контактов;
) прибор устойчив к воздействию температуры окружающего воздуха от
-50 до +60°С и относительной влажности до 98% при 35°С и более низких
температурах конденсации влаги;
) прибор устойчив к воздействию вибрации частотой 5-35Гц с
амплитудой смещения 0.35мм.[7]
Термопреобразователь ТСПУ Метран-276.
Термопреобразователь ТСПУ Метран-276-Ех может применяться во
взрывоопасных зонах, в которых возможно образование взрывоопасных смесей газов,
паров, горючих жидкостей с воздухом категорий НА, ИВ и МС, групп Т1-Т6 по ГОСТ
12.1.011.
Предназначен для измерения температуры нейтральных и агрессивных сред, по
отношению к которым материал защитной арматуры является коррозионностойким.
Чувствительный элемент первичного преобразователя и встроенный в головку
датчика измерительный преобразователь преобразуют измеряемую температуру в
унифицированный выходной сигнал постоянного тока, что дает возможность
построения АСУТП без применения дополнительных нормирующих преобразователей.
Технические характеристики и параметры
Диапазоны унифицированных выходных сигналов, номинальная статическая
характеристика (НСХ) первичного преобразователя, диапазоны преобразуемых
температур, пределы допускаемой погрешности, зависимость выходного сигнала от
температуры указаны в табл. 2.1.
Таблица 2.1 Технические характеристики
Тип и исполнение
термопреобразователя
|
НСХ
|
Выходной сигнал, мА
|
Диапазон преобразуемых
температур, °С
|
Предел допускаемой основной
приведенной погрешности, ±г,%
|
Зависимость выходного
сигнала от температуры
|
ТСПУ Метран-276
|
100П
|
0-5; 4-20
|
-50. ..50, 0...100,
0...200, 0...300, 0...400, 0...500
|
0,25; 0,5
|
линейная
|
ТСПУ Метран-276-Exia
|
|
4-20
|
|
|
|
ТСПУ Метран-276-Exd
|
|
|
|
|
|
Материал головки:
1) стеклонаполненный полиамид ПА 66 - для обыкновенного исполнения;
2) сплав АК12 - для взрывозащищенного исполнения.
Степень защиты термопреобразователя от воздействия пыли и воды IP65 по ГОСТ 14254.
Маркировка взрывозащиты:
1) ExiallCTS, ExiallCT6 с видом взрывозащиты
"искробезопасная электрическая цепь" - "ia";
2) 1ExdllCT5, 1ExdllCT6 с видом взрывозащиты
"взрывонепроницаемая оболочка d".
Напряжение питания:
1) от 18 до 42 В постоянного тока - для термопреобразователей с
выход-ным сигналом 4-20 мА;
2) 36 В постоянного тока - для термопреобразователей с выходным
сигна-лом 0-5 мА .
Допускаемое отклонение напряжения питания - не более ±2%.
Потребляемая мощность:
1) не более 0,9 Вт - для термопреобразователей обыкновенного исполнения;
2) не более 0,5 Вт - для термопреобразователей взрывозащищенного
исполнения. [2]
Сигнализатор загазованности СТМ-30.
Сигнализатор загазованности СТМ-30 предназначен для непрерывно контроля
взрывоопасных концентраций в воздухе помещения и открытых пространств горючих
газов, паров и их смесей. Сигнализатор СТМ-30 является автоматическим
стационарным прибором, состоящим из блока сигнализации, блока питания и
выносных датчиков.
Принцип действия сигнализатора - термохимический, основанный на изменении
теплового эффекта от окисления горючих газов и паров на каталитически активном
элементе датчика.
Сигнализаторы СТМ-30 имеют:
1) сигнализацию красного цвета о достижении концентрации срабатывания
аварийной сигнализации;
2) сигнализацию красного цвета о достижении концентрации срабатывания
предупредительной сигнализации;
3) сигнализацию желтого света о наиболее вероятной неисправности
сигнализатора;
) контакты для коммутации внешних цепей сигнализации;
) индикацию концентрации.
Технические характеристики:
1) выходной унифицированный сигнал 0-1 В;
2) ток через коммутирующие контакты до 2,5 мА;
) потребляемая мощность 15 Вт;
) питание от сети однофазного тока 220 В и частотой 50 Гц;
) переход на резервное питание - автоматическое, в течении 1
минуты
Датчики давления Метран-100 (в дальнейшем датчики) предназначены для
работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления
технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование
измеряемых величин - давления избыточного, абсолютного, разрежения,
давления-разрежения, разности давлений, гидростатического давления нейтральных
и агрессивных сред в унифицированный токовый выходной сигнал дистанционной
передачи, цифровой сигнал на базе HART - протокола и цифровой сигнал на базе интерфейса RS-485.
Датчики Метран-100 предназначены для преобразования давления рабочих
сред: жидкости, пара, газа (в т.ч. газообразного кислорода и
кислородосодержащих газовых смесей) в унифицированный токовый выходной сигнал,
цифровой сигнал на базе HART -
протокола и цифровой сигнал на базе интерфейса RS-485.
Датчики разности давлений могут использоваться в устройствах,
предназначенных для преобразования значения уровня жидкости, расхода жидкости,
пара или газа в унифицированный токовый выходной сигнал, цифровой сигнал на
базе HART-протокола и цифровой сигнал на базе
интерфейса RS-485.
Датчики предназначены для работы во взрывобезопасных и взрывоопасных
условиях. Взрывозащищенные датчики с видом взрывозащиты «взрывонепроницаемая
оболочка» имеют обозначение Метран-100-Вн, взрывозащищенные с видом
взрывозащиты «искробезопасная электрическая цепь» имеют обозначение
Метран-100-Ех.
Датчики Метран-100-Вн, Метран-100-Ех предназначены для установки и работы
во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок согласно главе 7.3 ПУЭ, и
другим нормативным документам, регламентирующим применение электрооборудования
во взрывоопасных условиях.
Датчики Метран-100-Вн имеют вид взрывозащиты «взрывонепроницаемая
оболочка» и «специальный» с уровнем взрывозащиты «взрывобезопасный» с
маркировкой по взрывозащите «1ЕхdsIIBT4/H2X», соответствуют требованиям ГОСТ Р 51330.0, ГОСТ Р 51330.1,
ГОСТ 22782.3 и предназначены для применения во взрывоопасных зонах всех
классов, в которых могут образовываться взрывоопасные смеси газов и паров с
воздухом категории ПА, ПВ групп Т1, Т2, ТЗ, Т4 и категории ПС группы Т1 по ГОСТ
Р 51330.0 [ 3 ].
Датчик разности давлений Метран-100-ДД, модель 1495, с материалами, контактирующими
с рабочей средой 36НХТЮ и 12Х18Н10Т, с микропроцессорным электронным
преобразователем без индикатора, климатического исполнения ТЗ, с пределом
допускаемой основной погрешности 0,1, с верхним пределом измерения 40 кПа, с
предельно допускаемым рабочим избыточным давлением 16 МПа, с выходным сигналом
4-20 мА и линейной характеристикой, с вентильной системой, подсоединяемой к
датчику сверху, с сальниковым вводом, с выносным индикаторным устройством [ 4
].
Датчик избыточного давления Метран-100-ДИ модель 1161, поставляется для
эксплуатации на объектах АС, с материалами, контактирующими с рабочей средой,
титановый сплав и 12Х18Н10Т, с микропроцессорным электронным преобразователем с
индикатором, климатического исполнения УХЛ 3.1, с пределом допускаемой основной
погрешности 0,15, с верхним пределом измерений 16 МПа, с выходным сигналом 4-20
мА и линейной характеристикой, с ниппелем с накидной гайкой М20х1,5, со
штепсельным разъемом 2РМ22Б4ШЗВ1, класс безопасности 2НУ [ 3 ].
3. Програмируемый логический контроллекр в систее автоматизации
.1 Обоснование выбора контроллера
SCADA
- система предназначена для выработки и реализации управляющих воздействий на
технологическое оборудование в соответствии с принятыми критериями управления и
обеспечения обслуживающего персонала станции оперативной и достоверной
информацией.
Одно из самых распространенных и давно используемых решений для
автоматизации различных технологических объектов - применение программируемых
логических контроллеров (PLC).
Изделия подобного класса выпускают несколько крупных компаний: Siemens, General Electric, Allen-Bradley
(Rockwell Automation), PLC Direct by Koyo и другие.
Контроллеры SLC500 могут иметь
фиксированную и модульную конструкцию. Модульный контроллер представляет собой
шасси, блок питания, модуль процессора и набор модулей ввода- вывода для
объекта, определяемый количеством входных и выходных сигналов. В состав
модульных программируемых контроллеров серии SLC входит 12 модификаций процессоров, более 80 типов
модулей ввода/ вывода, специальные модули, 4 типоразмера шасси для установки
модулей (4,7,10,13 мест). Каждый модуль центрального процессора может
поддерживать до 30 модулей ввода/вывода в системе и до 3 шасси.
Имеются 3 типа модулей ввода/вывода: входные, выходные и комбинированные,
с числом каналов 4, 8, 16, 32. Модули могут быть аналоговые и дискретные.
Аналоговые модули ввода работают с постоянными напряжениями ±10 В и токами ±20 мА, сопротивлениями и термопарами.
Модули дискретного ввода работают с переменными и постоянными напряжениями, в
т.ч. ТТЛ - уровня. Модули аналогового вывода имеют выходы постоянного тока ±10 В и ±20 мА. Модули дискретного вывода содержат в своем
составе полупроводниковые выходы постоянного и переменного тока, а также
релейные выходы. Набор специальных модулей включает в себя модули
программирования на BASIC,
коммуникационные модули и т.д.
Модульные контроллеры SLC 500 предлагают дополнительную гибкость
конфигурирования системы, более мощные процессоры и большую емкость
ввода/вывода. Опции процессоров включают:
) SLC 5/01 - процессоры с емкостью памяти от 1К до 4К с
фиксированным набором инструкций, максимальное количество локальных В/В 256
точек (каталожные номера 1747-L511 или 1747-L514);
) SLC 5/02 - процессор с емкостью памяти 4К с расширенным набором
инструкций, максимальное количество локальных В/В 480 точек (каталожный номер
1747-L524);
) SLC 5/03 - процессор с емкостью памяти 12К слов и
дополнительными 4К для данных с гибкими коммуникационными возможностями и
производительностью в 5-10 раз больше, чем у SLC 5/02, содержит полный набор
инструкций, максимальное количество локальных В/В 960 точек. Обеспечивается
возможность коммуникаций через RS-232 или DH-485 (каталожный номер 1747-L532С);
) SLC 5/04 - процессор с емкостью памяти 20К слов и дополнительными
4К для данных с быстродействием превышающим SLC 5/03, содержит полный набор
инструкций, максимальное количество локальных В/В 960 точек. Возможность
подключения к сети DH+ (каталожный номер 1747-L543) [13].
Процессоры SLC500 имеют
мощную систему команд, насчитывающую 99 инструкций:
) инструкции релейной логики (битовые);
) инструкции таймеров и счетчиков;
) инструкции обработки данных;
) инструкции сравнения;
) инструкции передачи управления;
) инструкции обработки прерываний;
) логические и математические функции;
) ПИД-инструкция;
) инструкции передачи данных по сети;
) ASCII - функции.
Возможны различные способы адресации: прямая, косвенная, индексная,
косвенно-индексная. Размер памяти процессоров для хранения программ и данных
варьируется от 1 К до 12 К и может быть расширен до 64 К. Программирование
возможно как с использованием ручных программаторов, так и с помощью ПК с
программным обеспечением APS
или RSLogix500.
Контроллеры SLC 500 обладают
хорошими коммуникационными возможностями, в зависимости от типа контроллера они
поддерживают сети RS232DF1, DH-485, DH+, Ethernet. Кроме того, использую специальные
модули, контроллеры могут включаться в сети Remote I/O и Device Net.
Наработка на отказ контроллеров серии SLC составляет до 400 000 часов. Рабочая температура
контроллеров: от 0 до +60 °С, влажность: 5…95% (без конденсата). В данном диапазоне температур
принудительного охлаждения не требуется.
Иерархически система управления разделяется на два уровня. Согласно
проведенному анализу первый уровень управления реализован на базе
технологического микропроцессорного управляющего контроллера модели SLC 5/04 фирмы Allen-Bradley, который
отвечает требованиям по быстродействию и имеет полный набор команд (в том числе
и ПИД-инструкции).[ 8 ]
Предлагаемый программируемый логический контроллер модели SLC 5/04 обеспечивает выполнение
следующих функций:
1) постоянный контроль и отображение технологических параметров;
2) автоматическое и дистанционное управление насосными агрегатами и
электроприводными задвижками;
) осуществляет ПИД регулирование для поддержания оптимального
режима технологического процесса;
) осуществляет функции противоаварийной защиты и сигнализации.
Программирование контроллера выполнено на языке лестничной логики Ladder Logic. [ 9 ]
Второй уровень управления, реализованный на базе рабочей станции (ПЭВМ),
выполняет следующие основные функции:
1) обеспечение непрерывного круглосуточного обмена информацией с
контроллером по проводной связи;
2) выполнение обработки полученной информации, формирование
предыстории и текущих событий;
) формирование массивов информации по заданным параметрам для
последующей визуализации в виде графиков (трендов);
) отображение полученной информации в форме таблиц или на
мнемосхемах;
) формирование и печать отчетно-учетных документов.
.2 Выбор проектной конфигурации контроллера
Программируемый логический контроллер (PLC) - это полупроводниковое устройство, разработанное
для выполнения логических функций ранее реализуемых такими компонентами как
реле, счетчики, галетные переключатели и т. д.
Для реализации данного проекта
выберем модульный контроллер серии SLC-500 с процессором SLC 5/04 (1747-L542B.
Характеристики процессорного блока:
) память программ - 12K Words;
) дополнительная память данных до - 4K Words;
) максимальное количество локальных точек В/В - 960 дискретных;
) максимальное количество удаленных точек В/В - 4096 входных и 4096
выходных;
) стандартное ОЗУ - литьевая батарея - 2 года;
) дополнительное резервное ОЗУ - FLASH;
) типовое время сканирования 0.9 мс/К;
) время выполнения битовой инструкции (XIC) 0.44 мкс;
) потребляемая мощность - 500 мА для 5 В, 175 мА для 24 В.
Процессоры серии SLC-500
работают с модулями серии 1746.
- это платформа модульного оборудования В/В, разработанная для оснащения системы
управления модулями ввода/вывода с минимальными требованиями к занимаемому
пространству и стоимости. Модули предлагаются в различных модификациях как по
количеству сигналов - 4,8, 16,32 точек, так и по качеству постоянного тока,
переменного тока, ТТЛ.
Таблица 3.3 - Преимущества дискретных модулей
Особенности
|
Преимущества
|
Модули высокой плотности на
32 канала и комбинированные.
|
Снижает требования к
размерам шасси и монтажному пространству.
|
Монтируемые кроссовые
панели для 16 канальных модулей.
|
Обеспечивает легкую обвязку
модулей и их замену.
|
Промышленная разработка.
|
Обеспечивает фильтрацию
входного сигнала и оптическую изоляцию для повышения надежности в
промышленных приложениях.
|
Таблица 3.4 - Преимущества аналоговых модулей В/В
Особенность
|
Преимущества
|
Высокая точность
|
16-битные входные и
14-битные выходные преобразователи обеспечивают возможность высокочастотного
управления
|
Питание от шасси расширения
|
Не требуется внешнего
источника питания, снижает стоимость системы
|
Особенность
|
Преимущества
|
Конфигурируемые
пользователем выходы
|
Возможность
конфигурирования каждого канала отдельно
|
Фильтры входных каналов
|
Устраняет влияние
высокочастотных помех, сопровождающих аналоговый сигнал
|
Образ памяти модуля
отображается прямо в поле памяти SLC
|
Сохраняет объем памяти и
повышает быстродействие
|
Количество сигналов с учетом сигналов от исполнительных механизмов
следующее: 41 аналоговых входов; 60 дискретных выходов; 88 дискретных входов.
Для обработки сигналов, а так же для управления исполнительными механизмами
выберем следующие модули: 3 аналоговых входных модуля на шестнадцать каналов
(1746-NI16); 2 дискретных выходных модуля на
32 контакта (1746-OB32); 2
дискретный входной модуль на 32 контакта (1746-IB32), 1 дискретный входной модуль на 16 контактов (1746- IB16), 1 дискретный входной модуль на 8
контактов (1746- IB8) [10, 11, 13]
Источник питания.
Суммарная потребляемая мощность контроллера
.345 А при 24 В 1.946 А при 5 В
Необходимым условием при выборе источника питания является то, что его
мощность должна быть больше мощности, потребляемой всеми модулями и
процессором.
Выбранный источник питания - 1746 - Р2.
Характеристики блока питания:
1) напряжение - 85-132/170-265 VАС, 47-63Гц.;
2) потребляемая мощность - 180 В×А;
3) допустимая нагрузка - 5А для 5В, 0.96А для 24В.;
) диапазон напряжения дополнительного источника питания - 18-30 В DC;
) выходной ток для 24 В DC - 200мА.;
6) Rack - 1746-A11 (шасси на 11 слотов).
3.3 Описание алгоритма работы контроллера
В начале первого цикла программы производится инициализация модулей
ввода/вывода. Затем происходит переход в подпрограмму опроса датчиков. После
чего контроллер опрашивает, нажата ли кнопка пуска или остановки и если нажата,
производится запуск или остановка установки, с помощью соответствующих
подпрограмм. Если ни одна из этих кнопок не нажата, то вызывается подпрограмма
управления, причем она вызывается не чаще чем один раз в секунду. Затем
подпрограмма управления исполнительными механизмами приводит в движение клапаны
и заслонки, если это необходимо. Последующие циклы основной программы проходят
по тому же алгоритму, за исключением инициализации модулей.
В рамках данной работы разработаны подпрограммы инициализации системы,
опроса аналоговых датчиков, опроса дискретных датчиков; пуск, остановка; а
также устранение аварийных ситуаций. Блок-схемы алгоритма работы подпрограммы
приведены в приложении В.
В подпрограмме опроса датчиков циклически опрашиваются аналоговые входы.
В начале идет считывание показаний датчика. Затем определяется достоверность
показаний, и если показания достоверны, то они переводятся в технические
единицы и записываются в память в противном случае выставляется соответствующий
бит ошибки. После того как контроллер опросит все датчики, произойдет переход в
основную программу.
В случае совершении какой-либо аварии, вызывается подпрограмма остановки.
В начале подпрограммы определяется, работает ли установка, и если она уже
остановлена, то происходит выход из подпрограммы, не внося за собой ни каких
изменений. Если же остановка в работе, то контроллер поочередно перекрывает
соответствующие клапана, выключает двигателя. Если останов прошел благополучно,
контроллер сбрасывает бит установка в работе, в противном случае выставляет бит
аварии.
Подпрограмма управления клапанами и заслонками работает по следующему
алгоритму. В начале определяется клапан в работе или нет. Если в работе, то
контроллер проверяет, клапан отработал задание или нет, если отработал, то
отключается механизм клапана, если нет то, выход из подпрограммы. Если клапан
не в работе, то если ПИД-инструкция сработала подаются сигнал на открытие или
закрытие, если нет то, контроллер выходит из подпрограммы [ 9 ].
.4 Операторский интерфейс
В данной работе, в качестве программного пакета операторского интерфейса
для представления оператору данных о состоянии технологического процесса в виде
мнемосхем, численных значений, диаграмм, временных графиков и аварийных
сигнализации выбрана система RSView32
v6.3.
Система RSView32 v6.3
отвечает требованиям общепромышленных MMI.
RSView32
является контроллер-ориентированной системой. Она хоть и содержит встроенный
язык программирования, в ней отсутствует встроенный алгоритм управления. Она
пользуется алгоритмами, которые имеются в контроллере, пользуется данными
контроллера и заносит туда данные.
Разработанный операционный интерфейс выполняет следующие функции:
) круглосуточный обмен информации с
контроллером;
) вывод на экран мнемосхем общего вида
и отдельных участков с индикацией на них значений технологических параметров;
) вывод экранов аварийной сигнализации;
4) дистанционное управление оборудования;
) отображение трендов случайного времени и предысторий событий;
) формирование и печать отчетно-учетных документов.
RSView32 v6.3. состоит из
двух пакетов:
) RSView32 Works (программное обеспечение
разработчика системы управления);
2) RSView32 RunTime (программный модуль монитора реального времени).
RSView32 RunTime обеспечивает функционирование системы управления,
созданной в RSView 32Works в многозадачной системе Windows NT, 2000, XP.
Для создания системы управления необходим дополнительный пакет RSLinx,
который обеспечивает связь с контроллерами, а так же с другими приложениями
среды Windows.
Интерфейс позволяет оператору в режиме реального времени контролировать
протекание процесса и управлять, при необходимости, технологическим
оборудованием [12].
Разработанный интерфейс оператора имеет разноуровневую иерархическую
структуру экранов, доставляющих до пользователя информацию о состоянии
технологического процесса.
На главном экране «Схема ВКС» схематично изображен весь комплекс
технологических узлов и аппаратов цеха, показаны связи между ними с
направлениями технологических потоков. Установив курсор на интересующий
пользователя объект и нажав левую кнопку мыши, можно перейти к экрану с подробным
изображением данного узла или аппарата. Помимо основных аппаратов и агрегатов
на мнемосхемах имеются изображения аварийных событий на схеме «Аварии» и
показаны значения параметров технологического процесса на данный момент и за
период времени.
Для информирования оператора о состоянии технологического процесса на
всех мнемосхемах отображены физические значения технологических параметров.
Значения параметров выводятся в специальных окнах, где помимо чисел также
изображены единицы измерения параметра.
На всех экранах НMI
имеются общие элементы: индикатор связи с контроллером (окрашивается в красный
цвет при нарушении связи), изображение текущих даты и времени и строка событий,
в которой отображается последнее самое серьезное событие. Цвет строки зависит
от уровня серьезности отображаемого события, так для событий наивысшего 1-го
уровня фон текста будет мигать красным цветом. При подтверждении оператором
информация о событии исчезает из строки сообщения.
Все операции, выполняемые на экранах при помощи мыши, дублируются
соответствующими клавишами на клавиатуре. Экраны непосредственно представлены в
приложении Е.
4. Расчёт системы автоматического регулирования
.1 Исходные данные для расчёта
В данном дипломном проекте предлагается рассчитать оптимальные параметры
настройки ПИ регулятора для системы регулирования давления входного
трубопровода сепаратора, при ступенчатом изменении положения регулирующего
органа.
Одним из распространенных методов идентификации является определение
передаточной функции объекта по его переходной характеристике, представляющей
реакцию системы на ступенчатое входное воздействие [16].
-
передаточная функция объекта,
где
Y(S) - изображение по Лапласу выходной переменной
объекта, X(S) - изображение по Лапласу входной переменной.
Для нахождения передаточной функции объекта используем графики (рис.3.1)
переходных характеристик, давления во входном трубопроводе сепаратора при
ступенчатом изменении положения регулирующего органа.
Передаточная функция объекта будет иметь следующий вид:
(4.1)
где:
Коб - коэффициент усиления объекта регулирования;
Тоб
- постоянная времени объекта;
tоб - время запаздывания объекта.
Рисунок 4.1 - Графики переходных характеристик.
Выше приведенные параметры являются динамическими параметрами объекта
регулирования и определяются графически по виду переходной характеристики
(рис.4.1).
Постоянная времени объекта Тоб представляет собой временной
отрезок от точки пересечения касательной, проведенной к переходной
характеристике с линией установившегося значения параметра. Из графика видно,
что Тоб = 4 с. , а tоб = 2 с.
Для статического объекта коэффициент усиления может быть непосредственно
найден из графика переходной функции:
(4.2)
где:
e -
относительное изменение выходной величины;
m - относительное изменение входной величины.
Эти параметры рассчитываются по следующим формулам:
(4.3)
.(4.4)
где:
Yуст -
установившееся значение уровня раздела фаз;
Yном - номинальное значение уровня раздела фаз;
Нmax - максимальное значение положения регулирующего органа;
Но
- номинальное значение положения регулирующего органа.
Следовательно:
Передаточная функция объекта с учетом запаздывания будет иметь следующий
вид:
(4.5)
По заданию необходимо рассчитать оптимальные параметры настройки ПИ
регулятора, такие, чтобы перерегулирование не превышало 25%.
4.2 Расчет настроек ПИ-регулятора
Для расчета настроек регулятора были заданы показатели качества. Прямой
показатель качества - перерегулирование составляет у=25%.
По заданному перерегулированию с помощью номограмм Солодовникова
определяем частотный показатель колебательности М=1.1. Далее строится запретная
зона, которая будет представлять собой окружность со следующими параметрами:
уравнение
окружности с центром и радиусом .
Рисунок
4.3. - График АФЧХ и запретной зоны
Положение
АФЧХ разомкнутой системы относительно запретной зоны зависит от выбранного
коэффициента усиления регулятора и постоянных времени. Критические значения
этих параметров будут определяться точкой касания [17].
Алгоритм
расчёта настроек регулятора при заданной передаточной функции объекта:
1. Выбор типа регулятора
2. Построение передаточной функции разомкнутой системы.
. По заданному М рассчитывается радиус и центр запретной зоны,
которая строится на комплексной плоскости.
. Выбирается интервал изменения постоянной интегрирования Ти
[Тх-0.5Тх; Тх+0.5Тх], где Тх -
это наибольшая постоянная времени объекта.
. Выбирается произвольное значение кр и Ти построить
АФЧХ разомкнутой системы.
. Если АФЧХ разомкнутой системы пересекла круг, то кр
нужно уменьшить до тех пор, пока АФЧХ не займёт положение касательной к
запретной зоне.
. Полученные значения кр и Ти записываются в
таблицу.
8. Из
таблицы выбирается та пара, которая соответствует условию .
. Далее
с помощью программируемой среды MatLab строится замкнутая система, и определяются прямые
показатели качества [17].
Так
как осуществляется в дискретной форме, то и остальная
часть произведения должна быть преобразована из непрерывной в дискретную форму.
Далее находится изображение элементов . Для
этого раскладывается на простые дроби и преобразовывается в
дискретную форму. Полученная дробь умножается на -
фиксатор 0-порядка и , т.к. в объекте присутствует звено с запаздыванием . , где Т -
это период дискретизации, он выбирается как наибольший общий делитель
постоянной времени объекта и времени запаздывания . Таким образом, период дискретизации выбирается
равным 2. В итоге получается передаточная функция приведённой непрерывной части:
Передаточная
функция разомкнутой системы:
Воспользовавшись
программой Mathcad, методом на основе частотного показателя
колебательности, определили группу значений кр и Ти, изменяя
значения Ти на интервале [Тmax-0.5Тmax; Тmax+0.5Тmax], т.е.. Разбивается интервал варьирования Ти на
10 равных частей и на каждом интервале строится АФЧХ передаточной функции
разомкнутой системы, таким образом, чтобы она касалась запретной зоны, но не
заходила в нее.
Запретная
зона: ; , центр
(-5.762; 0).
Меняя
z на eTiw и изменяя щ=[0.. р/T] строим в
одной системе координат запретную зону и АФЧХ разомкнутой системы:
Рисунок
4.4 - График запретной зоны и АФЧХ разомкнутой системы
Полученные
значения заносятся в таблицу:
Таблица
4.1 - Найденные значения кр и Ти для ПИ регулятора
Ти
|
0.5
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
кр
|
0.08
|
0.18
|
0.35
|
0.44
|
0.47
|
0.5
|
0.52
|
кр/Tи
|
0.16
|
0.18
|
0.175
|
0.147
|
0.117
|
0.1
|
0.087
|
Согласно таблице 4.1 наиболее оптимальными значениями являются кр=0,18
и Ти=1. Оптимальными значениями на интервале варьирования Ти
считается наибольшее значение выражения кр/Ти.
Передаточная
функция ПИ регулятора примет вид:
.
Рисунок 4.5 - График переходной характеристики системы автоматического
регулирования.
.3 Определение показателей качества
Перерегулирование - это максимальное отклонения регулируемой величины от
установившегося значения, выраженное в процентах. hуст=1; hmax=1.12;
% =12 %.
Время
регулирования - минимальное время по истечению, которого регулируемая величина
будет оставаться близкой к установившемуся значению с погрешностью ±5%.
tр=26 секунд.
В соответствии с заданием были найдены оптимальные настройки ПИ
регулятора кр=0.18, Ти=1. Полученные показатели качества
удовлетворяют заданному условию. Перерегулирование не превышает 25% и составляет
12 %, время регулирования составляет 26 сек.
.4 Расчет исполнительных устройств
При автоматизации объектов нефтяной и газовой отрасли в качестве
исполнительных устройств обычно используют исполнительные механизмы с
электрическим приводом. При их расчете определяют типоразмер и условный проход
- внутренний диаметр присоединительного патрубка. Затем производится проверка
на влияние вязкости протекающей жидкости.
Рассчитанное исполнительное устройство будет установлено на выходе газа
из газосепаратора ГС1для регулирования давления газа. Данные для расчета
представлены в таблице 4.2.
Таблица 4.2 - Исходные данные
Наименование параметра
|
Значение
|
Максимальный расход среды,
м3/ч
|
15876
|
Плотность газа при 20 оС,
кг/м3
|
0,852
|
Коэффициент запаса
|
1,2
|
Потери давления в
исполнительном устройстве при максимальном открытии клапана, Па
|
6·105
|
Коэффициент кинематической
вязкости, м2/с
|
1,33·10-6
|
Расчет клапанов выполняется в следующем порядке.
) Определим максимальную расчетную пропускную способность Кхmax по уравнению:
. (4.6)
где
Fmax - максимальный расход среды, м3/с;
с
- плотность газа, кг/м3;
з
- коэффициент запаса;
ДРmin - потери давления в исполнительном устройстве, Па.
Подставляя
исходные данные в формулу 4.6, получим:
.
)
Предварительно выбираем клапанное двухседельное исполнительное устройство с
условным проходом Dy = 100 мм и Кхy = 250 м3/ч.
)
Выбранное исполнительное устройство проверяем на влияние вязкости протекающей
через него нефти. Для этого рассчитаем критерий Рейнольдса:
. (4.7)
где
Fmax - максимальный расход среды, м3/ч;
х
- коэффициент кинематической вязкости, м2/с;
Dy -
условный проход регулирующего органа, мм.
Подставляя
исходные данные в формулу 4.7, получим:
.
По
графику определяем коэффициент ш, учитывающий влияние кинематической вязкости
газа. Так как рассчитанное значение Re > 2000, то коэффициент ш =
1.
)
Определяем значение пропускной способности Kхв с учетом влияния вязкости газа, используя формулу:
. (4.8)
Подставляя
исходные данные в формулу 4.8, получим:
.
Так
как рассчитанное значение Kхв меньше
предварительно выбранного значения Kхy,
то оставим выбранное исполнительное устройство, для которого Dy = 100 мм и Кхy = 250 м3/ч.
Т.к.
найденное значение Kхв<Kхy, то выбранное исполнительное устройство:
двухседельный клапан с Dy=50 мм и Kхy=63 м3/час
считается подходящим для данных параметров технологического процесса.
5.
Безопасность и экологичность проекта
Введение
Проблема защиты окружающей среды - одна из самых важнейших задач
современности. Выбросы промышленных предприятий, энергетических систем и
транспорта в атмосферу, водоемы и недра на современном этапе развития достигли
таких размеров, что в ряде районов земного шара, особенно в крупных
промышленных центрах, уровни загрязнения существенно превышают допустимые
санитарные нормы.
Рабочую среду КС составляет нефтяной попутный газ, пластовая вода.
Предельно допустимая концентрация (ПДК) углеводородов в воздухе рабочей зоны
составляет 300 мг/м3. В состав нефтяного попутного газа входят
углеводороды парафинового ряда, образующие с воздухом взрывоопасные смеси.
.1 Безопасность проекта
Так как в состав нефтяного газа входят углеводороды, то при
взаимодействии с воздухом может образоваться взрывоопасная смесь.
Нижний предел взрываемости (4,5%) является основной характеристикой
производства по пожароопасности и взрывоопасности, что свидетельствует о
возможности быстрого образования взрывоопасных концентраций в случае наличия
неплотности в аппаратуре и трубопроводах.
Удельный вес отдельных углеводородов превышает удельный вес воздуха, что
создает дополнительную опасность скопления газа в пониженных местах.
В связи с изложенным, вакуумная компрессорная станция и установка осушки
по пожарной опасности относится к категории (А) по СНИП П-90-81.
Технологический процесс протекает при высоких температурах и давлении, что
повышает пожароопасность и взрывоопасность производства.
Безопасность технологического процесса ВКС обусловлена правильным выбором
технологической схемы, ее аппаратурного оформления, соблюдением технологических
параметров, своевременным выполнением профилактического обслуживания и
профилактических ремонтов.
С целью исключения ситуаций и условий пожара, взрыва или отравления
необходимо соблюдать следующие основные правила безопасности ведения процесса:
2) не допускать нарушения параметров технологического режима ВКС;
) следить за исправностью контрольно-измерительных приборов;
) систематически проверять состояние и исправность
предохранительных клапанов;
) следить за показаниями и исправностью сигнализаторов
довзрывоопасных концентраций на наружной площадке и в помещениях блок-боксов;
) следить за исправностью систем сигнализации и блокировок;
) систематически проводить осмотр аппаратов и трубопроводов ВКС и
своевременно производить необходимый ремонт;
) не допускать производство, каких либо ремонтных работ на
аппаратах и трубопроводах, находящихся под давлением;
) систематически проверять состояние и исправность средств
пожаротушения и средств защиты от статического электричества;
) электрооборудование, установленное на ВКС должно отвечать
требованиям ГОСТа по взрывозащите.
Датчики сигнализаторов довзрывоопасных концентраций (ДВК) установлены в
блок боксах компрессора, турбопривода, насосов конденсата, подготовки топливного
газа, блок сепарации, блок арматуры подогревателей, блок арматуры факельной
системы, блок арматуры агрегата и обеспечивают подачу предупреждающего
светового и звукового сигнала на щит оператора с дублированием сигналов по
месту при 40% НКПВ. Кроме этого работа сигнализаторов, установленных в
блок-боксах, взаимодействует с работой вентиляционных систем.
В целях быстрого обнаружения пожара помещения и установки оборудованы
автоматической пожарной сигнализацией, с выводом сигнала о пожаре на
приемно-контрольный прибор установленный в помещении с круглосуточным
пребыванием людей.
Здания и помещения обеспечены первичными средствами тушения пожара в
соответствии требований правил пожарной безопасности ППБ-01-93 и ППБО-85. Для
размещения на территории противопожарного инвентаря установлены пожарные щиты.
Коммуникации трубопроводов прокладываются на эстакадах, имеют постоянный
доступ к осмотру и ремонту, закрытая сеть производственно-ливневой канализации,
смотровые колодцы должны быть постоянно закрыты крышками и засыпаны песком
слоем 10 см, на линиях канализации устанавливаются гидрозатворы.
Территория очистных сооружений оборудована противопожарным кольцом с
пожарными гидрантами, находящимися вдоль проезжей части.
Мероприятия по обеспечению противопожарной защиты:
1) Территория производственных объектов ВКС, а также производственные
помещения и оборудование должны постоянно содержаться в чистоте и порядке.
2) Не допускается замазученность производственной территории,
помещений и оборудования, загрязнение легковоспламеняющимися и горючими
жидкостями (ЛВЖ, ГЖ), мусором и отходами производства.
) Курение на ВКС допускается только в специально отведенных (по
согласованию с пожарной частью) местах, оборудованных урнами для окурков и
емкостями с водой. В этих местах должны быть вывешены надписи "Место для
курения"
) Запрещается разведение костров, выжигание травы, нефти на
территории ВКС.
) Въезд на территорию ВКС (взрывопожароопасного объекта)
допускается только по специальному пропуску. Автотранспорт, тракторы и другие
агрегаты должны быть оборудованы искрогасителями, а также средствами
пожаротушения.
) Запрещается выполнять производственные операции на оборудовании
с неисправностями, а также при отключении КИП, по которым определяются заданные
режимы температуры, давления, концентрации горючих газов и паров и др.
технологические параметры, что может привести к возгоранию и распространению
пожара.
) За герметичностью оборудования необходим строгий контроль.
) Отогревать замерзшую аппаратуру, арматуру, трубопроводы, задвижки
разрешается только паром или горячей водой.
9) Промасленную, либо пропитанную ГЖ (горючей жидкостью) ветошь
(обтирочный материал), следует складывать в специальные металлические ящики с
плотно закрывающимися крышками, которые по окончании рабочего дня должны
вычищаться, а содержимое выноситься в отведенное для вывоза мусора место.
10) Проходы, выходы, коридоры, тамбуры, стационарные лестницы,
чердачные помещения должны постоянно содержаться в исправном состоянии, не
загромождаться.
) Все двери эвакуационных выходов должны свободно открываться в
направлении выхода из здания.
) Спец. одежду рабочих необходимо своевременно стирать и
ремонтировать. Сушить спец. одежду необходимо в специально отведенных для этих
целей местах (сушилках).
) Производство огненных и газоопасных работ необходимо проводить
согласно соответствующих инструкций и при наличии документов на проведение
особо опасных работ на взрывопожароопасных объектах.
) Все производственные помещения, установки, площадки с
оборудованием должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения в
соответствии с действующими нормами.
Каждый работающий в цехе должен знать:
1) инструкции по безопасному ведению технологического режима процесса
подготовки нефти выполнять правила пожарной безопасности в цехе и на своем
объекте;
2) расположение средств пожаротушения и правила пользования ими;
) расположение ближайшего телефона, пожарного извещателя и номера
вызова пожарной команды;
) свои обязанности согласно ПЛВА в цехе и, в случае возникновения
пожара, быть готовым выполнить их.
Таблица 5.1- Классификация производственных помещений и
установок по пожароопасности и взрывоопасности
Наименование помещений или
территории
|
Категория п-ва по пожарной
опасности по СНиП П-90-81
|
Класс взрывоопасных
помещений наружных установок по ПУЭ
|
1
|
Машинный зал ВКС
|
А
|
В-1а
|
3
|
Площадка приема сепараторов
|
А
|
В-1г
|
4
|
Площадка емкостей
|
А
|
В-1г
|
6
|
Ремонтно-механическая
мастерская
|
Д
|
В пределах взрывоопасной
зоны
|
8
|
Операторная
|
Г
|
П-1
|
9
|
Компрессорная воздуха КИП
|
Г
|
П-1
|
Производственные шум и вибрация
Уровни шума на рабочих местах производственных и вспомогательных
помещений и на территории производственных объектов должны соответствовать
значениям, указанным в ГОСТ 12.1.003-83.
Зоны, где уровень шума выше 85 дБ (в насосных), должны быть обозначены
знаками безопасности (ГОСТ 12.4.026-76).
Уровни вибрации на органах управления механизмами и рукоятками ручных
машин должны соответствовать значениям, указанным в ГОСТ 12.1.012-78.
Уровни вибрации фундаментов машин и механизмов не должны превышать значений,
указанных в ГОСТ 12.1.012-78.
Во время эксплуатации шумоопасных и виброопасных машин и оборудования
персонал должен следить за состоянием устройств по снижению уровней шума и
вибрации и принимать своевременные меры по устранению замеченных нарушений в их
работе.
При креплении площадок для обслуживания машин к их вибрирующим частям
следует применять виброизоляторы.
При постоянном пребывании обслуживающего персонала в помещениях насосных
станций, где уровень шума превышает санитарные нормы, следует устанавливать
изолирующие кабины для наблюдения.
Вибрация трубопроводов насосами не допускаются.
Работники промышленно-санитарных лабораторий должны периодически, не реже
одного раза в год, измерять параметры шума и вибрации на рабочих местах.
Параметры шума и вибрации на рабочих местах необходимо измерять в
соответствии с утвержденными методиками, стандартами, инструкциями по
эксплуатации приборов. Результаты измерений шума и вибрации следует вносить в
санитарно-технический паспорт предприятия.
Аппаратура, применяемая для измерения параметров шума и вибрации, должна
иметь свидетельство о госповерке, выдаваемое органами Госстандарта РФ.
Аппаратура, применяемая для измерения шума и вибрации во взрывоопасных
помещениях, должна быть взрывобезопасной. В случае отсутствия такой аппаратуры
шумомер и виброметр необходимо размещать вне взрывоопасной зоны.
На постоянных рабочих местах оценку постоянных шумов следует проводить по
уровням звука (дБ) и октавным уровням звукового давления (дБ).
На постоянных рабочих местах оценку шумов, непостоянных по характеру
действия на персонал, должны оценивать по эквивалентному уровню звука (дБ).
В случае если шум по характеру постоянный на непостоянном рабочем месте и
разница уровня звука в различных местах рабочей зоны (зоне обслуживания)
составляет более 5 дБ, шум следует оценивать по эквивалентному уровню звука.
Уровень вибрации следует измерять непосредственно на рабочих местах или в
наиболее характерных точках рабочей зоны при номинальных режимах работ,
установленных в зоне машин или технологического оборудования.
С учетом результатов санитарно-технической паспортизации предприятием
необходимо принимать меры по снижению параметров шума и вибраций до пределов,
допустимых санитарными нормами.
Отопление и вентиляция.
Система отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха помещений
(насосных, операторных, лабораторий, складов) должна удовлетворять требованиям
СН 245-71 и СН 433-79.
Все общественно-бытовые помещения должны быть оборудованы естественной
или механической вентиляцией.
Вентиляционные установки следует осматривать и испытывать не реже двух
раз в год (летом и зимой) в соответствии с графиком. Результаты осмотра и
испытания должны быть занесены в паспорт.
Санитарно-гигиеническую эффективность вентиляции необходимо проверять не
реже одного раза в год.
Все вновь вводимые в действие вентиляционные установки должны быть
испытаны, отрегулированы и сданы в исправном и подготовленном состоянии с
соответствующей документацией.
Системы общеобменной, приточной и вытяжной вентиляции помещений насосных
должны обеспечивать необходимый воздухообмен в зависимости от количества
выделяющихся вредных веществ и избыточного тепла.
Местные вентиляционные установки должны быть включены на период работы
технологического оборудования.
В помещениях насосных должны быть установлены автоматические
газоанализаторы, снабженные устройством для увеличения
воздухопроизводительности приточно-вытяжных общеобменных систем, при превышении
концентраций вредных веществ в воздухе выше ПДК.
Защита от проявления статического электричества.
Для защиты от накопления и проявления зарядов статического электричества
все оборудование и трубопроводы заземлены. Сопротивление заземляющего
устройства. предназначенного для стока электростатических зарядов, не превышает
100 Ом.
Сопротивление заземлителей на каждое присоединение должно быть не более:
Ом- все блочные сооружения, котельная,
Ом- прожекторные мачты, подземные емкости,
Ом - блок компрессора, КПП, электротехнический блок, операторная
В соответствии с РД 39-22-113-78 для защиты от опасных проявлений зарядов
статического электричества все металлическое и электропроводное неметаллическое
оборудование, трубопроводы представляют собой на всем протяжении непрерывную
электрическую цепь, которая присоединяется к контуру заземления не менее чем в
двух точках.
Для защиты от электромагнитной индукции между трубопроводами, в местах их
взаимного сближения на расстояние менее 10 см. через каждые 25-30 м.
привариваются металлические перемычки вдоль всей трассы эстакады, и через
каждые 250-300 м присоединяются к заземлителям с сопротивлением не более 50 Ом.
Скорость движения электризующихся жидкостей по трубопроводам и истечения
их в аппараты, если имеется возможность образования взрывоопасных концентраций
газо-воздушных смесей, должна ограничиваться до такой величины, чтобы заряд,
вносимый в емкость с потоком жидкости, не мог вызваться ее поверхностью
искрового заряда с энергией, достаточной для воспламенения окружающей среды.
Запрещается проведение работ внутри аппаратов, где возможно образование
взрывоопасных смесей, в спецодежде из электризующихся материалов.
Не допускается во взрывоопасной среде истечение газов через неплотности
аппаратов и трубопроводов, находящихся под высоким давлением, т.к. это вызывает
сильную электризацию.
Безопасный метод удаления продуктов из технологических систем и отдельных
видов оборудования.
Освобождение аппаратов и трубопроводов от продуктов производится при
плановой остановке ВКС на ремонт, а так же в случае аварийной остановки.
Остановку АКС производить в соответствии с настоящим регламентом.
Маслобаки маслосистемы освобождаются в емкость отработанного масла ЕМ-1,
с последующим вывозом в автоцистернах на нефтебазу или другим потребителям.
Аппараты и трубопроводы углеводородного конденсата герметичны и исключают
его попадание в системы бытовой, промышленной и ливневой канализации, а также в
открытые водоемы и почву.
Основные мероприятия по обеспечению безопасности и защите работающих.
Все рабочие, ИТР, поступающие на станцию, могут быть допущены к самостоятельной
работе только после прохождения ими инструктажа по ТБ, пожарной безопасности,
газобезопасности, стажировке на рабочем месте и проверке полученных ими знаний.
Обслуживающий персонал должен быть обучен и аттестован на соответствующую
квалификацию.
Необходимо:
1) строгое соблюдение норм технологического режима.
2) осуществление систематического контроля выполнения должностных
инструкций, при соблюдении правил безопасности.
) своевременное выполнение мероприятий по подготовке ВКС к
эксплуатации в осенне-зимний период и подготовки к весеннему паводку.
) соблюдение мер пожарной безопасности при проведении
пожароопасных и взрывоопасных работ.
Все работающие должны быть обеспечены соответствующей спецодеждой,
спецобувью и предохранительными приспособлениями, которые должны выдаваться по
установленным нормам.
Спецодежда и спецобувь должны соответствовать размеру и росту
работающего. Спецодежда не должна стеснять движения работника во время работы.
При работе в колодцах, в масляных резервуарах и других местах, где
возможно скопление отравляющих паров, рабочие должны пользоваться изолирующими
или штанговыми противогазами марки ПШ-1 и ПШ-2 (с принудительной подачей
воздуха).
.2 Экологичность проекта
Большую опасность для окружающей среды представляет собой нефть, масла,
промысловые, сточные высокоминерализированные пластовые воды.
Пластовые и сточные воды, содержащие различные вещества (газ, нефть, соли
и т.д.) крайне плохо воздействуют на живые организмы и растительный мир.
Попадая в почву - биологически активную среду, загрязнение приводит к
значительным изменениям ее физико-химических свойств. Разрушение слабых
почвенных культур сопровождается снижением водопроницаемости почв. За счет
загрязнения нефтью в почве резко возрастает соотношение между углеродом и азотом,
что нарушает нормальное питание растений. Кроме того, нефтепродукты,
содержащиеся в пластовой и промышленно-сточной воде, впитываются в грунт,
сильно загрязняя подземные воды, в результате чего плодородный слой почвы не
восстанавливается в течение длительного времени (20 лет). Объясняется это
вытеснением из грунта кислорода, необходимого для жизнедеятельности растений и
микроорганизмов.
При строительстве запроектированного объекта воздействие на поверхностные
воды будет происходить при:
1) устройстве подводных переходов трубопроводами;
) строительстве автодорог и мостов;
1) использовании поверхностных вод на производственные нужды.
Газообразные выбросы с аппаратов и трубопроводов при их освобождении, и
предохранительных клапанов, собираются в закрытую систему и выводятся на факел.
Одним из источников загрязнения природы на маслосистеме являются
производственные отходы.
На маслосистеме возможны залповые выбросы при опорожнении оборудования во
время его остановки, а также другие залповые выбросы.
При порыве трубопровода загрязнение атмосферы углеводородами возможно до
33.4 ПДК в радиусе 51.4 м от места порыва.
Основные мероприятия экологичности окружающей среды включают в себя:
1) полную герметизацию технологического оборудования;
2) сбор и максимальное использование попутного нефтяного
газа;
) полную утилизацию сточных вод;
) уменьшение температуры процесса и количества
сжигания газа;
5) 100%-ный контроль сварных швов соединений трубопроводов;
6) защита оборудования и трубопроводов от внутренней и наружной
коррозии;
) автоматическое регулирование уровней в аппаратах;
) аварийная сигнализация предельных значений регулируемых
параметров;
Мероприятия по регулированию выбросов при (НМУ):
При неблагоприятных метеорологических условиях вводится первый режим работы
предприятия, что обеспечивает снижение выбросов на 20%. Для этого достаточно:
1) усилить контроль за точным соблюдением технологического регламента;
2) сместить во времени технологические процессы, связанные с большим
выделением вредных веществ в атмосферу (продувку, заполнение и опорожнение);
) прекратить испытания оборудования;
4) в резервуарном парке осуществлять контроль, за содержанием
углеводородов, не реже чем через 2 часа.
Таблица 5.2 - Характеристика максимально возможных загрязнений, при авариях
Авария
|
Объем проливов за период
экспл.
|
Вероятность аварии
|
Наименование проливов
|
Объем проливов на аварию, т
|
Площадь загрязнения, кв.м
|
Концентрация
|
порыв выкидной линии
|
1.95т
|
1 раз в 10 лет
|
Масляная эмульсия
|
0,435
|
17.26
|
100%
|
повреждение трубопровода
|
6.0т
|
1 раз в 10 лет
|
Масляная эмульсия
|
5.0
|
108.0
|
100%
|
Особо неблагоприятное воздействие на почвенно-растительный слой возможно
при авариях на трубопроводах.
Локализация масляного загрязнения на поверхности почвы при малых разливах
масла осуществляется путем оконтуривания участка плугами. Оконтуривание
производится с глубиной погружения лемеха в почву на 20-25 см.
При средних аварийных разливах локализация масла осуществляется путем
установления барьеров из земли с устройством защитных экранов, предотвращающих
интенсивную пропитку барьера маслом.
Локализация больших разливов масла производится с помощью отрываемых
траншей. Сбор масла осуществляется при помощи техники, которая имеется в
производственных подразделениях, в сочетании с маслосборными устройствами
различных конструкций.
Таким образом, выполнение технических и природоохранных проектных решений
обеспечивает надежную работу трубопроводов, а воздействия на окружающую среду
при строительстве, эксплуатации и возможных авариях будет минимально.
Таблица 5.3 - Характеристика пожароопасных и токсичных продуктов.
Нименование продуктов
|
Температура вспышки
|
Пределы взрываемости
|
ПДК в воздухе раб. зоны,
мг/м3
|
Действи на организм
человека
|
|
|
верхний
|
нижний
|
|
|
Нефтяной газ
|
-
|
14,10
|
4,5
|
300
|
Нервно-наркотического действия
|
Метанол
|
-
|
34,7
|
6,0
|
5
|
Сильнодействующее ядовитое
в-во. При принятии внутрь 30мг наступает смерть.
|
Углеводородный конденсат
|
40
|
120
|
0,75
|
100
|
Наркотическое действие,
сушит кожу
|
Триэтиленгликоль (ТЭГ)
|
165,5
|
-
|
-
|
-
|
Отравляющий нервный и
почечный яд
|
Масло КП-8
|
180
|
-
|
-
|
-
|
Раздражающее воздействие на
кожу
|
5.3 Безопасность в ЧС
Одной из наиболее распространенных ЧС является возникновение пожаров.
Пожар - неконтролируемое горение вне специального очага, наносящее
материальный ущерб. Пожары возникают как стихийное бедствие или как результат
неосторожного обращения с огнем, наносят большой материальный ущерб, приводят
иногда к несчастным случаям и гибели людей.
Основными источниками опасности являются:
1) насосы перекачивающие масло под большим давлением;
2) электродвигатели подключенные к сетям высокого напряжения;
3) соединительные муфты насосов и электродвигателей;
) трубопроводы высокого давления.
Производственные и бытовые помещения перекачивающих и наливных станций, в
которых выделяются вредные для здоровья людей или создающие взрывоопасные смеси
с воздухом пары, газы и пыль, оборудуют естественной, механической или
смешанной вентиляцией. Вся аппаратура работающая под давлением оборудуется
предохранительными клапанами, манометрами и указателями уровня.
С целью своевременного обнаружения предаварийных ситуаций, связанных с
наличием неорганизованных утечек технологических сред из аппаратов и
трубопроводов, и возможностью возникновения в блок боксах ВКС опасной
загазованности, установлены детекторы (датчики) довзрывоопасных концентраций
горючих газов в соответствии с «Требованиями к установке датчиков стационарных
сигнализаторов в производственных помещениях и на наружных установках
предприятий нефтяной и газовой промышленности». (РДБТ - 39- 0147191 -003-88).
При возникновении концентраций в воздухе блок- боксов равной 20% НКПВ
наряду со светозвуковой сигнализацией автоматически включается вентсистема.
При концентрации 40 % НКПВ наряду со светозвуковой сигнализацией
автоматически отключается подача электроэнергии к энергопотребителям,
находящимся в блок боксе (электродвигатели маслонасоса, вентилятора,
нагревательные приборы и приборы освещения).
При выходе из строя сигнализаторов, обслуживающий персонал должен
установить постоянный контроль довзрывоопасных концентраций с помощью
переносных газоанализаторов внутри указанных помещений.
Для проезда механизированных средств пожаротушения на территорию
обеспечен кольцевой проезд вокруг каре очистных сооружений.
В случае аварии газ, поступающий на ВКС направляется на факел.
Важную роль в обеспечении противоаварийной защиты имеются
предохранительные клапана, предназначенные для защиты оборудования и
трубопроводов от возможного разрушения в случае повышения давления в системе
ВКС выше допустимого регламентом.
Каждый случай срабатывания предохранительного клапана следует
рассматривать как аварийный.
В процессе эксплуатации необходимо проводить периодическую проверку
герметичности предохранительных клапанов.
Необходимо следить за герметичностью аппаратов и трубопроводов, которые
могут быть нарушены при резких колебаниях давления и температуры,
размораживании участков трубопроводов, при нарушении теплоспутников и пр.
Обнаруженные утечки продуктов через неплотности запорной арматуры должны
немедленно устранятся в соответствии с рабочими инструкциями по эксплуатации
арматуры. Не устраненные пропуски могут в дальнейшем привести к аварийной
остановке, пожару или взрыву. Состояние трубопроводов во многом определяет
нормальную эксплуатацию ВКС.
Дополнительными мерами по предупреждению аварийной разгерметизации ВКС
является:
1) поддержание рабочих условий процесса в строгом соответствии с
нормами, указанными в регламенте;
2) блокировки, препятствующие развитию аварийных ситуаций;
) средства обнаружения и сигнализации утечек горючих газов в блок
- боксах;
) специальная подготовка обслуживающего персонала;
) наличие детальной эксплуатационной документации и рабочих
инструкций;
) соблюдение режима, не допускающего на площадку ВКС посторонних
лиц.
На вакуумной компрессорной станции при авариях возможен разлив конденсата
и масла. При авариях разливы на территории ВКС необходимо немедленно убрать.
Углеводородный конденсат, газы и пары конденсата локализовать подводом
пара к месту пропуска.
При разливе масла на территории ВКС необходимо место разлива засыпать
песком, перемешать песок с маслом, убрать загрязненный песок и удалить с
территории ВКС (вывезти в специально отведенное место для захоронения
нефтезагрязненного песка).
После уборки место разлива вторично засыпать песком.
При разливе углеводородного конденсата на открытой площадке место разлива
засыпать песком с последующим его удалением с территории ВКС в специально
отведенное место для захоронения нефтезагрязненного песка.
.4 Электробезопасность. Молниезащита. Защита от статического электричества
Требования электробезопасности направлены на создание таких условий
эксплуатации оборудования, при которых исключаются образование электрической
цепи через тело человека.
Объекты энергосбережения должны обслуживаться энерготехническим персоналом,
имеющим соответствующую группу допуска. Напряжение на электрооборудование
должно подаваться и сниматься дежурным электроперсоналом по указанию
ответственного за эксплуатацию этого оборудования или старшего по смене. При
возгорании электрооборудования, напряжение с него должно быть снято.
Важным фактором безопасности является заземление оборудования путем
присоединения к контору заземления. Заземляющее устройство является одним из
средств защиты персонала в помещении от возникновения искры, от напряжения,
возникающего на металлических частях оборудования, не находящихся под
напряжением, но могущих оказаться под ним в результате повреждения изоляции.
Все сооружения установок, в зависимости от категории, должны быть надежно
заземлены при помощи заземляющих устройств от прямых ударов, вторичных
проявлений молнии и статического электричества.
Каждая часть электроустановки, подлежащая заземлению, присоединяется
непосредственно к сети заземления при помощи отдельного ответвления.
Последовательное включение в заземляющий проводник заземляющих частей и
электроустановок.
На ВКС предусматривается система молниезащиты зданий, сооружений и
оборудования, а также защита от статического электричества.
Для определения зоны защиты рассчитаем число возможных воздействий молний:
N = [(S + 6 hx)(L + 6 hx) - 7,7h2х] n × 10-6 , (5.1)
где hx - наибольшая высота здания или
сооружения, м;, L - соответственно ширина и длина здания или сооружения, м;-
среднегодовое число ударов молнии в 1 км2 земной поверхности
(удельная плотность ударов молнии в землю) в месте нахождения здания или
сооружения, n = 1.= [(15 + 6 × 7) × (25 + 6 × 7) - 7,7 × 49] × 1×10-6 = 0,0034417 < 1,
значит, зона защиты типа Б.
Необходимая высота молниеотвода определяется подбором при условии, что S
/ 2 = 7,5 м £ rcx.
Примем h = 15 м.
По формуле для h<
L £ 1,5h (как для одиночного
молниеотвода):
r0
= rc = 1,5 × h=1,5 × 15 = 22,5 м,
hc = h0 - 0,14×(L-1,5×h) =
0,92 × 15 - 0,14×(25-1,5×15) = 13,45 м,
rcx = r0×( hc-hx)/h c= 22,5×(13,45-7)/13,45
= 10,789963 м,
h0
= 0,92×h = 0,92 × 15 = 13,8 м.
Так как rcx = 10,8 > S / 2 = 7,5 (на защищаемом уровне hx = 7 м), то
высота молниеотвода (h = 15 м) подобрана правильно.[15]
.5 Расчет устойчивости элементов объекта
Одной из наиболее частых аварий на ВКС при работе с горючими и легковоспламеняющимися
веществами являются взрывы.
При
взрыве паровоздушной и газовоздушной смеси в абсорбере (рисунок 5.1.) выделяют
зону детонационной волны с радиусом , зону
ударной волны. Определяют также: радиус зоны смертельного поражения людей ;радиус безопасного удаления ; радиус предельно допустимой взрывобезопасной
концентрации пара, газа .[15]
Радиус
зоны детонационной волны определяется по формуле:
, (5.2)
где
Q - количество газа, т
Радиус
зоны смертельного поражения людей определяется по формуле:
, (5.3)
Рис.5.1.
Взрыв паро- и газовоздушной смеси. 1 - зона детонационной волны; 2 - зона
ударной волны; - радиус зоны смертельного поражения людей; - радиус безопасного удаления;- радиус предельно допустимой взрывобезопасной
концентрации пара, газа; - радиус зоны детонационной волны; и -
расстояния от центра взрыва до элемента предприятия в зоне ударной волны.
Определим
вероятные параметры ударной волны при взрыве газовоздушной смеси в
газосепараторе:
(м);
(м).
Избыточное давление в зоне детонационной волны в первой зоне:
(КПа), .
Исходя
из этого соотношения получим давление во фронте ударной волны в зоне ударной
волны (КПа).
Избыточное
давление во фронте детонационной волны DРф= 5
(КПа). Исходя из этого получим соотношение:
.
Найдем радиус безопасного удаления:
(м).
Выводы
по разделу
Из
проведенного анализа и расчетов устойчивости элементов объекта пришли к выводу,
что вакуумная компрессорная станция, при соблюдении правил техники безопасности
и графика профилактических работ, является относительно безопасным
производством для жизнедеятельности человека и экологии. Введение
автоматизированной системы управления технологическими процессами ВКС позволяет
создать безлюдную технологию, а также сократить число аварий за счет
срабатывания технологических защит и блокировок.
6.
Комплексная оценка экономической эффективности проекта
.1
Методика расчета экономических показателей проектируемой системы
Экономическая
часть дипломного проекта выполнена на базе технической части и на основе
исходных данных.
К
основным исходным данным относятся:
)
действующие цены на материалы, приборы и т.д.;
)
срок реализации проекта;
)
тарифы на электроэнергию;
)
нормы амортизации, вытекающие из срока реализации проекта;
)
ставки налогов (налог на прибыль - 24%, налог на имущество - 2,2% от остаточной
стоимости проекта, ставка НДС - 18%);
)
средняя заработная плата;
7) накладные расходы (в %), прибавленные к з/плате (единый социальный
налог - 26%, коэффициент доплат к з/п - 4%, районный коэффициент - 70%);
Степень автоматизации процесса определяется экономическим эффектом,
который может быть получен от внедрения автоматического управления.
Экономический эффект образуется за счет перевода технологического процесса на
автоматическое управление, что в свою очередь приводит к повышению его
рентабельности.
Оценка эффективности проекта осуществляется с помощью расчета системы
показателей. При этом все эти показатели имеют важную особенность: расходы и
доходы, разнесенные по времени приводятся к единому моменту времени -
расчетному или базовому моменту. Расчетным или базовым моментом считается дата
реализации объекта или начало производства продукции.
Экономическая эффективность капитальных вложений на разработку и
внедрение системы автоматизации определяться методами окупаемости, простой
нормы прибыли и дисконтирования.
Экономическая эффективность капитальных вложений на разработку и
внедрение автоматизированной системы управления технологическими процессами
добычи нефти может определяться с помощью расчета следующих показателей:
) чистый дисконтированный доход;
) внутренняя норма доходности;
) срок окупаемости капитальных вложений;
) рентабельность проекта.
Перечисленные показатели являются результатами сопоставлений
распределенных во времени доходов к инвестициям и затратам на производство.
В качестве базового момента приведения разновременных доходов и расходов
принимаем дату начала реализации проекта.
Чистый дисконтированный доход рассчитывается по формуле:
ЧДД = ЧДt × at , (6.1.)
где ЧДt - чистый доход в году t, тыс.р.;
at -
коэффициент дисконтирования (приведения), доли ед.;н, tк
- соответственно начальный и конечный годы расчетного периода.
Проект считается прибыльным и его следует принять, если ЧДД больше нуля
(ЧДД>0) в случае же, когда ЧДД меньше нуля (ЧДД<0) - проект отвергается.
Отдельный член денежного потока наличности (ЧДt) 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:
ЧДt = П + At - Ht - Kt
, (6.2.)
где П - прибыль, обеспечиваемая внедрением системы в году t.
Аt - амортизационные отчисления от стоимости системы, тыс.р.;t
- сумма налогов, уплачиваемых предприятием из прибыли в бюджет, тыс.р.;
Кt - единовременные затраты в году t, тыс.р.
Так как система автоматизации технологических процессов позволяет
сократить эксплуатационные расходы, то прибыль (чистый доход), обеспечиваемая
внедрением системы, определяется как разность между годовыми эксплуатационными
затратами до и после автоматизации. Тогда формула (4.2.) примет вид формула
(4.3.):
ЧДt = Cдt - Срt + At - Ht - Kt , (6.3.)
где Cдt , Срt - годовые эксплуатационные затраты на
систему автоматизации соответственно в действующем и разработанном вариантах,
тыс.р;
Общая экономия годовых эксплуатационных затрат в результате автоматизации
может быть определена и по отдельным статьям затрат.
Экономия годовых эксплуатационных затрат выражается следующим образом:
Э = Энефти + Ээл.эн + Эзп ,
(6.4.)
где Энефти - увеличение добычи нефти после внедрения АСУ ТП, руб.;
Ээл.эн -
стоимость сэкономленной за год электроэнергии, руб.;
Эзп -
стоимость сэкономленной за год заработной платы рабочим, руб.;
Экономия за счет уменьшения потерь нефти определяется по формуле:
Энефти = (Qнефти × Цнефти × Dнефти) / 100
%, (6.5.)
где: Qнефти - производительность до внедрения АСУ ТП, т/год;
Цнефти - цена 1 т. нефти, руб;
DН -
изменение добычи нефти, %.
Экономия расхода электроэнергии определяется по формуле:
Ээл.эн = (Qнефти × Qэл. эн × Dэл. эн × Цэл. эн ) / 100 %,
(6.6.)
где: Qэл. эн- расход электроэнергии на 1 тонну
нефти, кВт/ч;
Dэл. эн -
изменение расхода электроэнергии, %;
Цэл. эн -
стоимость электроэнергии, руб. за 1 кВт/ч.
Экономия заработной платы определяется по формуле:
Эзп = L × Зо (6.7.)
где: Зо - среднегодовая зарплата одного работника, руб.;
L -
количество сокращенных работников.
Расчет рентабельности единовременных затрат производится по формуле:
P =
(ЧДД + К) / К × 100, (6.8.)
где К - общие единовременные затраты, тыс.р.
. (6.9.)
Считается, что если полученная рентабельность равна 100%, то
рентабельность проекта равна заданной, если больше, то имеет место
сверхрентабельность, если меньше - проект не обеспечивает заданный уровень
рентабельности.
Коэффициент дисконтирования определяется по формуле:
at
= (1 + Eн)tp- t , (6.10.)
где Ен - нормативный коэффициент эффективности единовременных
затрат, 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 начального года расчетного периода принимается год начала
финансирования работ по созданию проекта, включая проведение научных
исследований.
Конечный год расчетного периода определяется моментом завершения
жизненного цикла системы, прекращением его использования на производстве.
В качестве расчетного года обычно принимается наиболее ранний из всех
рассматриваемых вариантов календарный год, предшествующий началу использования
на предприятии разрабатываемой системы.
Изменение чистого дисконтированного дохода за счет использования системы
будет рассчитываться по формуле (6.1.).
Для анализа эффективности единовременных затрат на разработку и внедрение
системы используется показатель - внутренняя норма доходности (коэффициент
эффективности единовременных затрат ВНД), определяемый из соотношения:
(6.11.)
Вычисляемые коэффициенты эффективности позволяют судить об общем и
минимальном уровне эффективности единовременных затрат, осуществляемых на
предприятии.
Другим назначением показателя ВНД является оценка возможности привлечения
заемных средств на разработку и внедрение системы. Расчетное значение ВНД
соответствует максимально допустимому проценту за кредит, который может быть
использован для полного финансирования единовременных затрат по данной системе.
Если величина ВНД равна проценту за кредит, то чистый дисконтированный
доход оказывается равным нулю. Таким образом, вычисляемое значение позволяет
судить о приемлемости для предприятия условий кредитования.
Другим показателем, применяемым для анализа эффективности единовременных
затрат, является срок окупаемости Ток. Экономическое содержание этого
показателя заключается в определении момента времени, необходимого для покрытия
единовременных затрат в проект.
Период возврата единовременных затрат (Ток) определяется последовательным
сложением величин:
. (6.12.)
Пока полученная сумма не сравняется с величиной единовременных затрат,
приведенных к расчетному году. Количество произведенных сложений равняется
периоду возмещения капитальных вложений или сроку окупаемости.
Сумма налогов на прибыль и имущество рассчитывается по формуле:
где Нпр - налог на прибыль, тыс. руб.;
Ним - налог на имущество, тыс. руб.
, (6.14.)
где СТпр - ставка налога на прибыль, %.
, (6.15.)
где Коt - остаточная стоимость внедряемой системы в году t,
тыс. руб. ;
СТим - ставка налога на имущество, %.
Отчисление на амортизацию в модернизированном варианте, руб.,
рассчитывается по формуле:
(6.16.)
где:
На - норма амортизации, %.
К
- общие единовременные затраты, тыс.р.
6.2
Расчет капитальных вложений на вводимую систему автоматизации
Расчет
единовременных затрат.
Единовременные
затраты предприятия - заказчика на приобретение устройства включают
единовременные затраты предприятия изготовителя и его прибыль, а также НДС,
т.е. определяются по формуле (6.17.).
(6.17.)
где
К - единовременные затраты на создание системы автоматизации тыс.руб;-
коэффициент рентабельности предприятия разработчика, доли ед.;
НДС
- ставка налога на добавленную стоимость, доли ед.
Затраты
на транспортировку изделия равны:
Ртрп
=Коб × Ктрп , (6.18.)
где
Ктрп - коэффициент, учитывающий затраты на транспортировку изделия.
Кроме
того, в ряде случаев следует учесть затраты на монтаж, установку и запуск в
работу у заказчика:
Рмуз
= Кoб × Кмуз , (6.19.)
где
Кмуз - коэффициент, учитывающий затраты на монтаж, установку и
запуск в работу.
При
этом совокупные затраты предприятия заказчика будут складываться из затрат на
приобретение, затрат на транспортировку, монтаж, установку и запуск в работу.
В
общем случае единовременные затраты на создание системы определяются по
формуле:
К
= Краз + Кпрог + Кизг , (6.20.)
где
Краз - затраты на проектирование (разработку) системы, тыс.руб.;
Кпрог
- затраты на программирование, тыс.руб.;
Кизг
- затраты на изготовление, тыс.руб.
Примерный
перечень исходных данных предприятия разработчика для расчета единовременных
затрат представлен в табл.1.
Исходные
данные для проведения расчета экономической эффективности.
Внедряемая
система автоматизации позволит увеличить экономичность и производительность
компрессорной станции.
Таблица
6.1 - Исходные данные для расчета единовременных затрат.
Показатель
|
Значение
|
1. Заработная плата
разработчика, т.руб.
|
10
|
3. Районный коэффициент,
доли ед.
|
0,8
|
4. Коэффициент отчисления в
социальные фонды, доли ед.
|
0,26
|
5. Время разработки
системы, месяцы
|
5
|
6. Коэффициент накладных
расходов, доли ед.
|
0,4
|
7. Годовой фонд работы ЭВМ,
час
|
2920
|
8. Годовой фонд оплаты
труда персонала обслуж-щего ЭВМ, руб.
|
130000
|
9. Норма амортизационных отчислений
ЭВМ, доли ед.
|
0.5
|
10. Норма амортизационных
отчислений здания, доли ед.
|
0,024
|
11. Площадь занимаемая ЭВМ,
м2
|
5
|
12. Стоимость одного м2
здания, тыс.руб.
|
9
|
13. Стоимость ЭВМ, тыс.руб.
|
30
|
14. Коэффициент накладных
расходов на экспл. ЭВМ, доли ед.
|
0,04
|
15. Потребляемая мощность
ЭВМ, Вт
|
380
|
16. Стоимость кВт/часа,
руб.
|
0,8
|
17. Коэффициент затрат на
ремонт ЭВМ (от стоимости), доли ед.
|
0,04
|
18. Затраты на материалы
для эксплуатации ЭВМ, руб.
|
3280
|
19. Ставка НДС, доли ед.
|
0,18
|
20.Коэффициент интенсивного
использов-я оборудования, доли ед
|
0,8
|
Расчет затрат на проектирование (разработку) системы.
Затраты на разработку можно представить в виде:
Краз = Зо × Траз × (1+Кд) × (1+Кр) × (1+Ксн) × (1+Кн.раз) , (6.21.)
где Зо - месячный оклад разработчика, руб.;
Траз - трудоемкость разработки проекта и проектной
документации, ч×мес (примерный перечень элементов трудоемкости разработки представлен в
таблице 2);
Кд, Кр - соответственно коэффициенты доплат к
заработной плате и районный, доли ед. ;
Ксн - коэффициент отчислений на социальные нужды, доли ед. ;
Кнраз - коэффициент накладных расходов, доли ед.
Таблица 6.2 - Данные для расчета трудоемкости разработки
Стадии разработки
|
Трудоемкость, чел. месяц
|
1. Изучение патентов
|
0,4
|
2. Изучение литературных источников
|
0,7
|
3. Разработка технического
задания
|
0,4
|
4. Разработка эскизного
проекта
|
0,3
|
5. Разработка технического
проекта
|
0,9
|
6. Разработка рабочего
проекта
|
2,9
|
7. Внедрение проекта
|
0,6
|
Трудоемкость разработки проекта и проектной документации (Траз)
равна:
Траз= 0,4 + 0,7 + 0,4 + 0,3 + 0,9 = 2,7 чел. месяц
Подставив трудоемкость разработки (Траз) в формулу (6.21.)
получаем затраты на разработку системы (Краз):
Краз= 10000× 2,7 × (1 + 0,07) × (1 + 0,8) × (1 + 0,26) × (1 + 0,4) = 91731,5 руб.
Расчет затрат на разработку программного обеспечения.
Затраты на разработку программного обеспечения можно представить в виде:
Кпрог =Зо ×Тпрог ×(1+Кд) × (1+Кр) × (1+Ксн) × (1+Кн.прог) +Смч × Тпрог × Кч , (6.22.)
где Зо - месячный оклад программиста, тыс.руб;
Тпрог - время на создание программы, мес.;
Кн.прогр - коэффициент накладных расходов, доли ед. ;мч
- стоимость машино-часа ЭВМ, руб.;
Кч - коэффициент перевода единиц времени.
Стоимость машино-часа ЭВМ рассчитывается по формуле:
Смч = Sэкс / Тпол , (6.23.)
где Sэкс - годовые эксплуатационные расходы, связанные с
обслуживанием ЭВМ, р.;
Тпол - годовой фонд работы ЭВМ, час.
Эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле:
экс = 12 × ЗП × (1+Кд) × (1+Кр) × (1+Ксн) + А + Тр +
Э + М + Нрэкс , (6.24.)
где ЗП - месячная оплата труда всего обслуживающего персонала в сумме,
руб.;
А - амортизационные отчисления от стоимости ЭВМ и здания, руб./год;
Тр - затраты на ремонт, руб./год;
Э - затраты на электроэнергию, руб./год;
М - затраты на материалы, руб.;
Нрэкс - накладные расходы, связанные с эксплуатацией ЭВМ,
руб./год.
Затраты на амортизацию вычисляются по формуле:
А = Кэвм × Нэвм + Сзд × Sзд × Нзд , (6.25.)
где Кэвм - балансовая стоимость ЭВМ, р. ;
Нэвм - норма амортизационных отчислений от стоимости ЭВМ, доли
ед.;
Сзд - стоимость 1 м2 здания, р/м2;зд
- площадь, занимаемая ЭВМ, м2;
Нзд - норма амортизационных отчислений от стоимости здания,
доли ед.
Затраты на ремонт вычислим по формуле :
Тр = Кэвм × Ктрэвм , (6.26.)
где Ктрэвм - коэффициент, учитывающий затраты на ремонт ЭВМ.
Кэвм - балансовая стоимость ЭВМ, р. ;
Затраты на электроэнергию, потребляемую ЭВМ за год эксплуатации
определяем по формуле:
Э = Ц × Тпол
× N × Км , (6.27.)
где Ц - цена за один кВт×ч электроэнергии, р.;- потребляемая мощность, кВт ;
Км - коэффициент интенсивного использования мощности
вычислительной техники.
Тпол - годовой фонд работы ЭВМ, час.
Затраты на материалы определяем по формуле :
, (6.28.)
где i - вид материала;
Цi - цена i-того материала, р.;
Мi - количество i-го материала.
Расчет представлен в виде таблицы.
Таблица 6.3 - Перечень и стоимость материалов используемых для ЭВМ
Наименование материала
|
Кол-во в год
|
Цена за ед., р.
|
Стоимость, р.
|
Гибкие магнитные диски,
штук
|
45
|
15
|
675
|
Красящая лента, катушек
|
3
|
500
|
1500
|
Бумага, кг.
|
8
|
130
|
1040
|
Ткань обтирочная, кв.м.
|
2
|
15
|
30
|
Спирт этиловый, л.
|
1
|
35
|
35
|
Итого
|
|
|
3280
|
В годовые эксплуатационные затраты по обслуживанию ЭВМ входят также
накладные расходы, которые рассчитываются по формуле:
Нрэкс = 12 × Зо × (1 + Кд) × (1 + Кр) × Кнэкс, (6.29.)
где Кнэкс - коэффициент накладных расходов, связанных с
эксплуатацией ЭВМ.
Подставив данные из таблицы 6.1. в формулу (6.25.) получаем затраты на
амортизацию (А):
А = 30000 × 0,5 + 9000 × 5 × 0,024 =
16080 руб.
Подставив данные из таблицы 1 в формулу (6.26.) получаем затраты на
ремонт (Тр):
Тр = 30000 × 0,04 = 1200 руб.
Подставив данные из таблицы 1 в формулу (6.27.) получаем затраты на
электроэнергию (Э):
Э = 0,8 × 2920 × 380 × 0,8 × 0,001 = 710,1 руб.
Расчет затрат на материалы представлен в виде таблицы 6.3.:
М = 3280 руб.
Подставив данные из таблицы 6.1. в формулу (6.29.) получим накладные
расходы:
Нрэкс. = 12 × 10000 × (1 + 0,07) × (1 + 0,8) × 0,04 = 9244,8 руб.
Подставив результат формул (6.25.), (6.29.) в формулу (6.24.) получим
эксплуатационные расходы (Sэкс ):экс = 12 × 1000 × (1 + 0,07) × (1 + 0,8) × (1 + 0,26) + 16080 + 1200 + 621,4 +
3280 + 9244,8 = 59547,3 руб.
Подставив данные из таблицы 6.1. и результат формулы (6.24.) в формулу
(6.23.) получим стоимость одного машино-часа (Смч):
Смч = 59547,3 / 2920 = 20,4 руб.
Коэффициент перевода в единицу времени (Кч):
Кч
= 8часов 21 раб. день = 168 часов в месяц
Трудоемкость
программирования проекта и проектной документации (таблица 6.2.) равна:
Тпрог
= 2,9 + 0,6 = 3,5 чел. месяц
Исходя
из полученных результатов для формулы (6.22.) и исходных данных таблицы 6.1.
находим капитальные затраты на разработку программного обеспечения (Кпрог):
Кпрог
= 10000 × 3,5 × (1 + 0,07) × (1 + 0,8) × (1 + 0,26) × (1 + 0,4) + 20,4 × 3,5 × 168 = 130906,4 руб.
Годовая
заработная плата труда персонала рассчитывается по формуле:
зп = 12 × Зп × (1 + Кр)
× (1 + Кнс) × (1 + Кд)
(6.30.)
Годовые
отчисления на социальные нужды рассчитывается по формуле:сн = (12 × Зп × Ксн%)
/ 100% (6.31.)
Подставив
данные из таблицы 6.1. в формулу (6.30.) получим средства на оплату труда
персонала:зп = 1000 × (1 + 0,8) × (1 + 0,26) × (1 + 0,07) =
2427 руб.
Подставив
данные из таблицы 6.1. в формулу (6.31.) получим отчисления на социальные
нужды:сн = (1000 26%) /
100% = 260 руб.
Прибыль
рассчитаем как 40 % от полной себестоимости, отпускную стоимость как сумма
прибыли и полной себестоимости. Результаты расчетов сведем в таблице 6.4.
Таблица
6.4 - Расчет полной себестоимости и отпускной цены машино-часа
Статьи затрат
|
Затраты
|
|
рублей
|
%
|
1. Средства на оплату
труда
|
341768,7
|
85,4
|
2. Отчисления на
социальные нужды
|
33800
|
8,4
|
3. Амортизационные
отчисления:
|
5040
|
1,3
|
а) ЭВМ
|
3960
|
0,99
|
б) здания
|
1080
|
0,27
|
4. Ремонт
|
1200
|
0,3
|
5. Материалы
|
3280
|
0,8
|
6. Электроэнергия
|
710,14
|
0,17
|
7. Прочие накладные
расходы
|
9244,8
|
2,31
|
Итого: Полная себестоимость
|
400083,64
|
100
|
Расчет затрат на изготовление и отладку проектируемой системы.
Расчет себестоимости по калькуляционным статьям затрат.
Себестоимость изделия по этому методу определяется по следующим (в общем
случае) статьям затрат:
) материалы (по спецификации);
) покупные комплектующие изделия, полуфабрикаты и услуги кооперативных
)предприятий (по спецификации);
) топливо и электроэнергия на технологические цели;
) накладные расходы;
) производственная заработная плата;
) доплаты к заработной плате;
) отчисления на социальные нужды;
) износ инструментов и приспособлений целевого назначения и прочие
специальные расходы;
) расходы на содержание и эксплуатацию оборудования; [14]
Таблица 6.5 Порядок расчета затрат на покупные комплектующие изделия и
полуфабрикаты
Наименование и тип элемента
|
Кол-во, шт.
|
Цена за ед. (без НДС) ,р.
|
Сумма (без НДС), р.
|
1747-L 531 5/03
CPU 8K Mem. OS 302
|
1
|
11072
|
11072
|
1746-IB32
32-Input (sink) 24 VDC
|
2
|
5705
|
5705
|
1746-IB16
16-Input (sink) 24 VDC
|
1
|
2650
|
2650
|
1746-IB8 8-Input
(sink) 24 VDC
|
1
|
2650
|
2650
|
1746-OB32
32-Output (TRANS-SRC) 10/50 VDC
|
2
|
6732
|
13464
|
1746-NI16 Analog
16 Channel Input-Class 1
|
3
|
13067
|
65335
|
1746-HSCE High
Speed Counter Module
|
3
|
13250
|
39750
|
1746-A13 13-Slot
Rack
|
3
|
8334
|
25002
|
1746-P1
Источник питания
|
3
|
11163,5
|
33490,5
|
Шкаф для контроллера ДСКМ
|
1
|
32100
|
32100
|
Источник бесперебойного
питания
|
1
|
4900
|
4900
|
Программное обеспечение
RSLogix500, RSView32, RSLinx, Windows NT
|
4
|
|
241500
|
Датчики
|
|
|
256334,5
|
Промышленный компьютер и
монитор
|
1
|
30000
|
30000
|
Принтер
|
1
|
10000
|
10000
|
Кабель контрольный
|
3000 м
|
18
|
54000
|
Кабель силовой
|
1000 м
|
32
|
32000
|
Итого
|
869458.5
|
Результирующую стоимость занесем в таблицу 6.8.
Затраты на основную заработную плату при изготовлении устройства равны:
0
= Тм × Зо , (6.32.)
где ЗО - месячная зарплата изготовителя устройства, тыс.р.;
Тм - трудоемкость изготовления устройства, чел × мес. (табл.6.2.).
Доплата к заработной плате изготовителя равна:
д
= Lo . Кд (1+ Кр). (6.33.)
Отчисления в социальные фонды :
сн = (Lо + Lд) . Ксн . (4.34.)
Затраты на электроэнергию рассчитаем по формуле:
, (6.35.)
где Цэл - стоимость одного кВт×ч электроэнергии, р.;i -
мощность i-го вида оборудования, Вт;
Кинт i - коэффициент интенсивного использования оборудования,
доли ед.;i - время использования i-го вида оборудования, час;-
количество использованных приборов, шт.
Таблица 6.6. Расчет затрат на энергию
Наименование оборудования
|
Потребляемая мощность, кВт
|
Стоимость кВт/часа, руб.
|
Время использования, мес.
|
Образцовый датчик давления
|
0,038
|
0,8
|
4,5
|
Образцовый датчик
температуры
|
0,03
|
0,8
|
4,5
|
Образцовый датчик уровня
|
0,02
|
0,8
|
4,5
|
Образцовый датчик расхода
|
0,001
|
0,8
|
Затраты на ремонт рассчитываются по формуле :
, (6.36.)
где Ктризг - коэффициент, учитывающий годовые затраты на
ремонт, доли ед.;
Кобi - стоимость оборудования, используемого при проверке
системы на работоспособность, р.;- количество единиц оборудования, шт.;
Тпримi - время использования i-го вида оборудования, год.
Затраты на амортизацию используемого при изготовлении и настройке
оборудования рассчитываются по формуле :
А
= Ai = (Кобi
× Наi × Тпримi/100
%) (6.37.)
где
Hai - норма амортизации i-го вида оборудования, %.
m - количество
образцовых датчиков.
Исходные
данные для расчета амортизации представлены в табл. 6.7.
Таблица
6.7 Амортизация оборудования, используемого в процессе изготовления
Название оборудования
|
Балансовая ст-ть, Кобi
,руб.
|
Норма амортизации, Hai , %
|
Время использования, мес.
Тпримi
|
Образцовый датчик давления
|
7000
|
1,67
|
6
|
Образцовый датчик
температуры
|
2980
|
1,67
|
6
|
Образцовый датчик уровня
|
7000
|
1,67
|
6
|
Образцовый датчик расхода
|
12570
|
1,67
|
6
|
Амортизация за 5 лет - 100%
За год - 20% , за месяц 1,67%
Накладные расходы, связанные с изготовлением и отладкой проектируемой
системы, рассчитаем по формуле:
Нризг = Тм × З0 × (1 + Кд) × (1 + Кр) × Кнризг . (6.38.)
Подставив данные из таблицы 6.2. в формулу (6.32.) получим затраты на
основную заработную плату при изготовлении устройства (L0):0
= 2,9 × 10000 = 29 тыс. руб.
Подставив данные из таблицы 6.1. и расчет по формуле (6.32.) в формулу
(4.33.) получим доплату к заработной плате изготовителя (Lд):д
=29000 × 0,07 × (1 + 0,8) = 3654 руб.
Подставив расчеты по формулам (6.32.,6.33.) в (6.34.) получим отчисления
в социальные фонды (Lсн):
Lсн
= (29000 + 3654) 0,26 = 8490 руб.
Подставив
данные из таблицы 6.6., таблицы 6.1. в формулу (6.35.) получаем затраты на
электроэнергию (Э):
Э
= 0,8 × [(0,038 × 0,8 × 840) + (0,03 × 0,8 × 840) + (0,02 × 0,8 × 840) + (0,001 × 0,8 × 840) + (0,05 × 0,8 × 840)] = 74,72 руб.
Подставив
данные из таблицы 6.1. и таблицы 6.5. в формулу (6.36.) получим затраты на
ремонт (Тр):
Тр
= 0,04 × [(7000 × 0,4) + (2980 × 0,4) + (7000 × 0,4) + (12570
× 0,4) + (7890 × 0,4)] =
599,04 руб.
Подставим
данные из таблицы 6.7. в формулу (6.37.) и получим затраты на амортизацию (A):
А
= [(7000 × 1.67% × 6/100%) +
(2980 × 1.67% × 6/100%) +
(7000 × 1.67% × 6/100%) +
(12570 × 1.67% × 6/100%) +
(7980 × 1.67% × 6/100%)] =
3751,5 руб.
Подставив
данные таблицы 6.1. и 6.2. в формулу (6.38.) получаем накладные расходы (Нризг):
Нризг
= 2,9 × 10000 × (1 + 0,07) × (1 + 0,8) × 0,04 = 2234,2
руб.
Результаты
расчетов по статьям калькуляции заносим в таблицу 6.8.
Таблица
6.8 Затраты
№ п/п
|
Статьи затрат
|
Затраты на изготовление
(без НДС)
|
1.
|
Покупные комплектующие
изделия, полуфабрикаты и услуги кооперативных предприятий (по спецификации);
|
869458,5
|
2.
|
Топливо и электроэнергия на
технологические цели;
|
63,3
|
3.
|
Производственная заработная
плата;
|
110169,5
|
4.
|
Доплаты к заработной плате;
|
3096,6
|
5.
|
Отчисления на социальные
нужды;
|
10100,6
|
6.
|
Износ инструментов и
приспособлений целевого назначения и прочие специальные расходы;
|
599,04
|
7.
|
Расходы на содержание и
эксплуатацию оборудования;
|
3751,5
|
8.
|
Накладные расходы;
|
1893,4
|
Находим общую сумму капитальных затрат на изготовление системы:
Кизг = 999731,48 руб.
Подставив расчетные значения Кпрог., Краз. и Кизг
в формулу (6.20.) определим в общем случае единовременные затраты на создание
системы:
К = 91731,5 + 130906,4 + 999731,48 = 1222369,38 руб.
Затраты на амортизацию (А) по формуле (6.37)
А = (1222369,38 × 20%) / 100% = 244474 руб.
6.3 Расчет показателей экономической эффективности
Для обоснования эффективности системы используем метод дисконтирования.
Допустим единовременные затраты осуществлены за 1 год; со 2 года расчетного
периода предприятие получает экономию эксплуатационных затрат, неизменную по
годам.
Определим общую экономию годовых эксплуатационных затрат в результате
автоматизации по отдельным статьям затрат (Э):
Определим экономию эксплуатационных затрат за счет уменьшение потерь газа
по формуле (6.5.):
Эгаза = (1503360 × 1008 × 0,1) / 100 = 1515386,8 руб.
Экономия затрат на электроэнергию определяется по формуле (6.6.):
Ээл.эн = (1515386,8 × 1,2 × 0,8 × 1) / 100
= 14547,71 руб.
Экономия затрат на заработную плату определяется по формуле (6.7.):
Эзп = 12 × 10000 × 1 × 1,07 × 1,8 × 1,26 = 29121 руб.
Подставив полученные расчеты по отдельным статьям затрат (Снефти,
Ээл.эн, Эзп) в формулу (6.4.) определим общую экономию
годовых эксплуатационных затрат в результате автоматизации:
Э = 1515386,8 + 14547,71 + 29121 = 1559055,5 руб.
Рассчитаем налоги, уплачиваемые государству в связи с введением новой
системы автоматизации:
Остаточная стоимость внедряемой системы в 2007 году равна:
Ко 2007 = 1222369,38 - 244474 = 977895,4 руб.
Налог на имущество от остаточной стоимости внедряемой системы в 2007 году
рассчитаем по формуле (6.15.):
Ним = (977895,4 × 2,2 %) / 100 % = 21513,7 руб.
Налог на прибыль от остаточной стоимости внедряемой системы в 2007 году
рассчитаем по формуле (6.14.):
Нприб. = [(1559055,5 - 21513,7) × 24 %] / 100 % = 369010 руб.
Прибыль (чистый доход), обеспечиваемая внедрением системы в 2007 году,
определяется по формуле (6.3.):
ЧД2007 = 1559055,5 + 244474 - 369010 - 21513,7 = 1413005,8
руб.
Коэффициент дисконтирования рассчитаем при Ен = 0,1 для
внедренной системы в 2007 году по формуле (6.10.):
a2007 = 1 /
(1 + 0,1) = 0,9091
Чистый дисконтированный доход, обеспечиваемый внедрением системы в 2007
году, определяется произведением ЧД2007 на коэффициент
дисконтирования a2007, и
последовательным накоплением этих величин:
ЧДД2007 = (1559055,5 × 0,9091) + (-1222369,4) = 194968 руб.
Жизненный цикл системы 10 лет, аналогично, проводим расчеты для следующих
расчетных годов. Результаты вычислений приведены в таблице 6.9.[14]
Таблица 6.9 Результаты вычислений ЧДД
ГОД
|
2007
|
2008
|
2009
|
2010
|
2011
|
2012
|
Параметры
|
|
|
|
|
|
|
Единовременные затраты в
проекте, руб.
|
1222369,4
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Экономия эксплуатационных
затрат, руб.
|
-
|
1559055,5
|
1559055,5
|
1559055,5
|
1559055,5
|
1559055,5
|
Амортизационные отчисления,
руб. (20%)
|
-
|
244473,9
|
244473,9
|
244473,9
|
244473,9
|
244473,9
|
Налог на имущество, руб.
(2,2%)
|
-
|
21513,701
|
16135,28
|
10756,85
|
5378,425
|
0,00
|
Налог на прибыль, руб (24%)
|
-
|
369010,03
|
370300,85
|
371591,68
|
372882,5
|
374173,3
|
Чистый доход, руб
|
-1222369,4
|
1413005,6
|
1417093,2
|
1421180,9
|
1425268,5
|
1429356,1
|
Коэффициент дисконтировния
(Е=10%)
|
1
|
0,91
|
0,826446
|
0,7513148
|
0,683
|
0,62092
|
Чистый дисконтированный
доход, руб
|
-1222369,4
|
62181,2
|
1233332,6
|
2301086,9
|
3274564,4
|
4162082,0
|
Графический способ расчета срока окупаемости капитальных вложений (Ток)
представлен на рисунке 4.1. Точка пересечения линии ЧДД и оси абсцисс позволяет
определить период окупаемости единовременных затрат. Причем на графике видно,
на какой срок дисконтирование увеличивает период возврата.
Рисунок 6.1- Срок окупаемости проекта автоматизированного контроля и
управления ВКС
Графический способ расчета ВНД представлен на рисунке 6.2. На графике
внутренняя норма доходности представлена пересечением кривой ЧДД с нулевой
линией. Для построения кривой зависимости ЧДД и коэффициента эффективности
капитальных вложений зададимся несколькими значениями Е; рассчитаем для них at; определим ЧДД и по полученным
точкам построим кривую.
Рисунок 6.2 - Внутренняя норма доходности
Таким образом, внутренняя норма доходности инвестиционного проекта ВНД =
0,85
Следовательно, для реализации предложенного проекта можно брать кредит в
банке до 85 % годовых.
На рисунке 6.2. показано, какое значение должна принять ставка дисконта,
чтобы ЧДД обратился в нуль.
Выводы по разделу
После проведения анализа вычислили рентабельность капитальных вложений,
по формуле (6.8.):
P =
[(4385044,1 + 1222369,4) / 1222369,4] × 100 % = 458 %,
Вычислили графически внутреннюю норму доходности инвестиционного проекта
ВНД = 0,70, высчитали по графику срок окупаемости проекта, который составил 2,5
года.
Полученные результаты свидетельствуют о достаточно высокой экономической
эффективности данного проекта (табл. 6.10.). Следовательно, можно говорить о
прибыльности внедрения разработанной в данном дипломном проекте системы
автоматизации.
Таблица 6.10 Сводная таблица показателей экономической эффективности
проекта
Показатели
|
Значение показателей
|
Капитальные вложения
(инвестиции), руб.
|
1222369
|
Экономия эксплуатационных
затрат, руб.
|
1559055
|
Чистый дисконтированный
доход, руб.
|
4162082
|
Срок окупаемости, лет
|
1,9
|
Внутренняя норма
доходности, %
|
85
|
Рентабельность, %
|
458
|
Заключение
В данном дипломном проекте разработана автоматизированная система
управления технологическими процессами для эффективного управления процессом
очистки, компримирования и осушки газа. В процессе был применен программируемый
логический контроллер SLC-500
(Allen Bradley).
Нижний уровень первичных преобразователей, датчиков и исполнительных
механизмов выбран на базе отечественной техники, отвечающей современным
требованиям автоматизации.
Программирование контроллера выполнено на языке лестничной логики Ladder Logic. Разработан верхний уровень системы управления на
базе промышленного персонального компьютера.
Функции операторского интерфейса осуществляются с применением
программного пакета RSView v6.2.