ID: 2683

Название работы: Разработка автоматизированной системы управления технологическими процессами фирмы Allen Bradley

Категория: Дипломная

Предметная область: Производство и промышленные технологии

Описание: Внедрение АСУ ТП позволяет значительно повысить эффективность производства за счет: получения достоверной информации с технологических объектов, оперативного контроля, управления процессами и учета готовой продукции, повышения...

Язык: Русский

Дата добавления: 2013-01-06

Размер файла: 401.23 KB

Работу скачали: 69 чел.

ВВЕДЕНИЕ

Внедрение АСУ ТП позволяет значительно повысить эффективность  производства за счет: получения достоверной информации с технологических объектов, оперативного контроля,  управления процессами и учета готовой продукции, повышения безопасности производства, улучшения экологической обстановки, снижения трудоемкости, получением дополнительной прибыли. Автоматизация способствует росту производительности труда

Немалое внимание уделяется надежности средств измерения и информационно-измерительных систем. Без достоверных значений параметров и автоматического контроля за этими значениями в большинстве случаев нельзя управлять процессом или установкой Особенно большое значение приобретают вопросы получения достоверных значений измеряемых параметров в связи задачами комплексной автоматизации технологических процессов и более эффективного использования производственного потенциала. Решение этих задач требует анализа процессов, а для этого нужны надежные  средства измерения и обработки данных.

Целью данной работы является разработка автоматизированной системы управления технологическими процессами узла разделения этан-пропановой фракции.

1.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ВЫДЕЛЕНИЯ                                   ЭТАН-ПРОПАНОВОЙ ФРАКЦИИ

Газофракционирующее производство (ЦГФУ , отделение ГФ-1 ) предназначено для разделения методом ректификации нестабильного газового бензина (широкой фракции легких углеводородов) на фракции индивидуальных углеводородов.

Проектная мощность отделения ГФ-1 составляет 3 млн. тонн сырья в год , при составе   сырья согласно проекту (объект 96/149К-ТХ). Введено в  действие в 1984 году.

В состав отделения ГФ-1 входят;

а) Наружная установка, включающая в себя блок колонных агрегатов, наружную этажерку;

б) Производственное помещение, в котором размещены;

станция перекачки парового конденсата (СПК);

редукционно- охладительная установка (РОУ);

помещение для датчиков хроматографов.

Автоматическое управление технологическим процессом осуществляется из отдельно стоящего помещения управления ГФ-3.

Разделение исходного сырья на фракции индивидуальных углеводородов осуществляется в одной технологической нитке, кроме выделения этан-пропановой фракции .

Выделение этан-пропановой фракции колонном агрегате К1.

Ректификация представляет собой процесс многократного частичного испарения жидкости и конденсации паров. Процесс осуществляется путем контакта потоков пара и  жидкости, имеющих различную температуру, и проводится в колонных аппаратах называемых ректификационными колоннами.

При каждом контакте из жидкости испаряется преимущественно низкокипящий компонент, которым обогащаются пары, а из паров конденсируется преимущественно высококипящий компонент, переходящий в жидкость. Такой двусторонний обмен компонентами, повторяемый многократно, позволяет получить в конечном счете пары, представляющие собой почти чистый низкокипящий компонент.

Эти пары после конденсации в отдельном аппарате дают дистиллят (ректификат) и флегму-жидкость, возвращаемую для орошения колонны и взаимодействия с поднимающимися парами. Пары получают путем частичного испарения снизу колонны остатка, являющегося почти чистым высококипящим компонентом.

Процессы ректификации осуществляются периодически или непрерывно при различных давлениях: при атмосферном давлении, под вакуумом (для разделения смесей высококипящих веществ), а также под давлением больше атмосферного    (для разделения смесей, являющихся газообразными при нормальных температурах).

В ректификационных установках используют главным образом аппараты двух типов: насадочные и тарелочные ректификационные колонны.

Сырьё- широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) из магистрального трубопровода Южный Балык - Тобольск через склад Б3 непрерывно подается в отделение ГФ1 газофракционирующей установки.

Сырье проходит через теплообменник  Т1,  в котором нагревается теплом пропановой  фракции затем через теплообменник  Т2,   где нагреваются теплом парового конденсата из сепаратора О7, и поступают в качестве питания в   колонну  К1 .

Предусматривается возможность подогрева каждого из потоков сырья в подогревателях Т3  паром давления 0,2 мПа (2 кгс/см2), подаваемым в межтрубное пространство подогревателя в случае, если тепла рекуперации в цехе не будет в достаточном количестве.

Температура сырья после Т3  регулируется клапаном ,  установленным на подаче пара в Т3.

Выделение этан-пропановой фракции осуществляется на колонне К-1

Режим работы колонны К-1 /1:

Температура верха          54 С;

Температура питания     69С;

Температура куба            128 С;

Давление верха                1,85 мПа (18,5 кгс/см2);

Давление куба                  1,90 мПа (19,0 кгс/см2);

Флегмовое число             2,2 -  2,8;

Сырье подается на 54 тарелку.

Пары этан-пропановой фракции, уходящие с верха колонны К-1 , воздушный конденсатор Т4 где частично конденсируются.

Температура воздуха в диффузоре вентиляторов Т4  в летнее время регулируется подачей парового конденсата на увлажнение.

Не сконденсировавшиеся в аппарате Т4  пары этан-пропановой фракции отделяются от конденсата во флегмовой емкости  Е1  и поступают в теплообменники Т6, Т-7.

       Давление верха колонны К1 /1  регулируется изменением отбора парообразной этан-пропановой фракции из Е1.

Расход на узле выделения этан-пропановой фракции измеряется датчиком дифферинцального давления фирмы  YOKOGAWA модели EIA 130A, а  давление   регистрируется датчиком избыточного давления модели EJA 430A.

При завышении давления в системе предусматривается возможность дистанционного стравливания паров с колонны К1  на факел с помощью электрозадвижки № 3.

Конденсат из емкости Е1  насосами  Н1 /1,2  подается на верхнюю тарелку колонны К1  в качестве флегмы. Расход флегмы регулируется клапаном №31. Температура измеряется  термосопротивлением фирмы  YOKOGAWA модели RM.

Регулирование уровня в емкости Е1 осуществляется  отбором этан-пропановой фракции в жидком виде в колону К-6.

Обогрев колонны осуществляется паром давления 4 кгс/см2 через два параллельно работающих термосифонных испарителя Т-5 /1,2 . Расход пара в каждый испаритель регулируется клапанами по температуре на контрольной тарелке № 30. Кубовый продукт, смесь углеводородов С4, С5, С6   и выше самотеком за счет разницы в давлениях поступает в колонну    К-6.

2. АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА 

Внедрение современных средств автоматизации преследует следующие цели:

1.  Управление технологическим процессом в автоматическом режиме;
2.  Автоматическое дискретное управление (автоматические блокировки, запреты на пуск, защиты);
3.  Управление в ручном режиме;
4.  Оповещение  звуковой и световой сигнализацией выхода параметра за установленные пределы;
5.   Регистрация и архивирование  хода технологического процесса с целью последующего анализа;
6.  Измерение значений технологических параметров;
7.  Формирование трендов по основным технологическим параметрам;
8.  Вычисление количества переработанного сырья и произведенной продукции;
9.  Формирование и вывод на печать учетно-отчетных документов.

2.1 Объекты автоматизации

Объектом   управления   АСУТП   является узел выделения                       этан-пропановой  фракции, который состоит из:

1.  ректификационной колонны К-1;
2.  теплообменников Т-1, Т-2, Т-3, Т-4, Т-5;
3.  насосов Н1-1, Н1-2;
4.  флегмовой емкости Е-1.

Для оптимального регулирования протекания технологического процесса на производстве применяют ПИД регуляторы обеспечивающие достаточное качество регулирования. ПИД регулятор осуществляет сравнение действительного значения  с заданной уставкой. Если реальное значение технологического параметра и уставка различаются то   выдается  сигнал поступающий  на исполнительный механизм (клапан).

На объекте регулируются:

1.  Расход НГБ на установку;
2.  Расход пара в теплообменники Т1, Т3, Т5;
3.  Расход кубового продукта колонны К2;
4.  Расход флегмовой жидкости для орошения колонны К1;
5.  Расход этан-пропановой фракции на колону К6;
6.  Расход этан-пропановой фракции на склад.

Сигнализация и регистрация происходит по следующим параметрам:

1.  Температура НГБ после теплообменника Т3;
2.  Давление и уровень куба колонны К1;
3.   Давление и уровень  в емкости Е1;
4.  Температура подшипников насосов Н1-1, Н1-2;
5.  Давление на нагнетании насосов Н1-1, Н1-2.

Перечень автоматических блокировок и запретов на пуск:

1.  Уровень в емкости Е1 отключение насосов Н1-1, Н1-2, запрет на пуск;
2.  Перегрев подшипников насосов, останов, запрет на пуск.

2.2 Общая характеристика системы контроля и управления

Объектом автоматизации является часть завода «Бутадиен», по этому для правильного построения системы управления необходимо использовать спецификацию DCS. DCS (Distributed Control System) –непосредственный контроль и управление распределенным технологическим процессом.

Система управления делится на иерархические уровни. Самый низший – полевой, включает в себя: датчики, преобразователи и исполнительные механизмы монтируемые непосредственно на объекте. Сбор, обработка данных и выдача управляющего воздействия происходит с помощью PLC (Programmable Logic Control) программируемый логический контроллер. PLC доукомплектовывается модулями в/в, как аналоговыми так и дискретными, источником питания и монтируется на специальном шасси (slot rack).

Непосредственная визуализация реализуется с помощью одного или нескольких ПЭВМ с программным обеспечением MMI (Man Machine Interface) человеко-машинным интерфейсом. Позволяющем отображать ход технологического процесса с выводом всех основных параметров в наглядном виде.

Основными целями преследовавшимися при создании системы являются:

1.  Модернизация существующий системы, базирующеюся на устаревших средствах автоматизации не отвечающим современным требованиям;
2.  Сокращением вынужденных остановок и времени простоя оборудования;
3.  Сокращением количества аварий, приводящих к материальным потерям и нежелательным последствиям для окружающей среды;
4.  Снижение затрат на ремонт оборудования  за счет предупреждения и оперативного выявления неисправностей, для датчиков увеличение пежповерочного интервала;
5.  Повышенная точность внедряемой системы позволит уменьшить выбросы на факел, снизить затраты на энергоресурсы, уменьшить количество обслуживающего персонала;
6.  Повышение эффективности работы за счет принятия персоналом оптимальных решений на основе своевременной  и полной информации;

Средством достижения поставленных целей является внедрение современных технических средств одним из которых является контроллер SLC-500, модули в/в, программное обеспечение американской фирмы Rockwell Automation (Allen-Bradley) датчики и преобразователи японских фирм «YOKOGAWA» и «Мейсо Нейлан».

2.3 Комплекс технических средств для автоматизации узла выделения этан-пропановой фракции.

Для замены устаревшего оборудования выбраны датчики и преобразователи японских фирм «YOKOGAWA» и «Мейсонейлан».  

Технические характеристики первичных датчиков применяемых в  системе автоматизации узла выделения этан-пропановой  фракции.

Для измерения расхода используется датчик дифференциального давления фирмы  «YOKOGAWA» модели EJI 130A. Предназначен для измерения перепада давления при высоком статическом давлении.

Параметры датчика:

- Класс точности                                     ±0,25;

-Максимальное рабочее давление        32 МПа;

-Стабильность измерения . ±0,1% от ВПИ (верхнего предела измерения) в течении 12 месяцев;

-Выходной сигнал 4…20мА с функцией цифровой связи по  BRAIN или HART протоколу. Программно может быть задан линейный или квадратичный выходной сигнал;

- Температура процесса                       -40…120 °С;

- Температура окружающей среды     -40 …80 °С;

- Питание                                               10,5…42 В;

- Материал, контактирующий со средой:   

      а) мембрана Hastelloy C-276;

      б) остальное нержавеющая сталь SUS 316L.

- Конструктивное исполнение    искробезопасное EexiallCT4

- Межповерочный интервал                2 года.

Датчик обеспечивает:

1.  высокую точность преобразования;
2.  долговременную стабильность сигнала.

Устойчив  к вибро- и гидроударам не требователен к температуре окружающей среды.

Для измерения давления  используется датчик фирмы  «YOKOGAWA» модели EJI 430A. Предназначен для измерения избыточного  давления  различных сред: жидкости, газа, пара.

Параметры датчика:

- Погрешность измерений                     ±0,25%;

- Диапазон измерений                            -1…30 кгс/см2;

-Максимальное рабочее давление        3 МПа  (капсула А);

-Стабильность измерения . ±0,1% от ВПИ (верхнего предела измерения) в течении 24 месяцев;

-Выходной сигнал 4…20мА с функцией цифровой связи по  BRAIN или HART протоколу. Программно может быть задан линейный или квадратичный выходной сигнал;

- Температура процесса                       -40…120 °С;

- Температура окружающей среды     -40 …80 °С;

- Питание                                               10,5…42 В;

- Материал, контактирующий со средой:   

      а) мембрана Hastelloy C-276;

      б) остальное нержавеющая сталь SUS 316L;

- Конструктивное исполнение    искробезопасное EexiallCT4

- Межповерочный интервал                2 года.

В качестве приборов для изменения температуры выбраны термосопротивления  фирмы  «YOKOGAWA» модели RM с термоэлементами Pt100 класс «А» и нормирующий преобразователь модели YTA50.

Параметры датчика RM :

- Погрешность измерений                     ±0,55°С;

- Диапазон измерений                            -50…300 °С.

Параметры преобразователя YTA50:

-Выходной сигнал 4…20мА;

- Погрешность измерений                   ±0,2% или  ±0,2 °С;

-Максимальное рабочее давление        3 МПа  (капсула А);

- Температура окружающей среды     -40 …85°С;                       

- Питание                                                  7…35 В.                                               

Нормирующий преобразователь имеет компактную конструкцию, позволяющую монтировать его на головку температурного сенсора.

В качестве прибора измерения уровня служит электронный датчик  модели 12120 фирмы «Мейсонейлан». Принцип действия основан на изменении плавучести поплавка зависящего от уровня жидкости.

Параметры датчика 12120:

- Выходной сигнал                                 4 …20 мА;                        

- Погрешность измерений                     ±0,5%;  

- Температура процесса                       -40…170 °С;                   

- Пределы измерений                            500 …3000 мм.    

Для управления клапанами и задвижками используются механизмы исполнительные электрические однооборотные МЭО.

Механизмы исполнительные электрические однооборотные постоянной скорости предназначены для перемещения регулирующих органов в системах автоматического регулирования технологическими процессами в соответствии с командными сигналами автоматических регулирующих и управляющих устройств.

Режим работы механизмов, повторно-кратковременный, реверсивный, с частотой включений до 320 в час При этом механизмы допускают работу в течении часа в том же режиме с частотой включений до 630 в час и продолжительностью включений до 25%, с последующим повторением не менее чем через 3ч. Интервал времени между выключением и включением на обратное направление – не менее 50 мс.

2.4 Программируемый логический контроллер в системе автоматизации

Контроллер, включающий в себя: процессорный модуль, модули аналоговых входов, дискретных входов и дискретных выходов следующие функции:

1.  сбор и обработку сигналов от дискретных датчиков и аналоговых датчиков;
2. контроль и регулирование технологических параметров;
3.  формирование управляющих воздействий на исполнительные механизмы;
4.  реализация защиты путем предупреждения аварийных и предаварийных ситуаций;
5. обмен с верхним уровнем системы.

        2.4.1. Обоснование выбора контроллера

Важными  критериями при выборе контроллера является соотношение цена/качество, количество часов наработки на отказ, простота обслуживания, сервис предоставляемый компанией-разработчиком.

Программируемый контроллер SLC-500 американской фирмы     «Allen-Brаdley», лаконично вмещает в себя все критерии предъявляемые в современных условиях.

Программируемые контроллеры серии SLC (Small Logical Controlles) имеют два варианта исполнения: модульный и многоблочные с фиксированным количеством входов/выходов.

Линейка контроллеров SLC-500 включает в себя  4 модификации процессоров, 25 типов модулей входов/выходов, специальные модули, 4 типоразмера шасси для установки модулей (4, 7, 10, 13 мест).

   В дополнение  к гибкости конфигурирования  программируемые контроллеры SLC 500 имеют встроенный порт сети DH-485, DH+, обеспечивая тем самым программную поддержку и мониторинг.

Имеется 4 типа процессоров серии SLC-500: SLC-5/01, SLC-5/02, SLC-5/03, и SLC-5/04, отличающихся объемом памяти, количеством подключаемых входов/выходов и сетевыми средствами.

Контроллеры SLC-5/01…SLC-5/03 могут объединяться по промышленной локальной сети DH-485. Количество объединяемых узлов    до 32.

Контроллеры SLC-5/04 имеют выход на сеть DH+ . По сети DH+ контроллеры могут обмениваться информацией с другими  контроллерами PLC, рабочими станциями. Количество объединяемых узлов    до 64.

Процессоры SLC-5/03, SLC-5/04 имеют последовательные порты RS-232 для подключения периферийных устройств.

Процессоры серии SLC-500 работают с модулями серии 1746. В состав гаммы модулей входов/выходов входят модули для подключения дискретных и аналоговых датчиков.

Реализована мощная систему команд, в том числе: логические и математические функции, битовые инструкции PID-функция, обработка прерываний, индексная адресация, организация подпрограмм.

В данном дипломном проекте система автоматизации построена на базе программируемого контроллера SLC-5/04.

2.4.2. Выбор проектной конфигурации контроллера

1.  Процессорный модуль SLC-5/04 с 64К (1747-L541).

Процессорный модуль SLC-5/04 содержит 60К слов и дополнительные 4К слов для данных. Он также содержит встроенный порт сети Highway Data Plus (DH+). Кроме того, имеется возможность обмена по последовательному интерфейсу по стандарту RS-232 или DH-485.Также в состав процессорного модуля входит математический сопроцессор для обработки чисел в формате плавающей запятой.

1.  Модуль аналогового ввода 1746-NI8.

Модуль предназначен для ввода аналоговых сигналов от датчиков имеющих унифицированный выходной сигнал 4…20 мА.

Модуль имеет 8 дифференциальных канала.

Характеристика модуля:

- питание:

-  +5 V – 200 мА;

-  +24 V – 100 мА;

- разрешение 16 бит;

1.  время преобразования 60мс.
2.  Модуль дискретного ввода 1746-IB32.

Модуль 1746-IB32 предназначен для ввода дискретных сигналов +24 V

Характеристика модуля:

- задержка сигнала на включение и выключение   8 мс;

- рабочее входное напряжение     10…30 V DC;

- максимальное значение тока в состоянии выключено  1мА;

1.  питание +5V - 106мА.
2.  Модуль дискретного вывода 1746-OB32.

Модуль является выходным модулем, использующий релейные контакты для коммутации выходного напряжения. Он позволяет коммутировать нагрузку постоянного и переменного тока в диапазоне: 5…125V DC и 5…265 VAC.

Характеристика модуля:

- питание +5 V – 452 мА;

- задержка сигнала на включение и выключение    10 мс;

1.  длительная нагрузка на модуль не более 1440 VA.
2.  Модуль дискретного вывода 1746-OB16.

Модуль является выходным модулем, использующий релейные контакты для коммутации выходного напряжения. Он позволяет коммутировать нагрузку постоянного и переменного тока в диапазоне: 5…125V DC и 5…265 VAC.

Характеристика модуля:

- питание +5 V – 270 мА;

- задержка сигнала на включение и выключение    10 мс;

- длительная нагрузка на модуль не более 1440 VA.

1.  Шасси.

Исходя из количества модулей, выбираем шасси 1746-А13.

1.  Модуль питания.

Исходя из рассчитанных данных, выбираем модуль 1746 Р3.

2.4.3. Разработка алгоритма управления выбранной установки. Составление  программы на языке контроллера

Для правильного функционирования системы необходимо грамотно запрограммировать логический контроллер. Первым шагом к этому является понимание хода технологического процесса.

Алгоритм управления состоит из нескольких частей:

1. Опрос датчиков;
2. Сравнение с уставками параметров;
3. Выдача управляющего воздействия;
4. Сигнализация: световая и звуковая.

Структура программирования контроллеров «Allen-Bradley» является лестничной (ladder logic), что существенно облегчает работу программиста.

Программа строится иерархически, по принципу вложенности подпрограмм.

Основная программа включает в себя ряд подпрограмм:

1.  Подпрограмма инициализации контроллера и модулей;
2.  Подпрограммы сканирования и анализа состояния аналоговых входов, масштабирования их величин и проверки с уставками;
3.  Подпрограмма проверки на аварийное  состояние всей установки;
4.  Подпрограмма пуска насосов;
5.  Подпрограмма останова насосов;
6.  Подпрограмма пуска  установки;
7.  Подпрограмма останова установки.

При первом проходе сканирования программы происходит инициализация аналоговых модулей при котором происходит задание режима работы.

Режим работы аналоговых модулей:

1) принимаемый сигнал: 4..20 мА;

2) формат преобразованного значения: 1746 NI8 Data Format, class 1;

3) значения при обрыве цепи: 0;

4) частотный фильтр: 50 Гц.

Чтение сигналов с датчиков происходит последовательно: один датчик за один проход. Аналоговый сигнал  4..20 мА масштабируются в значение диапазона 3277…16384 и заносится в соответствующую ячейку памяти, к которой напрямую можно обратиться из программы. В процессе чтения происходит контроль выхода значения за пределы и обрыва цепи. Если показания датчиков достоверны, то их значения масштабируются из диапазона 3277…16384 в реальные величины (МПа, м, 0С и т.д.) и отображаются на экране компьютера. При опросе дискретных датчиков значения заносятся в специально отведенную область памяти.

Сравнение с уставками параметров происходит с помощью специальной функции если параметры вышли за установленные пределы то выдается звуковая и световая сигнализация. В случае необходимости блокирования включается блокировка.

ПИД-регулирование осуществляется следующим образом:

1. обработка сигнала от датчика;
2. значение, полученное с датчика, масштабируется в диапазон                  ПИД-инструкции;
3.  промасштабированное значение заносится в ПИД-инструкцию, сравнивается с уставкой;
4. вычисляется значение регулирующего воздействия;
5. вычисляется время воздействия на  исполнительный механизм регулирующего клапана (регулирование осуществляется с помощью дискретного сигнала, подаваемого на  исполнительный механизм регулирующего клапана на определенное время в зависимости от значения регулирующего воздействия).

Предусмотрено ручное управление, реализованное путем обработки сигналов поступающих с MMI.

Основная программа представлена в приложении 13.

2.5. Верхний уровень управления

Верхний уровень реализован с помощью программного продукта  RSView-32 Rockwell Software на основе MMI. MMI  (Man-Machine Interface) человеко-машинный  интерфейс.

MMI выполняет следующие функции:

1.  отображение текущего состояния технологического процесса в виде мнемосхем, таблиц технологических параметров, трендов;
2.  сигнализацию и регистрацию изменений состояния процесса, аварийных ситуаций;
3.  дистанционное управление технологическим оборудованием;
4.  отображение предыстории процесса в виде таблиц, исторических трендов;
5.  генерация и печать различных отчетно-учетных документов.

  Существует ряд программных продуктов, с помощью которых можно реализовать MMI. Эксплутационные возможности всех продуктов примерно одинаковы и различия проявляются в деталях, поэтому на выбор в основном влияют такие факторы как:

1.  денежные затраты: цена базового состава пакета, цена одного драйвера к определенному типу контроллеров, стоимость обучения, стоимость услуг по поддержке проекта и т.д.;
2.  требуемые ресурсы компьютера;
3.  сопровождение пакета документацией, возможность обновления;
4.  возможность сопряжения с системами более высокого уровня.

Данный проект реализован с применением пакета RSView32 6.2, разработанным фирмой Rockwell Software. Этот пакет предлагает общепринятый набор компонентов для разработки систем MMI.

2.5.2. Операторский интерфейс

Мнемосхемы разработаны при помощи интегрального пакета RSView32 фирмы Rockwell Software.  Программный пакет операторского интерфейса для представления оператору данных о состоянии технологического процесса в виде мнемосхем, численных значений, временных графиков, аварийных сигнализаций и т.п.

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

Сообщения об аварийной   сигнализации записываются в файл с указанием времени и даты, а также выдаются в нижней части экрана, появляется мигающий красный цвет и сообщение о том, какой именно параметр вызвал сигнализацию и на каком уровне опасности он находиться. Предусмотрено архивирование данных  с занесением в специальный файл, а также ведение отчета. Пример суточного отчета приведен в приложении 12.

 При запуске проекта и выходе из него отображается меню запроса пароля определяющие уровень доступа. Т.е. существует иерархия доступа: существуют такие уровни как «оператор», «инженер КИПиА», «программист». Также можно создать много уровней в зависимости от компетентности и специализации пользователя.

Управление осуществляется с помощью стандартной клавиатуры и мыши.

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

Для связи контроллера с верхним уровнем АСУ ТП используется локальная промышленная сеть DH+ (Data Highway Plus).

Data Highway Plus предоставляет одноранговую связь с эстафетной передачей мастера связи среди (максимум) 64 узлов. Так как такой метод не требует опроса, это помогает обеспечивать быструю и надежную передачу данных.

Возможности DH+:

1. удаленное программирование процессоров в сети;
2.  простые реконфигурации и расширение при добавлении большего количества узлов;
3.  скорость связи 57,6 Кбод, 115,2 Кбод или 230 Кбод.

Максимальная длина кабеля в сети DH+ выбирается в зависимости от скорости связи. Для скорости 57,6 Кбод – 3048м, для 115,2 Кбод – 1542м, для 230 Кбод – 762м.

Протокол DH+ поддерживает 2 класса устройств: инициаторы и ответчики. Все инициаторы по сети получают возможность инициализировать передачу сообщения. Чтобы определить какой инициатор имеет право передавать используется алгоритм эстафетной передачи. Узел, удерживающий маркер, может посылать любой допустимый пакет в сеть. Каждому узлу позволяется только одна передача (плюс два повтора) каждый раз, когда он получает маркер. После того, как узел посылает один пакет сообщения, он пытается передать маркер преемнику, посылая ему пакет "передачи маркера". Если активности сети не происходит, инициатор снова посылает пакет "передачи маркера". После двух повторов (всего три попытки), инициатор пытается найти нового преемника.

3. РАСЧЕТ СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ

3.1. Определение характеристик объекта регулирования

Результатом изменения положения регулирующего клапана является изменение процента открытия клапана  (%) во времени t (c). Будем считать изменение положения регулирующего клапана идеальным (безинерционным). 

 Рис. 3.1. Изменение положения регулирующего клапан

Рис.3.2. Переходная характеристика объекта

Переходная характеристика расхода абсорбента приведена на рис.3.2. Она получена изменением положения регулирующего клапана (рис. 3.1).

Переходная характеристика – изменение расхода Q (m3/с) на регулирующее воздействие исполнительного механизма (клапана) во времени   t (с) исходные данные для расчета САР даны преподавателем.

Выберем систему, описывающуюся апериодическим звеном 1-ого порядка c запаздыванием. Тогда передаточная функция объекта будет представлена в следующем виде:

  ,                         (3.1)

Переходные характеристики объекта регулирования получают при

                                 ,                                             (3.2)

где Нmax=100% хода регулирующего органа.

Находим коэффициент передачи объекта по формуле:

                                            ,                                                       (3.3)

где

                              ,                                       (3.4)

                                            ,                                                 (3.5)

Рассчитываем  и :

; .

Подставляем полученные данные в формулу (3.3):

kОБ = 1.05.

Запаздывание ОБ и постоянную времени ТОБ определяем по графику переходного процесса. Проводим касательную к графику, изображенному на рис.3.1. Из графика получили:  

TОБ =31 c;            

ОБ = 3 c.          

Тогда передаточная функция объекта примет вид:

                                    .                               (3.6)

3.2. Определение оптимальных параметров регулирования

Целью параметрической оптимизации САР является выбор таких параметров настройки регуляторов, которые обеспечивают в системе запас устойчивости не ниже заданного при всех возможных вариациях параметров математической модели объекта регулирования. На запас устойчивости САР – это необходимое, а не достаточное условие ее качественной работы. Близость достижения поставленной цели можно характеризовать некоторым функционалом, который называется критерием оптимальности. Выбор критерия оптимальности является одной из ответственных и сложных задач расчета САР.

Существуют критерии, связанные с минимизацией интегральных оценок качества регулирования (интегральный критерий), критерий минимума средней квадратической ошибки (дисперсионный критерий), критерий минимума энтропии ошибки регулирования (информационный критерии) и другие.

Критерий параметрической оптимизации промышленных САР заключается в следующем: параметры настройки регуляторов должны быть выбраны такими, чтобы в замкнутой САР был обеспечен заданный запас устойчивости; при этом выбранный показатель качества регулирования должен быть не хуже требуемого (или должен иметь экстремальное значение).

В практике наладочных работ широко используют приближенные формулы для определения оптимальных параметров настройки регуляторов в зависимости от параметров объектов регулирования. Формулы вычисления параметров настройки приведены в табл.3.1.

Таблица 3.1

Формулы для вычисления параметров настройки регуляторов

Параметры настройки	Формулы для регуляторов				Характеристика объекта
	П		ПИ	ПИД
1/kр			1.1	0.8	0<<0.2
Ти	-		3.3	2.5
1/kр					0.2<<1.5
Ти	-	0.8Tоб		Tоб
1/kр	2kоб	2kоб		1.7kоб	>1.5
Ти	-	0.6		0.7

Одним из аналитических методов оптимизации систем является метод расширенных КЧХ. Этот метод может применяться для систем с П-, ПИ-, ПИД-регуляторами. В основе метода лежит понятие так называемых расширенных КЧХ W(m, jw), получающихся из передаточных функций путем замены S на w(j-m), где m – степень колебательности связана со степенью затухания , которая определяется по формуле:

 = 1- е -2m .                                                                                             (3.7)

 принимаем равной 0,9. Отсюда находим m = 0,37.

 Записываем КЧХ для объекта:

,(3.8)

где kОБ – коэффициент передачи объекта,

     ТОБ – постоянная времени объекта,

      ОБ - время запаздывания.

Передаточная функция идеального ПИ-регулятора:

                          ,                                       (3.9)

где   kр – коэффициент передачи идеального регулятора,

        Ти- постоянная времени интегрирования.

Введем обозначение: С0 = kP/Ти  , С1 = kP - параметры настройки ПИ –регулятора.

Тогда передаточная функция непрерывного ПИ-регулятора:

                                    .                                        (3.10)

Записываем КЧХ для регулятора:

, (3.11)

Исходным для расчета границы области заданной степени затухания Ψ или степени колебательности m является соотношение:

                             .                           (3.12)

Тогда (3.12) можно преобразовать в систему двух уравнений:

.                                                                (3.12)

Из полученной системы уравнений выделяем С0 и С1 и получаем систему уравнений:

(3.15)

          ,                                                                           (3.16)

где

                                 

и решаем ее относительно этих параметров при изменении w от 0 до .

Параметры С0 и С1 вычисляем с помощью программы составленной на языке TurboPascal.

По результатам расчета в плоскости настройки регулятора С0-С1 строим график:

Рис.4.3. Нахождение оптимальных параметров регулятора

Оптимальные параметры регулятора соответствуют условию kP/Tи = max и соответствующий этой точке графика kР.

kР/Ти = 0,04; kР = 0,95  Ти = 23 с.

4.3. Построение переходного процесса

Структурная схема системы имеет вид:

                                                                                                  

–  

Wp – передаточную функция ПИД-регулятора, WОБ - передаточную функция объекта, Wд – передаточную функция демодулятора (фиксатор нулевого порядка).

Запишем передаточную функцию ПИД-регулятора:

                       ,                        (3.17)

где   kр – коэффициент передачи идеального регулятора,

        Ти - постоянная времени интегрирования,

        ТД - постоянная времени дифференцирования.         

(Принимаем ТД = 2 с).

Запишем передаточную функция демодулятора, которая состоит из двух частей: дискретной и непрерывной:

;                                                                      (3.18)

         .                                                                        (3.19)

                                  .                               (3.20)

Запишем передаточную функцию объекта:

                                    .

Записываем передаточную функцию разомкнутой системы:

                                      W(S)=WP(S)WД(S)WОБ(S) .                       (3.21)

Следовательно, передаточная функция всей системы будет равна:

, (3.22)

Упрощаем выражение:

,    (3.23)

где k = kР*kОБ – коэффициент передачи системы;  = 1/ТОБ.

Полученное выражение  раскладываем  на сумму простейших дробей и проводим Z – преобразование каждой части, упрощая полученное выражение, получаем:

,                                        (3.25)

Находим передаточную функцию замкнутой системы:

, (3.26)

В качестве входного воздействия используем единичное ступенчатое воздействие 1(t), Z – изображение единичной функции:

                                        ,                                       (3.27)

Определяем реакцию замкнутой системы на единичное воздействие 1(t).

        ,  (3.28)

Строим переходный процесс используя метод решетчатых функций. Суть метода заключается в делении числителя на знаменатель дробно-рациональной функции Y(Z). Результаты деления заносим в табл. 3.2.

Таблица 3.2

Данные для построения переходного процесса

[nT]	0	3T	6T	9T	11T	13T	16T	18T
Y[nT]	0	0,11	0,2	0,75	1,19	0,95	0,94	1,01

Рис.4.4. График переходного процесса при kР=0,95, ТИ=23, ТД=2

Из графика находим время перерегулирования  и время регулирования tР:

 = 19%;

 tР =51 с.

Для качественного регулирования время регулирования tp должно быть меньше трех или четырехкратного TОБ. Это условие выполняется:

tp < 3.31.

Выводы:

В результате расчетов получили следующие  настройки ПИД-регулятора:

 kр = 0,95;

   Ти = 23 c;

         TД = 2 с.

      при  этом  = 19 %, tp = 51 с,   =  0,9, m = 0,37.

4. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ  ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА

4.1. Основные факторы и источники эффективности проекта

Предлагаемая к внедрению  АСУ ТП узла выделения этан-пропановой фракции цеха ЦГФУ, строится на основе программируемого контроллера SLC-5/04 (Allen Bradley), ПЭВМ- IВМ РС и более точных  датчиков фирмы YOKOGAWA , имеющих унифицированные выходные сигналы.

Введение этих средств позволяет более точно отслеживать технологический процесс (уменьшить влияние «человеческого фактора»), предотвратить возникновение аварийных и предаварийных ситуаций. Сократить численность обслуживающего персонала  на три человека. Уменьшить количество газа сжигаемого на факеле.

  4.2. Методика определения показателей экономической эффективности проекта.

Для реализации   разрабатываемого проекта необходимо провести работу  по определению экономической эффективности вложенных средств.

При определении экономической эффективности инвестиционного проекта используется методика, разработанная мировой практикой. Эта методика преимущественно основана на сравнении эффективности (прибыльности) инвестиции в различные проекты. При этом в качестве альтернативы вложения средств в рассматриваемый объект выставляют финансовые вложения в другие производственные объекты или помещение финансовых вложений в банк под проценты, или покупка ценных бумаг.

С позиции финансового анализа реализация проекта может быть представлена как два взаимосвязанных процесса:

1.  процесс инвестиции в создании производственного объекта;
2.  процесс получения дохода от вложенных средств.

Эффективность проекта устанавливается путём анализа этих процессов (процесс вложения и получения доходов).

Объектами анализа являются потоки платежей, характеризующие эти процессы, а результирующий поток платежей формируется как разность между доходами и расходами (чистый доход).

Под чистым доходом подразумевается доход, полученный в каждом временном интервале от производственной деятельности за вычетом всех расходов, связанных с получением доходов и за вычетом налогов. При этом амортизация не относится к текущим затратам, а считается доходом.

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

Процедура приведения разновременных расходов и доходов к расчётной дате называется дисконтированием.

   Важным фактором, влияющим на оценку эффективности проекта, является ставка дисконта. Величина ставки дисконта обычно применяется на уровне ссудного процента (долгосрочного кредита или депозитного процента).

Расчет эффективности инвестиционного проекта осуществляется в два этапа: на первом этапе производится ориентировочная оценка с целью определения целесообразности разработки данного объекта в полном объеме; на втором этапе проводятся  полномасштабные исследования эффективности проекта.

Для оценки эффективности промышленных инвестиций в основном применяются следующие показатели:

1.  чистый дисконтированный доход (ЧДД);
2.  внутренняя норма доходности (ВНД);
3.  срок окупаемости капитальных вложений;
4.  рентабельность проекта (Р).

Перечисленные показатели являются результатами сопоставлений распределенных во времени доходов с инвестициями и затратами на производство. В качестве базового момента приведения разновременных доходов и расходов принимает дату начала реализации проекта.

Чистый дисконтированный доход определяется по следующей формуле:

,                           (4.1)

где ЧДt – чистый доход (чистый поток платежей, чистый поток денежной наличности) в году t;

t = 0,1,2…- годы реализации проекта;

d – ставка дисконтирования.

Если ЧДД >0, проект является эффективным и    принимается к реализации.

Если ЧДД <0, проект отвергается.

Если ЧДД =0, проект не прибыльный, не убыточный.

ЧД включает в качестве дохода чистую прибыль ЧП и амортизационные отчисления А, в качестве расхода капитальные вложения К, а также вложения на создании или прирост оборотных средств Коб.

.                          (4.2)

Чистая прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия использующего проект, рассчитывается по формуле:

,                           (4.3)

где П – прибыль от реализации проекта,  тыс. руб.;

Н - сумма налогов на прибыль и на имущество, тыс. руб.

Сумма налогов на прибыль и на имущество рассчитываются по формуле:

.                          (4.4)

Налог на имущество определяется по формуле:

,                          (4.5)

где NИМ -норма налога на имущество, которая составляет 2 %.

Налог на прибыль рассчитывается по формуле:

,                          (4.6)

где NПР = 24% - норма налога на прибыль.

Внутренняя норма доходности определяется по формуле:

,                          (4.7)

ВНД=d*

d*- ставка дисконтирования, при которой ЧДД равняется нулю, при этом данная норма дисконтирования равна ВНД.

Уравнение решается путем подбора.

Экономический смысл этого показателя заключается в том, что при ставке судного процента (процент по депозитному вкладу) равной ВНД вложения финансовых ресурсов в данный проект даст в итоге тот же суммарный доход, что и помещение их в банк на депозитный счет.

Если ставка судного процента меньше ВНД проекта, то инвестирование средств в данный проект выгодно и наоборот.

При финансовом анализе инвестиционного проектов отбирают для реализации те проекты, которые имеют ВНД не ниже заранее заданные значения.

Срок окупаемости капитальных вложений обычно применяется при предварительной оценки экономической эффективности капитальных вложений. Он означает период времени в течение которого инвестиции будут возращены за счет доходов, полученных от реализации проекта.

Уравнение для определения срока окупаемости:

,                          (4.8)

где tн – момент начала производства продукции с использованием проекта, соответствует моменту окончанию проекта (строительства);

Т – срок окупаемости;

К- сумма капитальных вложений (единовременных затрат) в проект ( без приведения к концу освоения).

Величина Т находится путем последовательного суммирования ряда дисконтированных доходов до тех пор, пока не будет получена сумма равная объему капитальных вложений.

Рентабельность показатель эффективности единовременных и текущих затрат определяется как отношение дисконтированных доходов к дисконтированным на ту же дату инвестиционных расходов.

,                          (4.9)

где Kt – капитальные вложения в году t;

tc – момент окончания капитальных вложений (окончание строительства объекта).

Рентабельность равна единице не прибыльно, не убыточно (приведенные доходы равны приведенным инвестициям), в данном случае норма дисконта равна ВНД.

Если рентабельность больше единицы (больше 100 %), то означает, что инвестиционный проект имеет доходность.

Если рентабельность меньше единицы, не эффективность проекта при данной ставке дисконта.

Перечисленные показатели рассчитываются на основе исходных данных.

4.3. Исходные данные для расчета показателей экономической      эффективности

В качестве исходных данных для проведения расчета экономической эффективности проектируемой АСУ ТП  принимаем технико-экономические показатели работы  ЦГФУ сведенные в табл.4.1

Таблица 4.1

Данные для проведения расчета экономической эффективности   

Показатели	Обозначение	Значение
2. Расход электроэнергии, тыс. кВтч	РЭЛ.ЭН.	1800
4. Стоимость 1 кВтч руб.	СЭЛ.ЭН.	0,63
5. Численность работников, чел.	Ч	35
6. Среднегодовая заработная плата одного работника с учетом отчислений на соцстрахование ,  руб.	ЗП	63630
7.Стоимость одного часа простоя, руб.	Тп	51260
7. Норма затрат на ремонт, %	N	10
8. Коэффициент, учитывающий транспортные расходы, %	Кт	20
9. Коэффициент, учитывающий монтажные работы, %	Км	15
10. Коэффициент, учитывающий наладочные работы, %	Кн	14
11. Норма амортизации, %	Nа	20
12. Ставка налога на прибыль, %	Нпр	24
13. Ставка налога на имущество, %	Ним	2
14. Ставка дисконтирования, %	d	10

4.4. Расчет показателей экономической эффективности проекта

Капитальные затраты определяются методом прямого счёта путём составления сметы.

   Исходной информацией для определения затрат является перечень средств автоматизации ЦГФУ, отдел автоматизации завода «Бутадиен». Капитальные вложения, связанные с использованием проектируемой САР определяют по формуле:

,                        (4.10)

где Сса - стоимость внедряемой САР, руб;

Зм - затраты на  монтаж внедряемого прибора, руб;

Зт - затраты на транспортировку, руб;

Зн - затраты на наладку внедряемого прибора, руб.

Затраты рассчитаем по следующим формулам:

, , ,               (4.11)

где Км – коэффициент, учитывающий монтажные работы, %;

Кт – коэффициент, учитывающий транспортные расходы, %;

Кн - коэффициент, учитывающий наладочные работы, %.

Расчет капитальных вложений на вводимую систему автоматизации приведен в табл.4.2.

Таблица 4.2

Смета затрат на вводимую систему автоматизации

Наименование элемента		Количество, шт	Стоимость единицы, руб	Полная стоимость, руб
1		2	3	4
1. Контроллер SLC 5/04		1	51770	51770
2.Модуль в/в 1746-OB32		1	11811	11811
3.Модуль в/в 1746-OB16		1	6820	6820
4.Модуль в/в 1746-NI8		6	22940	137640
2.Модуль в/в 1746-IB32		1	10000	10000
Продолжение таблицы 4.2
3. 1746 A13 (13-Slot Rack)		1	15900	15900
4. Power Supply 1746-P3		1	7800	7800
2. Компьютер  IBM-PC		1	45000	45000
3. Блок бесперебойного питания SMART-UPS2500	1		9350		9350
4. Программное обеспечение RSView32 with RSLinx RSLogix , Windows NT ,	1		81450		266500
5. YOKOGAWA  “ija 130A”		6	41850	251100
6.  YOKOGAWA  “ija 430A”		5	28200	141000
7. Термосопротивление YOKOGAWA  “RM” с нормирующим  преобразо- вателем  “YTA50’		8	23250	186000
Кабеля силовые и сигнальные				78638
ИТОГО ∑				1219329
Транспортные расходы				243866
Монтажные расходы				170706
Наладочные расходы				182899
Капитальные вложения				1816800

Амортизация средств автоматизации рассчитывается по формуле:

,                         (4.12)

где Nа - норма амортизации;

Тогда:

  руб.

Расчет годовых текущих затрат

Годовые текущие затраты при использовании проектируемой системы автоматизации рассчитываем по следующей формуле:

,                                                      (4.13)

ЗЗП – затраты на заработную плату;

ЗРСА – затраты на ремонт.

Затраты на ремонт составляют - 10% от стоимости внедряемого оборудования. Затраты на ремонт рассчитываются по формуле:

,                                          (4.14)

где Кв - капитальные вложения на вводимую систему, тыс. руб.;

N- отчисления на ремонт новой системы, %;

Тогда:

руб.

За счет введения дополнительно одного инженера увеличатся затраты на заработную плату. Увеличение заработной платы рассчитывается по формуле:

,                         (4.16)

Тогда:

руб.

Годовые текущие затраты при использовании проектируемой системы автоматизации составят:

руб.

Расчет стоимостной оценки от реализации проекта

Экономия на текущие затраты рассчитывается по следующей формуле:

,                                            (4.17)

Эзп - экономия на зарплате;

ЭП -  экономия за счет уменьшения потерь.

Для подержания пламени на факеле расходуется до 1% сырья т.к. погрешность измерений ±1%.Внедрение более точных  датчиков позволит уменьшить количество сжигаемого газа на факеле   соответственно повысить выход продукции. Экономия рассчитывается по формуле:

,                         (4.18)

Тогда:

руб.

Экономия заработной платы обусловлена сокращением 1 оператора и 2 слесарей. Годовая экономия фонда заработной платы определяется по формуле:

,                         (4.20)

Экономия на заработной плате:

руб.

Экономия от уменьшения времени  простоя установки:

Общая экономия составит:

руб.

Налог на имущество и на прибыль

Налог на имущество определяется по формуле (4.5):

руб.

Прибыль от реализации проекта определяется по формуле:

.                        (4.21)

Прибыль от реализации проекта составит:

руб.

 

Расчет чистой прибыли

Налог на прибыль определяется по формуле  (4.6):

руб.

Чистая прибыль определяется по формуле (4.3):

руб.

Расчет чистого дохода

Чистый доход определяется по формуле (4.2):

руб.

Расчет чистого дисконтированного дохода

Чистый дисконтированный доход определяется по       формуле (4.1):

руб.

Аналогично проводим расчеты для следующих расчетных годов, а результаты вычислений заносим в табл. 4.3.

Таблица 4.3.

Данные для определения окупаемости капитальных вложений

Показатели	2000		2001	2002	2003	2004	2005	Итого
	0		1	2	3	4	5
1.Единовременные затраты в проект, руб.	1816800		-	-	-	-	-	1816800
2.Текущие затраты без амортизации, руб.	-		267962	267962	267962	267962	267962
3. Амортизация, руб.	-		363360	363360	363360	363360	363360	1816800
Продолжение таблицы 4.3
4. Налог на имущество, руб.	-		29069	21802	14535	7267	0
5. Результат от реализации проекта	-		1241407	1241407	1241407	1241407	1241407
6. Прибыль, руб.		-	581015	588283	595560	602817	610084
7. Налог на прибыль, руб.		-	139443	141187	142932	144676	146420	714660
8. Чистая прибыль, руб.		-	441572	447095	452618	458141	463664	2263091
9. Чистый доход, руб.		-1816800	804932	810455	815978	821501	827024
11.Чистый дисконтированный доход, руб.		-1816800	731756	669797	613056	561096	513517	1272424
12. Накопленный ЧДД, руб.		-1816800	1085044	-415246	197810	758907	1272424
13. Накопленный ЧД, руб.		-1816800	-1063345	-190367	625611	1447112	2274136

На основании полученных результатов, приведенных в таблице

4.3., построены графики , изображенные на рис. 4.1.

Рис.4.1. Срок окупаемости проекта по показателям чистого дохода и чистого дисконтированного дохода

Расчет внутренней нормы доходности

 Построим график зависимости чистого дисконтированного дохода от нормы дисконтирования и на основе этого графика определим внутреннюю норму доходности (значения ЧДД для разных  норм дисконтирования представлен в табл. 4.4). График представлен на рис 4.2.

Таблица 4.4

Значения ЧДД для разных норм дисконтирования

Норма дисконтирования, d	0,1	0,2	0,3	0,4	0,5
ЧДД, руб.	1272424	617536	163315	-163367	-407025

Рис.4.2. График зависимости накопленного чистого дисконтированного дохода от ставки дисконта

Исходя из графика изображенного на рис.4.2 внутренняя норма доходности составит 0.35.

Расчет рентабельности

Рентабельность капитальных вложений определяется по формуле (4.9):

.

 

Расчет срока окупаемости

Срок окупаемости капитальных вложений определим  с помощью рис.4.1., когда значение чистого дисконтированного дохода станет равным нулю.  Срок окупаемости составит 2,6 года.

Таблица 4.5

Основные показатели экономической эффективности проектируемой системы.

1	2
Единовременные затраты, руб	1816800
Годовые текущие затраты, руб	267962
Годовые результаты от реализации проекта, руб	1241407
Чистая прибыль за первый год реализации проекта, руб	441572
ЧДД, руб	731756
Внутренняя норма доходности,%	35
Рентабельность, %	170
Срок окупаемости, года	2,6

Полученные результаты свидетельствуют об экономической эффективности внедрения проекта.

Выводы по разделу:

На основании рис.4.1 и рис.4.2 определена внутренняя норма доходности ВНД = 0,35. и период возврата капитальных вложений за счет прибыли от внедренной системы автоматизации Тв = 2,6 года. Рентабельность капитальных вложений Р = 170 %. В таблице 4.5. приведены основные показатели экономической эффективности проектируемой системы.

 

5. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

5.1 Характеристика производства и условий труда

Центральная газофракционирующая установка (ЦГФУ) , отделение ГФ-1 предназначено для разделения методом ректификации нестабильного газового бензина (НГБ)  широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) на фракции индивидуальных углеводородов.

Проектная мощность отделения ГФ-1 составляет 3 млн. тонн сырья в год.

В состав отделения ГФ-1 входят;

а) Наружная установка, включающая в себя блок колонных агрегатов, наружную этажерку, категории «А».

б) Производственное помещение, категории «А», в котором размещены;

станция перекачки парового конденсата (СПК);

редукционно- охладительная установка (РОУ);

помещение для датчиков хроматографов.

в) Факельной установки М1 с открытой насосной, категории «А».

г) Помещения управления ГФ-3, категории «Д».

Автоматическое управление технологическим процессом осуществляется из отдельно стоящего помещения управления ГФ-3.

Разделение исходного сырья на фракции индивидуальных углеводородов осуществляется в одной технологической нитке, кроме выделения этан-пропановой фракции.

Пожаровзрывоопасными и токсическими в цехе являются газообразные и жидкие углеводороды - этан, пропан, изобутан, бутан, изопентан, пентан, гексан.

Углеводороды (С2-С6), перерабатываемые в отделении, имеют специфический характерный запах, являются наркотическими веществами, парализующе действуют на нервную систему.

Сжиженные газы, попадая на тело человека, вызывают обморожение, сухость кожи, что может привести к дерматитам и экземам.

Метанол, используемый в цехе для подачи в товарные фракции, с целью предотвращения гидратообразования, является сильным ядом.

Характеристика пожаровзрывоопасных и токсических веществ, имеющихся в цехе, приведена в приложении 16.

Метан-                   CH6

Этан- C2 H6

Пропан- C3 H8

( i ) Бутан- iC4 H10

(n) Бутан- nC4 H10

( i ) Пентан- iC5 H12

(n) Пентан- nC5 H12

Гексан- C6H14

Метанол- CH3OH

Антифриз-65

(водный раствор этиленгликоля)-    C2H4(OH)2

5.2 Опасности, сопряженные с профессиональной деятельностью

Основные опасности производства, обусловленные:

-характерными свойствами сырья;

-готовой продукции;

- отходов производства;

-особенностями технологического процесса или выполнения отдельных производственных операций;

- особенностями используемого оборудования и условиями его эксплуатации;

- нарушениями правил безопасности работающими;

Цех газоразделения по характеру сырья, получаемых продуктов относится к категории  взрывопожароопасных  производств. Категорию цеха определяют продукты, относящиеся к сжиженным углеводородным газам и легковоспламеняющимся жидкостям с низкой температурой вспышки и высокой упругостью паров. К ним относятся: этан, пропан, бутан, изобутан, пентан, изопентан, гексан.

При эксплуатации оборудования цеха возможны следующие опасности:

1.  возникновение взрывоопасных, пожароопасных концентраций газов и паров вследствие разгерметизации оборудования и трубопроводов;
2.  ожоги работающих водяным  паром, паровым конденсатом или при соприкосновении с горячими поверхностями оборудования и трубопроводов, при пожаре;
3.  обморожение при попадании сжиженных углеводородов на незащищенные участки тела;
4.  удушье при  работе с азотом, от недостатка кислорода в колодцах;
5.  отравление углеводородами, метанолом, антифризом;
6.  травмирование при долбежке бетона, асфальта  отлетающими частями;
7.  травмирование падающими предметами и инструментами;
8.  недостаточность освещенности рабочей зоны;
9.  травмирование вращающимися и движущимися частями насосов, вентиляторов, аппаратов воздушного охлаждения в случае отсутствия или неисправности ограждения;
10.  поражение электрическим током в случае выхода из строя заземления токоведущих частей электрооборудования, пробоя электроизоляции, неприменения средств защиты;
11.  возможность падения при работе на высоте, если неисправно ограждение и работа ведется с нарушением “Инструкции по технике безопасности производства работ на высоте ”- ОКИ-11; падение в колодец, если отсутствует крышка на люке колодца;
12.  травмирование неисправным инструментом;
13.  опасность разгерметизации аппаратов и трубопроводов вследствие повышения давления, температуры, уровня в аппаратах и емкостях выше установленных технологическим регламентом при нарушении технологического режима.
    Опасными местами в цехе являются:
14.  колодцы, лотки, приямки и другие места ниже уровня земли, где могут образовываться взрывоопасные смеси углеводородов с воздухом;
15.  заглубленные дренажные емкости и емкости аварийного сброса углеводородов из-за большого количества сжиженных и газообразных углеводородов, которые представляют опасность при прорыве через неплотности.

Применение открытого огня в местах, не предусмотренных для этой цели, нагрев до высокой температуры поверхности трубопроводов и оборудования, удары искрящими  предметами  о металл или бетон, самовозгорание промасленного обтирочного или изоляционного материала, курение в не установленном месте могут вызвать воспламенение или взрыв горючих смесей.

5.3 Средства индивидуальной и коллективной защиты

Для уменьшения возникновения  аварийных ситуаций и вредных воздействий на организм человека применяют индивидуальные и коллективные средства защиты.

Все работающие в отделении ГФ-1 в зависимости от рода выполняемых работ и в соответствии с типовыми отраслевыми нормами обеспечиваются спецодеждой, спецобувью и защитными приспособлениями, касками.

Для защиты органов дыхания от имеющихся в производстве вредных паров и газов, применяются фильтрующие противогазы марок БКФ, шланговые противогазы ПШ-1, ПШ-2, изолирующие противогазы ИП-4М.

Фильтрующие противогазы нельзя применять при содержании кислорода в воздухе ниже 18% объемных или если содержание вредных паров и газов в воздухе выше 0,5 % объемных, а также при работе в емкостях, аппаратах и колодцах. В этих случаях применяются только шланговые и изолирующие противогазы.

Сведения о средствах индивидуальной защиты работающих приведены в приложении 16.

К средствам коллективной защиты работающих от воздействия опасных и вредных производственных факторов относятся обменная и местная вытяжка, аварийная вентиляция.

В помещениях СПК и РОУ предусмотрена только обменная и местная вытяжная вентиляция. В помещении датчиков хроматографов предусмотрена, кроме того, аварийная вентиляция, которую включают в работу в случае завышения содержания вредных паров  и газов выше предельно допустимой концентрации в помещении.

Средством коллективной защиты является также защита оборудования от завышения давления путем установки предохранительных клапанов, со сбросом вредных газов на факел, сигнализации и блокировки, предотвращающие возникновение аварийных ситуаций.

Для тушения пожара в отделении ГФ-1 применяются следующие способы и средства пожаротушения:

а) Способ тушения, основанный на разбавлении реагирующих веществ, для чего применяется азот, водяной пар, вода. В отделении имеется внутренний водопровод и разветвленная сеть азота и пара.

Вода применяется для тушения различных очагов горения (кроме электродвигателей и электропроводки) и для охлаждения аппаратов, емкостей и металлоконструкций.

б) Способ прекращения горения, основанный на принципе изоляции, средствами тушения являются различные виды огнетушителей, войлок, кошма, асбестовое полотно,  песок.

Песок применяется для тушения небольших очагов горения пролитых легковоспламеняющихся жидкостей.

На установке имеются ящики с песком и лопаты.

Полотно асбестовое применяется для тушения людей, электродвигателей, небольших очагов загорания.

Асбестовое полотно находится в ящиках с противопожарным инвентарем.

На установке имеются огнетушители: порошковые унифицированные типа ОПУ-5, которые могут быть использованы для тушения электрооборудования и небольших очагов загорания.

Средством противопожарной защиты является и предусмотренная в отделении ГФ-1 стационарная система совместного водяного орошения колонных аппаратов и флегмовых емкостей.

Для тушения пожара на этажерках и в нижней части блоков колонн предусмотрены лафетные стволы, расположенные по периметру установки.

В здании ГФ-3 находится установка газового пожаротушения, предназначенная для тушения пожара в помещениях фреоном 114В/2. Тушение пожара осуществляется в результате заполнения помещения расчетным количеством газа.

Взрывопожарная и пожарная опасность. Санитарная характеристика зданий и помещений приведены приложении 16.

        Защита от статического электричества и молниезащита сооружений и зданий выполнена в соответствии с “Правилами защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности”.

Возможность накопления опасных количеств статического электричества определяется как интенсивностью возникновения, так и условиями стекания зарядов.

Для снижения интенсивного возникновения зарядов статического электричества во всех емкостях для слива взрывоопасных жидкостей выполнены опуски.

Для отвода зарядов статического электричества от поверхности оборудования все металлические и электропроводные неметаллические части технологических аппаратов и трубопроводов, являющиеся диэлектриками, заземлены.

Указанные средства защиты от статического электричества должны поддерживаться в исправном состоянии.

5.4 Оценка экологичности проекта

Организованные технологические выбросы в атмосферу вредных и взрывоопасных веществ в цехе отсутствуют.

Cбросы углеводородных газов от рабочих предохранительных клапанов направлены на сжигание на индивидуальный для отделения ГФ-1 факел М-1. Норма сжигания (для поддержания пламени) до 1% от поставляемого в цех сырья  плюс потери сухого газа СH4 не  используемого в переработке. В зависимости от количества аварийных ситуаций выбросы на факел увеличиваются ( 0,38т/ч). Выбросы в атмосферу приведены в табл. 5.6. Нормы отчисления за выбросы в табл. 5.7.

Таблица 5.6

Выбросы в атмосферу

Кол. Источн.	Вещество	Негерме-тичность	Давление в системе	Давление насыщения	Мольная доля	Молекул. масса	Температура	Сжимаемость	Диаметр	Уровень жидкости	Высота пространства	Выбросы
n		m	P	Pi	Xi	Mi	T	Zi	d	H	h	M
			Атм	атм		кг/кмоль	К		м	М	м	т/год
1	C2 H6	0,05	18,1	38	0,23	44	364	0,84	4,1	1,5	1,5	78,2
1	C3 H8	0,05	18,1	130	0,025	30	364	0,94	4,1	1,5	1,5	22,4
1	IC4H10	0,05	18,1	16	0,065	58	364	0,7	4,1	1,5	1,5	11,3
1	nC4H10	0,05	18,1	13	0,18	58	364	0,7	4,1	1,5	1,5	26,2
1	IC5 H12	0,05	18,1	6	0,08	72	364	0,69	4,1	1,5	1,5	6,4
1	nC5H12	0,05	18,1	5	0,32	72	364	0,69	4,1	1,5	1,5	20,1
1	C6H14	0,05	18,1	2	0,1	86	364	0,64	4,1	1,5	1,5	2,44

Таблица 5.7

Нормы отчисления за выбросы

Выбросы в атмосферу (колонна К1)
Вещество	Количество выбросов т/ч	Норматив платы за 1 т. руб. * коэф-т инфляции	Коэфициент эколог. ситуации	Сумма платы, руб.
Углеводороды С2 –С 6	2364,263	0,01*110,92	1,44	3776

Постоянные химические загрязненные сточные воды на установке отсутствуют.

В качестве периодически образующихся химически загрязненных вод могут быть:

паровой конденсат, загрязненный углеводородами при неисправностях испарителей колонн;

дождевые сточные воды, собираемые с площадки установки, загрязненные углеводородами;

конденсат после пропарки технологического оборудования перед ремонтом.

Дождевые сточные воды с наружной установки и загрязненный паровой конденсат собираются в заглубленные емкости, откуда погружными насосами подаются в зависимости от анализа в канализацию дождевых вод или  в химзагрязненную канализацию. Далее стоки поступают в цех нейтрализации и очистки промышленных  сточных вод (НОПСВ). Количество стоков поступающих с ЦГФУ приведены в табл. 5.8.

Таблица 5.8

Количество стоков поступающих с ЦГФУ

Химические стоки ( колонна К1)
		тонн/год
ЦГФУ		224,89

5.5 Оценка чрезвычайной ситуации

Определение глубины распространения сильнодействующих ядовитых веществ (СДЯВ) при разливе их с поражающей концентрацией.

Распространение СДЯВ при неблагоприятных метеоусловиях можно

описать рис.5.1.

Место разлива СДЯВ

Зона заражения со смертельной концентрацией (=1/3 радиуса зоны с поражающей концентрацией).

Зона заражённая поражающей концентрацией

Рис.5.1  Распространение СДЯВ

При расчёте зон принимают: метеоусловия – изотермия, t = 20 оС, скорость ветра 1 м/с, направление ветра на предприятие; принимают, что разрушается одна наибольшая ёмкость или выливается наибольшее из возможных количество СДЯВ из трубопровода, системы.

При свободном разливе толщина слоя СДЯВ принимается равной высоте поддона за вычетом 0.05 м.

h=0.3-0.05=0.25(м).

При разливе СДЯВ образуется первичное облако пара (мгновенное испарение) и вторичное облако пара (испарение слоя жидкости).

Определяют эквивалентное количество вещества QЭ1 по первичному облаку (по отношению к хлору) по формуле:

.          т

. т

Qэ1=0,18 0,27 18,13=0,88 , т

Где V-объем емкости

d – плотность СДЯВ, т/м3 (табл.5.9);

К1 – коэффициент, зависящий от условий хранения СДЯВ ;

К3 – коэффициент, равный отношению пороговой токсодозы хлора к пороговой токсодозе другого СДЯВ (табл. 5.9).

Q0 – количество выброшенного (разлившегося) при аварии вещества, т.

   Определяется эквивалентное количество вещества QЭ2 по вторичному облаку в тоннах по формуле:

. т

,  т

где К2 – коэффициент, зависящий от свойств СДЯВ (табл. 5.9);

h – толщина слоев СДЯВ, м.

По табл.10 определяют максимальное значение глубин зон заражения первичным Г1 и вторичным Г2 облаком СДЯВ. Полная глубина зоны заражения Г (км) определяется по формуле:

, км

где ГМ – наибольшее число из Г1 и Г2;

ГН – наименьшее число из Г1 и Г2.

ГМ=0,08 км  ; ГН=0,05км.

Г=0,08+0,5 0,05=0,105 км.

Количество пострадавших при разливе СДЯВ составит 3 человека.

Таблица 5.9

Характеристика СДЯВ и вспомогательные коэффициенты для определения глубин зон заражения

Наименование СДЯВ	Плотность СДЯВ т/м3		Температура кипения оС	Пороговая токсодоза мг*мин/л	Значение вспомогательных коэффициентов
	газ	жидкость			К1	К2	К3
Пропан ШФЛУ	0,0015	0,518	-43	-	0,18	0,052	0,27

Таблица 5.10

Глубина зон возможного заражения СДЯВ, км при скорости ветра 1м/с

Эквивалентное количество СДЯВ, т
км	0,01	0,05	0,1	0,5	1	3	5	10	20	30	50	70	100	300
т	0,38	0,85	1,25	3,16	4,75	9,18	12,53	19,20	29,56	38,13	52,67	65,23	81,9	166

Выводы по разделу

 Внедренная система контроля технологических параметров позволит уменьшить количество газа сжигаемого на факеле , вероятность возникновения аварий и чрезвычайных ситуаций, ведущих к экономическим потерям, тяжелым экологическим последствиям и возможным человеческим жертвам. Это достигается путем:

1)уменьшение погрешности измерения;

2)контроля за значениями технологических параметров;

3)оперативного предупреждения дежурного технолога об отклонениях от заданных уставок или изменениях технологических параметров;

4)контроля за состоянием и исправностью технологического оборудования;

5)снабжения дежурного технолога необходимой достоверной информацией для принятия правильных решений о регулировании технологического режима.  

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенной работы была разработана система автоматизации установки выделения этан-пропановой фракции на базе микропроцессорного контроллера SLС-5/04 фирмы «Allen Bradley», персонального компьютера с оболочкой верхнего уровня RSView32.

Обеспечивая надлежащее качество регулирования и наблюдения за другими параметрами, контролируемыми в процессе разделения фракций, рациональное и экономичное ведение производственного процесса, сохранность оборудования и безопасность проведения работ.

Разработка проекта производилась  на основе средств автоматизации фирмы YOKOGAWA, контроллера Allen Bradley, произведено программирования контроллера SLC 5/04 на языке лестничной логики Ladder Logic, разработан человеко-машинный интерфейс МMI.

Разработана система автоматического регулирования расхода НГБ в магистрали. В результате расчетов были получены оптимальные настройки ПИД-регулятора: kр = 0,95; Ти =23 c; TД = 2 с. По графику переходного процесса определили  = 19 %; tp = 60 с.

Выполнена оценка экономической эффективности проекта. Получены показатели экономической эффективности: рентабельность проекта - 170%, ВНД=35%,  срок окупаемости – 2,6 года, подтверждающие экономическую целесообразность автоматизации объекта.

Произведена оценка безопасности и экологичности проекта. Внедрение новой системы позволит снизить риск возникновения аварий и снизить вредные выбросы в окружающую среду.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.  Технологический регламент ЦГФУ завода «Бутадиен»  АООТ ”Тобольского НХК”.
2.  Механизмы исполнительные электрические однооборотные (МЭО). Техническое описание и инструкция по эксплуатации. – М: Московский завод тепловой автоматики. – 19 с.
3.  Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии. – М.: Химия, 1971. –783 с.
4.  Техническая документация фирмы Rockwell Automation.
5.  Техническая документация фирмы «YOKOGAWA».
6.  Ротач В.Я. Теория автоматического управления энергетическими процессами.  М.: Энергоатомиздат, 1986.  370 с.
7.  Методические указания по курсовому и дипломному проектированию к теме «Комплексная оценка экономической эффективности инженерных разработок», часть 1 и 2. /Под ред. Силифонкиной И.А., - Тюмень, 1991.
8.  Каменских И.А., Спасибов В.М. Лабораторный практикум по автоматизации технологических процессов. –Тюмень: ТюмГНГУ, 1995.- 93с.
9.  Безопасность жизнедеятельности и промышленная безопасность /Под ред.проф. В.Д. Шантарина –Тюмень: ТюмГНГУ, 2002.-308с.
10.  Allen Bradley SLC 500 Analog Input Module. User Manual. Publication   1746-April 1997.
11.  Catalogs: Automation system. Industrial controls. Publication 1746-May 1997.
12.  Описание инструкций языка Ladder Logic. –Тюмень: ТюмГНГУ, 1998.      -54с.

 

№ шасси

№ слота

№ контакта

Параметр

Обознач.

Датчик

Адрес Вх./вых. контроллер

DI

DO

AI

Вых. Сигнал Датчика

7

Стоп насоса 1-1

NHSA

ПБР-3А

O:2/7

1

0

2  1746-OB16

8

Пуск насоса 1-2

NHSA

ПБР-3А

O:2/8

1

9

Стоп насоса 1-2

NHSA

ПБР-3А

O:2/9

1

10

Зарезервировано

1

11

Зарезервировано

1

12

Зарезервировано

1

13

Зарезервировано

1

14

Зарезервировано

1

15

Зарезервировано

1

3  1746-NI8

0

Давление в магистрали

PT

YOKOGAWA EJI 430A

1

4-20mA

1

Расход НГБ

FT

YOKOGAWA EJI 130A

1

4-20mA

2

Температура пропановой фракции

TE

YOKOGAWA RM

1

4-20mA

3

Температура питания колонны

TE

YOKOGAWA RM

1

4-20mA

4

Температура на 70-й тарелке К-1

TE

YOKOGAWA RM

1

4-20mA

5

Расход кубовой жидкости К-1

FT

YOKOGAWA EJI 130A

1

4-20mA

6

Температура куба колонны К-1

TE

YOKOGAWA RM

1

4-20mA

7

Уровень куба колонны  К-1

LE

Мейсонейлан 12120

1

4-20mA

4  1746-NI8

0

Давление куба колонны К-1

PT

YOKOGAWA EJI 430A

1

4-20mA

1

Температура на 10-й тарелке К-1

TE

YOKOGAWA RM

1

4-20mA

2

Температура на 30-й тарелке К-1

TE

YOKOGAWA RM

1

4-20mA

3

Температура на 54-й тарелке К-1

TE

YOKOGAWA RM

1

4-20mA

4

Температура флегмы

TE

YOKOGAWA RM

1

4-20mA

5

Расход флегмы

FT

YOKOGAWA EJI 130A

1

4-20mA

6

Расход пара Т5

FT

YOKOGAWA EJI 130A

1

4-20mA

7

Температура газов на входе в Е-1

TE

YOKOGAWA RM

1

4-20mA

5  1746-NI8

0

Давление  питания колонны К-6

PT

YOKOGAWA EJI 430A

1

4-20mA

1

Давление паров в емкости Е-1

PT

YOKOGAWA EJI 430A

1

4-20mA

2

Температура в емкости Е-1

TE

YOKOGAWA RM

1

4-20mA

3

Уровень в емкости Е-1

LE

Мейсонейлан 12120

1

4-20mA

4

Температура подшипника 1 насоса 1-1

TE

ТСМ 9121

1

4-20mA

5

Температура подшипника 2 насоса 1-1

TE

ТСМ 9121

1

4-20mA

6

Температура подшипника 3 насоса 1-1

TE

ТСМ 9121

1

4-20mA

7

Температура подшипника 4 насоса 1-1

TE

ТСМ 9121

1

4-20mA

6  1746-NI8

0

Температура подшипника 1 насоса 1-2

TE

ТСМ 9121

1

4-20mA

1

Температура подшипника 2 насоса 1-2

TE

ТСМ 9121

1

4-20mA

2

Температура подшипника 3 насоса 1-3

TE

ТСМ 9121

1

4-20mA

3

Температура подшипника 4 насоса 1-4

TE

ТСМ 9121

1

4-20mA

4

Расход продукта с верха колонны К-1

FT

YOKOGAWA EJI 130A

1

4-20mA

5

Давление верха колонны К-1

PT

YOKOGAWA EJI 430A

1

4-20mA

6

Расход паров из емкости Е-1

FT

YOKOGAWA EJI 130A

1

4-20mA

7

Клапан №1 положение

GT

БСПТ-10

1

4-20mA

№ шасси

№ слота

№ контакта

Параметр

Обознач.

Датчик

Адрес Вх./вых. контроллер

DI

DO

AI

Вых. Сигнал Датчика

0

7 1746-NI8

0

Клапан №2 положение

GT

БСПТ-10

1

4-20mA

1

Клапан №3 положение

GT

БСПТ-10

1

4-20mA

2

Клапан №4 положение

GT

БСПТ-10

1

4-20Ma

3

Клапан №5 положение

GT

БСПТ-10

1

4-20mA

4

Клапан №6 положение

GT

БСПТ-10

1

4-20mA

5

Клапан №7 положение

GT

БСПТ-10

1

4-20mA

6

Клапан №8 положение

GT

БСПТ-10

1

4-20mA

7

Клапан №9 положение

GT

БСПТ-10

1

4-20mA

8  1746-NI8

0

Клапан №10 положение

GT

БСПТ-10

1

4-20mA

1

Зарезервировано

1

2

Зарезервировано

1

3

Зарезервировано

1

4

Зарезервировано

1

5

Зарезервировано

1

6

Зарезервировано

1

7

Зарезервировано

1

9  1746-IB32

0

Задвижка №1 открыта

GS

БКВ МЭО-63/25-063

I:9/0

1

24V

1

Задвижка №1 закрыта

GS

БКВ МЭО-63/25-063

I:9/1

1

24V

2

Задвижка №2 открыта

GS

БКВ МЭО-63/25-063

I:9/2

1

24V

3

Задвижка №2 закрыта

GS

БКВ МЭО-63/25-063

I:9/3

1

24V

4

Задвижка №3 открыта

GS

БКВ МЭО-63/25-063

I:9/4

1

24V

5

Задвижка №3 закрыта

GS

БКВ МЭО-63/25-063

I:9/5

1

24V

6

Задвижка №4 открыта

GS

БКВ МЭО-63/25-063

I:9/6

1

24V

7

Задвижка №4 закрыта

GS

БКВ МЭО-63/25-063

I:9/7

1

24V

8

Задвижка №5 открыта

GS

БКВ МЭО-63/25-063

I:9/8

1

24V

9

Задвижка №5 закрыта

GS

БКВ МЭО-63/25-063

I:9/9

1

24V

10

Задвижка №6 открыта

GS

БКВ МЭО-63/25-063

I:9/10

1

24V

11

Задвижка №6 закрыта

GS

БКВ МЭО-63/25-063

I:9/11

1

24V

12

Задвижка №7 открыта

GS

БКВ МЭО-63/25-063

I:9/12

1

24V

13

Задвижка №7 закрыта

GS

БКВ МЭО-63/25-063

I:9/13

1

24V

14

Задвижка №8 открыта

GS

БКВ МЭО-63/25-063

I:9/14

1

24V

15

Задвижка №8 закрыта

GS

БКВ МЭО-63/25-063

I:9/15

1

24V

17

Задвижка №9 открыта

GS

БКВ МЭО-63/25-063

I:9/16

1

24V

18

Задвижка №9 закрыта

GS

БКВ МЭО-63/25-063

I:9/17

1

24V

19

Мах.давление на выкиде насоса 1-1

PISA

ДМ-2005Сr

I:9/18

1

24V

20

Min.давление на выкиде насоса 1-1

PISA

ДМ-2005Сr

I:9/19

1

24V

21

Мах.давление на выкиде насоса 1-2

PISA

ДМ-2005Сr

I:9/20

1

24V

22

Min.давление на выкиде насоса 1-2

PISA

ДМ-2005Сr

I:9/21

1

24V

23

Max.уровень заполнения насоса 1-1

LE

РОС-101и

I:9/22

1

24V

24

Min.уровень заполнения насоса 1-1

LE

РОС-101и

I:9/23

1

24V

25

Max.уровень заполнения насоса 1-2

LE

РОС-101и

I:9/24

1

24V

26

Min.уровень заполнения насоса 1-2

LE

РОС-101и

I:9/25

1

24V

27

Min.уровень в емкости Е1

LE

РОС-101и

I:9/26

1

24V

28

Max.уровень в емкости Е1

LE

РОС-101и

I:9/27

1

24V

29

Зарезервировано

1

30

Зарезервировано

1

31

Зарезервировано

1

Сумма

ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ 6

Адрес переменной	Тип переменной	Комментарии
B11/26	Binary	Зарезервировано
B11/27	Binary	Зарезервировано
B11/28	Binary	Зарезервировано
B11/29	Binary	Зарезервировано
B11/30	Binary	Зарезервировано
B11/31	Binary	Зарезервировано
N7/ 0	Integer	Коэффициент масштабирования для 1-го датчика
N7/ 1	Integer	Сдвиг для 1-го датчика
N7/ 2	Integer	Коэффициент масштабирования для 2-го датчика
N7/ 3	Integer	Сдвиг для 2-го датчика
N7/ 4	integer	Коэффициент масштабирования для 3-го датчика
N7/ 5	Integer	Сдвиг для 3-го датчика
N7/ 6	Integer	Коэффициент масштабирования для 4-го датчика
N7/ 7	Integer	Сдвиг для 4-го датчика
N7/ 8	Integer	Коэффициент масштабирования для 5-го датчика
N7/ 9	Integer	Сдвиг для 5-го датчика
N7/ 10	Integer	Коэффициент масштабирования для 6-го датчика
N7/ 11	Integer	Сдвиг для 6-го датчика
N7/ 12	Integer	Коэффициент масштабирования для 7-го датчика
N7/ 13	Integer	Сдвиг для 7-го датчика
N7: 14	Integer	Коэффициент масштабирования для 8-го датчика
N7: 15	Integer	Сдвиг для 8-го датчика
N7: 16	Integer	Коэффициент масштабирования для 9-го датчика
N7: 17	Integer	Сдвиг для 9-го датчика
N7: 18	integer	Коэффициент масштабирования для 10-го датчика
N7: 19	Integer	Сдвиг для 10-го датчика
N7: 20	Integer	Коэффициент масштабирования для 11-го датчика
N7: 21	Integer	Сдвиг для 11-го датчика
N7: 22	Integer	Коэффициент масштабирования для 12-го датчика
N7: 23	Integer	Сдвиг для 12-го датчика
N7:24	Integer	Коэффициент масштабирования для 13-го датчика
N7: 25	Integer	Сдвиг для 13-го датчика
N7: 26	Integer	Коэффициент масштабирования для 14-го датчика
N7: 27	Integer	Сдвиг для 14-го датчика
N7: 28	Integer	Коэффициент масштабирования для 15-го датчика
N7: 29	Integer	Сдвиг для 15-го датчика
N7: 30	integer	Коэффициент масштабирования для 16-го датчика
N7: 31	Integer	Сдвиг для 16-го датчика
N7: 32	Integer	Коэффициент масштабирования для 17-го датчика
N7: 33	Integer	Сдвиг для 17-го датчика
N7: 34	Integer	Коэффициент масштабирования для 18-го датчика
N7: 35	Integer	Сдвиг для 18-го датчика
N7: 36	Integer	Коэффициент масштабирования для 19-го датчика
N7: 37	Integer	Сдвиг для 19-го датчика
N7: 38	Integer	Коэффициент масштабирования для 20-го датчика
N7: 39	Integer	Сдвиг для 20-го датчика
N7: 40	Integer	Коэффициент масштабирования для 21-го датчика
N7: 41	Integer	Сдвиг для 21-го датчика
N7: 42	Integer	Коэффициент масштабирования для 22-го датчика
N7: 43	Integer	Сдвиг для 22-го датчика
N7: 44	Integer	Коэффициент масштабирования для 23-го датчика
N7: 45	Integer	Сдвиг для 23-го датчика
N7: 46	Integer	Коэффициент масштабирования для 24-го датчика
N7; 47	Integer	Сдвиг для 24-го датчика
N7: 48	Integer	Коэффициент масштабирования для 25-го датчика
Адрес переменной	Тип переменной	Комментарии
N7:49	Integer	Сдвиг для 25-го датчика
N7: 50	Integer	Коэффициент масштабирования для 26-го датчика
N7: 51	Integer	Сдвиг для 26-го датчика
N7: 52	Integer	Коэффициент масштабирования для 27-го датчика
N7: 53	Integer	Сдвиг для 27-го датчика
N7; 54	Integer	Коэффициент масштабирования для 28-го датчика
N7: 55	Integer	Сдвиг для 28-го датчика
N7: 56	Integer	Коэффициент масштабирования для 29-го датчика
N7: 57	integer	Сдвиг для 29-го датчика
N7: 58	Integer	Коэффициент масштабирования для 30-го датчика
N7: 59	Integer	Сдвиг для 30-го датчика
N7: 60	Integer	Коэффициент масштабирования для 31-го датчика
N7: 61	Integer	Сдвиг для 31-го датчика
N7: 62	Integer	Коэффициент масштабирования для 32-го датчика
N7: 63	Integer	Сдвиг для 32-го датчика
N7: 64	Integer	Коэффициент масштабирования для 33-го датчика
N7; 65	Integer	Сдвиг для 33-го датчика
N7: 66	Integer	Коэффициент масштабирования для 34-го датчика
N7: 67	Integer	Сдвиг для 34-го датчика
N7: 68	Integer	Коэффициент масштабирования для 35-го датчика
N7: 69	Integer	Сдвиг для 35-го датчика
N7: 70	Integer	Коэффициент масштабирования для 36-го датчика
N7: 71	integer	Сдвиг для 36-го датчика
N7: 72	Integer	Коэффициент масштабирования для 37-го датчика
N7: 73	Integer	Сдвиг для 37-го датчика
N7: 74	Integer	Коэффициент масштабирования для 38-го датчика
N7: 75	Integer	Сдвиг для 38-го датчика
N7: 76	Integer	Коэффициент масштабирования для 39-го датчика
N7:77	Integer	Сдвиг для 39-го датчика
N7: 78	Integer	Коэффициент масштабирования для 40-го датчика
N7:79	Integer	Сдвиг для 40-го датчика
N7: 80	Integer	Коэффициент масштабирования для 41-го датчика
N7:81 N7:77	Integer Integer	Сдвиг для 41-го датчика
F8:0	Float	Давление в магистрали
F8:1	Float	Расход НГБ
F8:2	Float	Температура пропановой фракции
F8:3	Float	Температура питания колонны
F8:4	Float	Температура на 70-й тарелке К-1
F8:5	Float	Температура на 70-й тарелке К-1
F8:6	Float	Температура куба колонны К-1
F8:7	Float	Уровень куба колонны  К-1
F8:8	Float	Давление куба колонны К-1
F8:9	Float	Температура на 10-й тарелке К-1
F8:10	Float	Температура на 30-й тарелке К-1
F8:11	Float	Температура на 54-й тарелке К-1
F8:12	Float	Температура флегмы
F8:13	Float	Расход флегмы
F8:14	Float	Расход пара Т5
F8:15	Float	Температура газов на входе в Е-1
F8:16	Float	Давление  питания колонны К-6
F8:17	Float	Давление паров в емкости Е-1
F8:18	Float	Температура в емкости Е-1
F8:19	Float	Уровень в емкости Е-1
F8:20	Float	Температура подшипника 1 насоса 1-1
F8:21	Float	Температура подшипника 2 насоса 1-1
Адрес переменной	Тип переменной	Комментарии
F8:22	Float	Температура подшипника 3 насоса 1-1
F8:23	Float	Температура подшипника 4 насоса 1-1
F8:24	Float	Температура подшипника 1 насоса 1-2
F8:25	Float	Температура подшипника 2 насоса 1-2
F8:26	Float	Температура подшипника 3 насоса 1-3
F8:27	Float	Температура подшипника 4 насоса 1-4
F8:28	Float	Расход продукта с верха колонны К-1
F8:29	Float	Давление верха колонны К-1
F8:30	Float	Расход паров из емкости Е-1
F8:31	Float	Клапан №1 положение
F8:32	Float	Клапан №2 положение
F8:33	Float	Клапан №3 положение
F8:34	Float	Клапан №4 положение
F8:35	Float	Клапан №5 положение
F8:36	Float	Клапан №6 положение
F8:37	Float	Клапан №7 положение
F8:38	Float	Клапан №8 положение
F8:39	Float	Клапан №9 положение
F8:40	Float	Клапан №10 положение

                                                              Таблица КИПиА                                          ПРИЛОЖЕНИЕ 8    

Наименование и размерность Параметра	Обозначение	DI	DO	AI	Датчик	Вых.   сигнал    Датчика	Предел измерен. Датчика
Давление в магистрали             Мпа	PT			1	YOKOGAWA EJA 430A	4-20mA	-0,1..3
Расход НГБ                                  т/ч	FT			1	YOKOGAWA EJA 130A	4-20mA	0-250
Задвижка  №1 открыта	GS	1			БКВ МЭО-63/25-063	24V
Задвижка  №1  закрыта	GS	1			БКВ МЭО-63/25-063	24V
Задвижка  №1  открыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Задвижка  №1  закрыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Клапан №1 открыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Клапан №1 закрыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Клапан №1 положение                 %	GT			1	БСПТ-10	4-20mA	0-100
Тем-ра пропановой фракции     (с)	TE			1	YOKOGAWA RM	4-20mA	-50..300
Задвижка  №2 открыта	GS	1			БКВ МЭО-63/25-063	24V
Задвижка  №2  закрыта	GS	1			БКВ МЭО-63/25-063	24V
Задвижка  №2  открыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Задвижка  №2  закрыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Клапан №2 открыть	NHSA				ПБР-3А	24V
Клапан №2 закрыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Клапан №2 положение                %	GT		1	1	БСПТ-10	4-20mA	0-100
Температура питания колонны (с)	TE			1	YOKOGAWA RM	4-20mA	-50..300
Клапан №3 открыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Клапан №3 закрыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Клапан №3 положение                %	GT			1	БСПТ-10	4-20mA	0-100
Задвижка  №3 открыта	GS	1			БКВ МЭО-63/25-063	24V
Задвижка  №3  закрыта	GS	1			БКВ МЭО-63/25-063	24V
Задвижка  №3  открыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Задвижка  №3  закрыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Тем-ра на 70-й тарелке К1         (с)	TE			1	YOKOGAWA RM	4-20mA	-50..300
Расход кубовой жидкости К1     т/ч	FT			1	YOKOGAWA EJA 130A	4-20mA	0-250
Задвижка  №4 открыта	GS	1			БКВ МЭО-63/25-063	24V
Задвижка  №4  закрыта	GS	1			БКВ МЭО-63/25-063	24V
Задвижка  №4  открыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Задвижка  №4  закрыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Клапан №4 открыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Клапан №4 закрыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Клапан №4 положение                 %	GT			1	БСПТ-10	4-20mA	0-100
Температура куба колонны К1  (с)	TE			1	YOKOGAWA RM	4-20mA	-50..300
Уровень куба колонны К1           м	LE			1	«Мейсонейлан» 12120		0,5-3
Давление куба колонны К1      Мпа	PT			1	YOKOGAWA EJI 430A	4-20mA	-0,1..3
Тем-ра на 10-й тарелке К1         (с)	TE			1	YOKOGAWA RM	4-20mA	-50..300
Тем-ра на 30-й тарелке К1         (с)	TE			1	YOKOGAWA RM	4-20mA	-50..300
Тем-ра на 54-й тарелке К1         (с)	TE			1	YOKOGAWA RM	4-20mA	-50..300
Температура флегмы              (с)	TE			1	YOKOGAWA RM	4-20mA	-50..300
Клапан №5 открыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Клапан №5 закрыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Клапан №5 положение                %	GT			1	БСПТ-10	4-20mA	0-100
Расход флегмы К1                       т/ч	FT			1	YOKOGAWA EJA 130A	4-20mA	0-250
Расход пара Т5                            т/ч	FT			1	YOKOGAWA EJA 130A	4-20mA	0-250
Наименование и размерность Параметра	Обозначение	DI	DO	AI	Датчик	Выход-    Ной   Сигнал   Датчика	Пределы Измерения Датчика
Задвижка  №5 открыта	GS	1			БКВ МЭО-63/25-063	24V
Задвижка  №5  закрыта	GS	1			БКВ МЭО-63/25-063	24V
Задвижка  №5  открыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Задвижка  №5  закрыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Клапан №6 открыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Клапан №6 закрыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Клапан №6 положение                 %	GT			1	БСПТ-10	4-20mA	0-100
Клапан №7 открыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Клапан №7 закрыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Клапан №7 положение                 %	GT			1	БСПТ-10	4-20mA	0-100
Тем-ра газов на входе в Е1          (с)	TE			1	YOKOGAWA RM	4-20mA	-50..300
Давление питания  колон.К-6 Мпа	PT			1	YOKOGAWA EJA 430A		-0,1..3
Уровень в емкости Е1                   м	LT			1	«Мейсонейлан» 12120		0,5-3
Давление паров в емкости Е1  МПа	PT			1	YOKOGAWA EJA 430A		-0,1..3
Температура  в емкости Е1         (с)	TE			1	YOKOGAWA RM	4-20mA	-50..300
Уровень в емкости Е1                  м	LE	1			РОС 101И		0,5-3
Клапан №8 открыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Клапан №8 закрыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Клапан №8 положение                %	GT			1	БСПТ-10	4-20mA	0-100
Задвижка  №6 открыта	GS	1			БКВ МЭО-63/25-063	24V
Задвижка  №6  закрыта	GS	1			БКВ МЭО-63/25-063	24V
Задвижка  №6  открыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Задвижка  №6  закрыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Давление выкида насоса 1-1 МПа	PISA	1			ДМ-2005Сr	4-20mA	0-0,1
Тем-ра 1 подшипника насоса 1-1 с	TE			1	ТСП-9121	4-20mA	0-100
Тем-ра 2 подшипника насоса 1-1 с	TE			1	ТСП-9121	4-20ma	0-100
Тем-ра 3 подшипника насоса 1-1 с	TE			1	ТСП-9121	4-20mA	0-100
Тем-ра 4 подшипника насоса 1-1 с	TE			1	ТСП-9121	4-20mA	0-100
Пуск агрегата 1-1	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Стоп агрегата 1-1	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Уровень заполнения насоса 1-1   м	LE	1			РОС-101И	4-20mA	0-0,5
Задвижка  №7 открыта	GS	1			БКВ МЭО-63/25-063	24V
Задвижка  №7  закрыта	GS	1			БКВ МЭО-63/25-063	24V
Задвижка  №7  открыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Задвижка  №7  закрыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Задвижка  №8 открыта	GS	1			БКВ МЭО-63/25-063	24V
Задвижка  №8  закрыта	GS	1			БКВ МЭО-63/25-063	24V
Задвижка  №8  открыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Задвижка  №8  закрыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Давление выкида насоса 1-2     КПа	PISA	1			ДМ-2005Сr	4-20mA	0-0,1
Тем-ра 1 подшипника насоса 1-2 с	TE			1	ТСП-9121	4-20mA	0-100
Тем-ра 2 подшипника насоса 1-2 с	TE			1	ТСП-9121	4-20ma	0-100
Тем-ра 3 подшипника насоса 1-2 с	TE			1	ТСП-9121	4-20mA	0-100
Тем-ра 4 подшипника насоса 1-2 с	TE			1	ТСП-9121	4-20mA	0-100
Наименование и размерность Параметра	Обозначение	DI	DO	AI	Датчик	Выход-     Ной   Сигнал   Датчика	Пределы Измерения Датчика
Пуск агрегата 1-2	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Стоп агрегата 1-2	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Уровень заполнения насоса 1-2         м	LE	1			РОС-101и	4-20mA	0-0,5
Задвижка  №9 открыта	GS	1			БКВ МЭО-63/25-063	24V
Задвижка  №9  закрыта	GS	1			БКВ МЭО-63/25-063	24V
Задвижка  №9  открыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Задвижка  №9  закрыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Расход продукта с верха колонны    т/ч	FT			1	YOKOGAWA EJA130A	4-20mA	0-250
Давление верха колонны К1          Мпа	PT			1	YOKOGAWA EJA430A	4-20mA
Температура верха колонны К1      (с)	TE			1	YOKOGAWA RM	4-20mA	-50..300
Расход паров из емкости Е1             т/ч	FT			1	YOKOGAWA EJA130A	4-20mA	0-250
Клапан №9 открыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Клапан №9 закрыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Клапан №9 положение                        %	GT			1	БСПТ-10	4-20mA	0-100
Клапан №10 открыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Клапан №10 закрыть	NHSA		1		ПБР-3А	24V
Клапан №10 положение                      %	GT			1	БСПТ-10	4-20mA	0-100
Сумма сигналов		25	42	42
Всего		109

ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ 11
	Параметр	Наименование тега	Связанный с ним графический элемент	Контролируемый параметр
27	Тем-ра 2 подшипника насоса 1-2	T60	Цифровой дисплей	Показание
28	Тем-ра 3 подшипника насоса 1-2	T60	Цифровой дисплей	Показание
29	Тем-ра 4 подшипника насоса 1-2	T60	Цифровой дисплей	Показание
30	Температура верха колонны К1	T67	Цифровой дисплей	Показание
31	Уровень куба колонны К1	Value24	Цифровой дисплей	Показание, Цвет
32	Уровень в емкости Е1	Value43	Цифровой дисплей	Показание, Цвет
33	Уровень заполнения насоса 1-1	Value54	Цифровой дисплей	Показание
34	Уровень заполнения насоса 1-2	Value62	Цифровой дисплей	Показание
35	Задвижка  №1 открыта	D1	дисплей	Цвет
36	Задвижка  №1  закрыта	D1	дисплей	Цвет
37	Задвижка  №2 открыта	D2	дисплей	Цвет
38	Задвижка  №2  закрыть	D2	дисплей	Цвет
39	Задвижка  №3 открыта	D3	дисплей	Цвет
40	Задвижка  №3  закрыта	D3	дисплей	Цвет
41	Задвижка  №4 открыта	D4	дисплей	Цвет
42	Задвижка  №4  закрыта	D4	дисплей	Цвет
43	Задвижка  №5 открыта	D5	дисплей	Цвет
44	Задвижка  №5  закрыта	D5	дисплей	Цвет
45	Задвижка  №6 открыта	D6	дисплей	Цвет
46	Задвижка  №6  закрыта	D6	дисплей	Цвет
47	Задвижка  №7 открыта	D7	дисплей	Цвет
48	Задвижка  №7  закрыта	D7	дисплей	Цвет
49	Задвижка  №8 открыта	D8	дисплей	Цвет
50	Задвижка  №8  закрыта	D8	дисплей	Цвет
51	Задвижка  №9 открыта	D9	дисплей	Цвет
52	Задвижка  №9  закрыта	D9	дисплей	Цвет
53	Клапан №1 положение	P1	дисплей	Показание
54	Клапан №2 положение	P2	дисплей	Показание
55	Клапан №3 положение	P3	дисплей	Показание
56	Клапан №4 положение	P4	дисплей	Показание
57	Клапан №5 положение	P5	дисплей	Показание
58	Клапан №6 положение	P6	дисплей	Показание
59	Клапан №7 положение	P7	дисплей	Показание
60	Клапан №8 положение	P8	дисплей	Показание
61	Клапан №9 положение	P9	дисплей	Показание
62	Клапан №10- положение	P10	дисплей	Показание