Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Проектирование автоматизированной системы управления подогревом нефти Самотлорского месторождения

Проектирование автоматизированной системы управления подогревом нефти Самотлорского месторождения

Характеристика установки подготовки нефти ЦПС Самотлорского месторождения. Блочная структура технологической схемы печи ПТБ-10А. Выбор датчиков давления и термопреобразователей. Конфигурация контроллера SIMATIC S7-300. Обоснование выбора SCADA-системы.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 29.09.2013
Размер файла 1,5 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Снижение интенсивности возникновения зарядов статического электричества достигается отводом электростатического заряда.

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

6.2 Экологичность проекта

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

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

ЭО должна применяться:

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

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

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

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

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

- изменить и улучшить проект намечаемой деятельности;

- обеспечить эффективное использование ресурсов;

- улучшить социальные аспекты намечаемой деятельности;

- определить меры по мониторингу и управлению воздействиями;

- способствовать принятию обоснованных решений.

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

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

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

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

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

6.2.1 Расчет выбросов дымовых газов в атмосферу

Основные мероприятия по охране окружающей среды включают в себя:

- полную герметизацию технологического оборудования;

- сбор и максимальное использование попутного нефтяного газа;

- уменьшение температуры процесса и количества сжигания газа;

- 100% контроль сварных швов соединений трубопроводов;

- защита оборудования и трубопроводов от внутренней и наружной коррозии;

- аварийная сигнализация предельных значений регулируемых параметров.

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

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

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

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

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

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

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

Компонентный состав топливного газа в %:

- CH4 - метан - 84,91;

- C2H6 - этан - 5,35;

- C3H8 - пропан - 5,74;

- C4H10 - изобутан - 0,91;

- С4Н10 - норм.бутан - 1,20;

- C5H12 - изопентан - 0,26;

- C5H12 - норм.пентан - 0,26;

- CO2 - углекислый газ - 0,68;

- N2 - азот - 0,69.

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

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

VCO2 = 30,96 . 0,9931 = 30,75 млн.м3/год.

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

(6.4)

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

(6.5)

где n - количество атомов углерода, T - количество атомов водорода,

CnHT - объемная доля компонентов газа в %.

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

Для сжигания всего газа необходимо:

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

Количество водяного пара, образующегося при сгорании 1 м3 топливного газа определяется по формуле (6.6):

(6.6)

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

(6.7)

где - коэффициент избытка в воздухе - 1,5;

VB - объем воздуха, необходимый для полного сгорания 1 м3 топливного газа.

Рассчитаем по формуле (6.7) количество водяного пара:

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

При сжигании всего газа выделяется:

VН2О = 2,5 . 30,96 = 77,4 млн.м3/год водяного пара

Количество кислорода О2:

VО2 = 0,21.( - 1) VВ= 0,21. (1,5 - 1) .11,2 = 1,176 м3/м3

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

При сжигании всего количества газа сбрасывается кислорода

VО2= 30,96 . 1,176 = 36,41 млн.м3/год .

Количество азота N2

м3/м3

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

При сжигании всего количества газа:

VN2 = 13,28 . 30,96 = 411,1488 млн.м3/ год азота.

Общее количество дымовых газов:

Vд.г.=VCO2 + VH2O + VO2 + VN2 = 30,75 + 77,4 + 36,41 + 411,1488 = =555,7088 млн.м3/год.

6.3 Чрезвычайные ситуации

6.3.1 Характеристика чрезвычайных ситуаций

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

Причины организационного характера:

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

- грубое нарушение санитарного состояния территории и подсобных сооружений;

- отсутствие контроля за состоянием индивидуальных средств защиты;

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

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

Причины технического характера:

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

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

- неисправность контрольно-измерительных приборов и средств автоматики;

- неисправность системы пожаротушения и системы определения взрывоопасных концентраций.

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

а) сильные морозы (ниже -40 град. С);

б) метели и снежные заносы.

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

- пожары;

- взрывы паровоздушных смесей;

- отключение электроэнергии и др.

6.3.2 Взрывозащита электрооборудования

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

6.3.3 Противопожарные мероприятия

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

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

Все работники должны знать:

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

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

- способ вызова пожарной охраны;

- свои обязанности на случай пожара или аварии.

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

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

- на объектах предприятия средства пожаротушения содержать в постоянной исправности;

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

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

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

6.4 Выводы по разделу

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

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

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

7. Расчет показателей экономической эффективности внедрения средств автоматизации

7.1 Расчет единовременных затрат

Единовременные затраты определяются по формуле:

К = Краз + Кпрог + Кизг,

(6.1)

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

Кпрог - затраты на программирование, тыс.р.;

Кизг - затраты на изготовление, тыс.р.

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

Таблица 7.1 - Данные для расчета единовременных затрат предприятия разработчика

Показатель

Значение

Заработная плата разработчика, т.р.

25

Коэффициент доплат к заработной плате, доли ед.

0,3

Районный коэффициент и северная надбавка, доли ед.

1,2

Единый социальный налог, доли ед.

0,26

Трудоемкость разработки программного обеспечения, чел.мес

1,5

Трудоемкость внедрения проекта, чел.мес

3

Время использования ПК для разработки программы, час

500

Коэффициент накладных расходов, доли ед.

0,4

Годовой фонд работы ПК, час

3500

Норма амортизационных отчислений ПК, доли ед.

0,2

Норма амортизационных отчислений здания, доли ед.

0,015

Площадь занимаемая ПК, м2

6

Стоимость одного м2 здания, т.р.

35

Стоимость ПК, тыс.р.

25

Коэффициент накладных расходов на экспл. ЭВМ, доли ед.

0,04

Потребляемая мощность ПК, Вт

0,4

Стоимость кВт/часа, р.

1,1

Коэффициент месячных затрат на ремонт ПК (от стоимости), доли ед.

0,1

Затраты на материалы для эксплуатации ЭВМ, р.

1,2

Коэффициент затрат на содержание ПК, доли ед.

0,015

Коэффициент затрат на транспортировку системы, доли ед.

0,015

Коэффициент затрат на монтаж и наладку, доли ед.

0,18

Коэффициент рентабельности предприятия разраб., доли ед.

0,1

Ставка НДС, доли ед.

0,18

Таблица 7.2 - Данные для расчета трудоемкости разработки системы

Стадии разработки

Трудоемкость, чел. месяц

1. Изучение патентов

0,4

2. Изучение литературных источников

0,5

3. Разработка технического задания

1

Итого

1,9

Затраты на разработку системы:

Краз = Зо Траз (1+Кд) (1+Кр) (1+Ксн) (1+Кн.раз),

(7.2)

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

Траз - трудоемкость разработки проекта и проектной документации, чмес.;

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.

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

(7.3)

Затраты на разработку программного обеспечения:

Кпрог=Зо Тпрог (1+Кд)(1+Кр)(1+Ксн)(1+Кн.прог) +Смч Тпрог Кч,

(7.4)

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

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

Кн.прогр - коэффициент накладных расходов, доли ед. ;

Cмч - стоимость машино-часа ПК, р.;

Кч - коэффициент перевода единиц времени.

Стоимость машино-часа ПК рассчитывается по формуле:

Смч = Sэкс / Тпол,

(7.5)

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

Тпол - годовой фонд работы ЭВМ, час.

Эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле:

Sэкс =ЗП (1+Кд)(1+Кр)(1+Ксн)+А+Тр+Э+М+ Нрэкс,

(7.6)

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

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

Тр - затраты на ремонт, р/год;

Э - затраты на электроэнергию, р/год;

М - затраты на материалы, р.;

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

Затраты на амортизацию вычисляются по формуле:

А = Кэвм Нэвм + Сзд Sзд Нзд,

(7.7)

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

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

Сзд - стоимость 1 м2 здания,т. р/м2;

Sзд - площадь, занимаемая ЭВМ, м2;

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

А = 250,2 + 3560,015=8,15 т. р.

(7.8)

Затраты на ремонт вычисляются по формуле:

Тр = Кэвм Ктрэвм,

(7.9)

где Ктрэвм - коэффициент, учитывающий затраты на ремонт ЭВМ.

Тр = 250,1=2.5 т. р.

(7.10)

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

Э = Ц Тпол N Км,

(7.11)

где Ц - цена за один кВтч электроэнергии, т. р.;

N - потребляемая мощность, кВт ;

Км - коэффициент интенсивного использования мощности вычислительной техники.

Э = 0,001135000,40,7=1,078 т. р.

(7.12)

Затраты на материалы определяются по формуле:

,

где i - вид материала; Цi - цена i - того материала, т. р.; Мi - количество i-го материала.

Расчет затрат на материалы представлен в таблице 7.3.

Таблица 7.3 - Перечень и стоимость материалов, используемых для ЭВМ

Наименование материала

Ед. изм.

Количество в год

Цена за ед., р.

Стоимость, р.

Гибкие магнитные диски

шт.

10

14

140

Бумага

шт.

4

120

480

Чистящий набор для компьютера

шт.

2

150

300

Диски CD-RW

шт.

5

45

225

Тонер

шт.

2

1000

2000

Итого

3145

В годовые эксплуатационные затраты по обслуживанию ЭВМ входят также накладные расходы, которые рассчитываются по формуле:

Нрэкс = 12 Зо (1 + Кд) (1 + Кр) Кнэкс,

(7.14)

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

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

Sэкс =120,4(1+0,3)(1+1,2)(1+0,26)+8,15+2.5+1,078+3,145+0,549=30 т. р.

Стоимость одного машино-часа:

Смч = 30/ 3500=0,0085 т. р. (7.17)

Капитальные затраты на разработку программного обеспечения будут равны:

Кпрог=251.5(1+0,3)(1+1,2)(1+0,26)(1+0,04)+0,00851.5168=191 т. руб.

(7.18)

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

L0 = Тм Зо,

(7.19)

где Зо - месячная зарплата изготовителя устройства, р.;

Тм - трудоемкость изготовления устройства, чел мес.

L0 = 325=75 т. р.

(7.20)

Доплата к заработной плате изготовителя равна:

Lд = Lo Кд (1+Кр).

(7.21)

Lд = 750,3 (1+1,2)=49,5 т. р.

Отчисления в социальные фонды:

Lсн = (Lо + Lд) Ксн. (7.23)

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

Затраты на электроэнергию рассчитываются по формуле:

где Цэл - стоимость одного кВт/ч электроэнергии, р.; Ni - мощность i-го вида оборудования, Вт; Кинт i - коэффициент интенсивного использования оборудования, доли ед.; ti - время использования i-го вида оборудования, час; n - количество использованных приборов, шт.

Расчет затрат на энергию можно представить в виде таблицы 7.4.

Таблица 7.4 - Расчет затрат на энергию

Наименование оборудования

Потребляемая мощность, кВт

Стоимость кВтчаса, т.р.

Время

использования,час

Кинтi

Затраты на электроэнергиют.р.

Блок питания

0,150

0,0011

552

0,7

0.064

Датчик температуры

0,05

0,0011

552

0,7

0.021

Датчик уровня

0,05

0,0011

552

0,7

0.021

Итого

0.106

Затраты на ремонт рассчитываются по формуле:

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

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

Затраты на амортизацию рассчитываются по формуле:

А = Кобi Наi Тпримi/100,

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

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

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

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

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

Нризг = Тм З0 (1 + Кд) (1 + Кр) Кнризг.

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

В таблице 7.5 представлена смета на материалы и комплектующие.

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

Наименование

Ед.изм.

Кол-во

Цена, т. р.

Полная стоимость, т. руб. (без НДС)

1

Контроллер

шт.

1

70

70

4

ДМ2005

шт.

2

4

8

6

Метран-2ДУ

шт.

11

10

110

8

Метран 100-ДД

шт.

2

9

18

9

Метран 100-ДИ

шт.

13

7

91

11

ТСПУ Метран 276

шт.

8

5

40

Итого

337

Итого с учетом затрат на транспортные расходы 8%

342

Таблица 7.6 - Результирующая таблица для расчетов по статьям калькуляции

№

Статьи затрат

Затраты на изготовление

1

Материалы и покупные комплектующие изделия

342

2

Электроэнергия на технологические цели

0,106

3

Производственная заработная плата

75

4

Доплаты к заработной плате

49,5

5

Единый социальный налог

32,37

6

Износ инструментов и приспособлений целевого назначения и прочие специальные расходы;

0,42

7

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования

0.701

8

Накладные расходы

85.8

Итого

645

К = Краз + Кпрог + Кизг = 240 + 191 + 645= 1076 т. р.(7.34)

7.2 Экономия эксплутационных расходов в условиях функционирования системы

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

Здоп = Сэл + Срем + Са,

(7.35)

где Сэл - затраты на электроэнергию, потребляемую системой, р.; Cзп - зарплата обслуживающего персонала с начислениями, р.; Cрем - затраты на ремонт, р.; Cа - затраты на амортизацию, р.

Исходные данные для расчета представлены в таблице 7.7.

Таблица 7.7 - Исходные данные для расчета затрат на эксплуатацию

Показатель

Значение,т. р.

1. Месячная зарплата слесаря КИПиА, тыс.р.

25

2. Мощность потребляемая системой, Вт

500

3. Стоимость кВт/часа, р.

0,0011

4. Норма амортизации системы, %

20

5. Норма затрат на ремонт, %

0,03

Расчет годовых затрат на электроэнергию производится по формуле:

Cэл = N Цэл Тзад Кинт

где N - мощность, потребляемая системой, кВт; Цэл - стоимость одного кВтч электроэнергии, р.; Тзад - годовой фонд работы системы при выполнении задачи, час; Кинт - коэффициент интенсивного использования мощности оборудования.

Cэл = 0,5 0,0011 6000 0,7=2,31 т. р.

(7.37)

Текущие затраты на ремонт системы находятся по формуле:

Cпр = (К Кпр)/100,

(7.38)

где К - балансовая стоимость системы, р.;

Кпр - норма отчислений на ремонт, %.

Cпр = (1076 0.03)/100=32 т. р.

(7.39)

Затраты на амортизацию оборудования находятся по формуле:

Cа = (К На)/100,

где К - балансовая стоимость системы, р.;

На - норма амортизационных отчислений, % .

Ca = (1076 20)/100=215 т. р.

(7.41)

Здоп = 2,31+32+215=249 т. р.

(7.42)

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

Таблица 7.8 - Проектируемая и действующая система

Обслуживающий персонал

Действующая система

Проектируемая система

Мастер

1

1

Слесарь КИПиА

6

5

Инженер

3

3

Руководитель группы

1

1

Итого

11

10

Сокращение персонала влечёт за собой сокращение расходов на заработную плату:

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

(7.43)

Экономия составляет:

Э=СЭ - Здоп=(951-240) т. Руб=702 т.р.(7.44)

7.3 Расчет показателей эффективности

Рассчитанные показатели эффективности приведены в таблице 7.8

Таблица 7.8 - Показатели эффективности проекта

Показатель

2009

20010

2011

2012

2013

2014

Единовременные затраты в проекте, т. руб.

1076

-

-

-

-

-

Экономия эксплутационных затрат, т. руб.

-

702

702

702

702

702

Амортизационные отчисления, руб. (20%)

-

215

215

215

215

215

Налог на имущество, т. руб. (2,2 %)

-

19

14

9

5

0

Налог на прибыль, т. руб (20 %)

-

137

138

139

140

140

Чистый доход, т.руб.

-1076

366

370

374

377

381

Коэффициент дисконтирования (Е=10,6 %)

1

0,904

0,818

0,739

0,668

0,604

Накопленный чистый дисконтированный доход, т. руб.

-1076

-773

-502

-251

-223

187

По рисунку 7.1 определим срок окупаемости проекта.

Рисунок 7.1 - Определение срока окупаемости проекта

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

R = (НЧДД + К) 100 / К,(7.45)

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

Определим коэффициент отдачи капитала:

Кок = (187/ 1035)+1= 1.17.(7.47)

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

Таблица 7.9 - Данные для построения графика текущей дисконтированной стоимости

Ен, %

НЧДД, т. р.

10

338

20

37,5

30

-170,5

На рисунке 7.2 представлена зависимость нормы НЧДД от нормы дисконта.

Рисунок 7.2 - Зависимость нормы НЧДД от нормы дисконта

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

7.4 Анализ чувствительности проекта

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

- капитальные затраты -10%; +10%;

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

- налоги [-10%; +10%].

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

Таблица 5.10 - Данные для оценки чувствительности проекта к риску

Параметр

Изменение параметра

ЧДДпр, тыс. руб.

Капитальные затраты

-10%

507

0

316

+10%

125

Экономия эксплуатационных затрат

-10%

94

0

316

+10%

539

Налоги

-10%

261

0

316

+10%

371

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

Рисунок 5.3 - Диаграмма чувствительности проекта

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

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

7.5 Выводы по разделу

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

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

- период возврата капитальных вложений составит 4 года;

- внутренняя норма доходности 17 %

Таблица 7.10 - Обобщающие показатели экономической эффективности проекта

Показатель

Величина

Единовременные затраты, тыс. руб.

1076

Экономия эксплуатационных затрат, тыс. руб.

702

Накопленный чистый дисконтированный доход, тыс. руб.

187

Рентабельность, %

117

Срок окупаемости, годы

4

Внутренняя норма доходности, %

17

Заключение

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

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

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

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

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

Список использованных источников

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

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

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

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

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

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

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

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

9) www.ad.siemens.ua

10) www.adastra.ru

11) www.analytpribor.ru

12) www.automation-drives.ru

13) www.asutp.interface.ru

14) www.asutp.ru

15) www.elemer.ru

16) www.indusoft.ru

17) www.industrialsystems.ru

18) www.iprog.pp.ru

19) www.klinkmann.com

20) www.wonderware.com

Приложение

Функциональная схема автоматизации

Рисунок А.1 - Функциональная схема автоматизации

Таблица Б.1- Таблица КИПиА

Наименование сигнала

Позиционное обозначение

Единицы измерения

Пределы изменения параметра

Наименование оборудования

Тип прибора, датчика

Класс точности

Пределы измерения прибора, датчика

Диапазон выходного/входного сигнала

DI

DO

AI

AO

Розжиг запальной горелки №1 в Печи №1

1ET028

-

-

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

-

-

= 24 В

+

Розжиг запальной горелки №2 в Печи №1

1ET029

-

-

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

-

-

= 24 В

Розжиг запальной горелки №3 в Печи №1

1ET030

-

-

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

-

-

= 24 В

Розжиг запальной горелки №4 в Печи №1

1ET031

-

-

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

-

-

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №1 в Печи №1

1BS032

-

-

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

-

-

= 24 В

+

Наличие пламени в камере сгорания №2 в Печи №1

1BS033

-

-

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

-

-

= 24 В

+

Наличие пламени в камере сгорания №3 в Печи №1

1BS034

-

-

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

-

-

= 24 В

+

Наличие пламени в камере сгорания №4 в Печи №1

1BS035

-

-

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

-

-

= 24 В

+

Продолжение таблицы Б.1

Давление нефти во входном коллекторе Печи №1

1PT010

МПа

0…2,5

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

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01

0,5

0…2,5

4…20 мА

+

Давление нефти в выходном коллекторе Печи №1

1PT008

МПа

0…2,5

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

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01

0,5

0…2,5

4…20 мА

+

Температура нефти во входном коллекторе Печи №1

1TT007

0С

-50…+50

Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95

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

0,25

-50…+50

4…20 мА

+

Температура нефти в выходном коллекторе Печи №1

1TT011

0С

0…+100

Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95

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

0,25

0…+180

4…20 мА

+

Давление топливного газа в Печи №1

1PT016

МПа

0…0,25

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

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01

0,5

0…0,25

4…20 мА

+

Давление воздуха в Печи №1

1PT015

МПа

0…0,25

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

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01

0,5

0…0,25

4…20 мА

+

Общий расход газа в Печи №1

1FT012

м3/час

0…1100

Датчик расхода газа

ДРГ.М-400

0,5

0…1100

4…20 мА

+

Расход нефти в Печи №1

1FT009

м3/час

0…400

Счетчик нефти турбинный ТУ39-1490-90

МИГ-200-4

0,15

0…400

4…20 мА

+

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

1QE017

%

0…20

Сигнализатор загазованности

СТМ-30-50

0,1

0…50

4…20 мА

+

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

1QE017

%

0…50

Сигнализатор загазованности

СТМ-30-50

0,1

0…50

4…20 мА

+

Управление регулирующим затвором топливного газа Печи №1

1V04

-

-

Затвор регулирующий дисковый с электроприводом

МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ

-

-

= 24 В

++

Управление клапаном на подводе общего газа к Печи №1

1V03

-

-

Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ

АТЭК-80-Г НЗ

-

-

= 24 В

++

Управление клапаном на подводе запального газа к Печи №1

1V05

-

-

Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ

АТЭК-25-Г НЗ

-

-

= 24 В

++

Управление задвижкой на подводе нефти к Печи №1

1V01

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

-

-

= 24 В

++

Управление задвижкой на отводе нефти от Печи №1

1V02

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

-

-

= 24 В

++

Управление вентилятором подачи воздуха в Печь №1

19

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

-

-

= 24 В

++

Управление вытяжным вентилятором в Печи №1

20

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

-

-

= 24 В

++

Состояние регулирующего затвора топливного газа Печи №1

1V04

-

-

Затвор регулирующий дисковый с электроприводом

МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ

-

-

= 24 В

++

Состояние клапана на подводе общего газа к Печи №1

1V03

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

АТЭК-80-Г НЗ

-

-

= 24 В

++

+

Состояние клапана на подводе запального газа к Печи №1

1V05

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

АТЭК-25-Г НЗ

-

-

= 24 В

++

Состояние задвижки на подводе нефти к Печи №1

1V01

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

-

-

= 24 В

++

Состояние задвижки на отводе нефти от Печи №1

1V02

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

-

-

= 24 В

++

Состояние вентилятора подачи воздуха в Печь №1

19

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

-

-

= 24 В

++

Состояние вытяжного вентилятора в Печи №1

20

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

-

-

= 24 В

++

Розжиг запальной горелки №1 в Печи №2

2ET028

-

-

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

-

-

= 24 В

+

Розжиг запальной горелки №2 в Печи №2

2ET029

-

-

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

-

-

= 24 В

Розжиг запальной горелки №3 в Печи №2

2ET030

-

-

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

-

-

= 24 В

Розжиг запальной горелки №4 в Печи №2

2ET031

-

-

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

-

-

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №1 в Печи №2

2BS032

-

-

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

-

-

= 24 В

+

Наличие пламени в камере сгорания №2 в Печи №2

BS033

-

-

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

-

-

= 24 В

+

Наличие пламени в камере сгорания №3 в Печи №2

2BS034

-

-

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

-

-

= 24 В

+

Наличие пламени в камере сгорания №4 в Печи №2

2BS035

-

-

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

-

-

= 24 В

+

Давление нефти во входном коллекторе Печи №2

2PT010

МПа

0…2,5

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

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01

0,5

0…2,5

4…20 мА

+

Давление нефти в выходном коллекторе Печи №2

2PT008

МПа

0…2,5

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

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01

0,5

0…2,5

4…20 мА

+

Температура нефти во входном коллекторе Печи №2

2TT007

0С

-50…+50

Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95

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

0,25

-50…+50

4…20 мА

+

Температура нефти в выходном коллекторе Печи №2

2TT011

0С

0…+100

Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95

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

0,25

0…+180

4…20 мА

+

Давление топливного газа в Печи №2

2PT016

МПа

0…0,25

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

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01

0,5

0…0,25

4…20 мА

+

Давление воздуха в Печи №2

2PT015

МПа

0…0,25

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

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01

0,5

0…0,25

4…20 мА

+

Общий расход газа в Печи №2

2FT012

м3/час

0…1100

Датчик расхода газа

ДРГ.М-400

0,5

0…1100

4…20 мА

+

Расход нефти в Печи №2

2FT009

м3/час

0…400

Счетчик нефти турбинный ТУ39-1490-90

МИГ-200-4

0,15

0…400

4…20 мА

+

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

1QE017

%

0…20

Сигнализатор загазованности

СТМ-30-50

0,1

0…50

4…20 мА

+

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

2QE017

%

0…50

Сигнализатор загазованности

СТМ-30-50

0,1

0…50

4…20 мА

+

Управление регулирующим затвором топливного газа Печи №2

2V04

-

-

Затвор регулирующий дисковый с электроприводом

МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ

-

-

= 24 В

++

Управление клапаном на подводе общего газа к Печи №2

2V03

-

-

Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ

АТЭК-80-Г НЗ

-

-

= 24 В

++

Управление клапаном на подводе запального газа к Печи №2

2V05

-

-

Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ

АТЭК-25-Г НЗ

-

-

= 24 В

++

Управление задвижкой на подводе нефти к Печи №2

2V01

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

-

-

= 24 В

++

Управление задвижкой на отводе нефти от Печи №2

2V02

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

-

-

= 24 В

++

Управление вентилятором подачи воздуха в Печь №2

19

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

-

-

= 24 В

++

Управление вытяжным вентилятором в Печи №2

20

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

-

-

= 24 В

++

Состояние регулирующего затвора топливного газа Печи №2

2V04

-

-

Затвор регулирующий дисковый с электроприводом

МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ

-

-

= 24 В

++

Состояние клапана на подводе общего газа к Печи №2

2V03

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

АТЭК-80-Г НЗ

-

-

= 24 В

++

+

Состояние клапана на подводе запального газа к Печи №2

2V05

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

АТЭК-25-Г НЗ

-

-

= 24 В

++

Состояние задвижки на подводе нефти к Печи №2

2V01

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

-

-

= 24 В

++

Состояние задвижки на отводе нефти от Печи №2

2V02

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

-

-

= 24 В

++

Состояние вентилятора подачи воздуха в Печь №2

19

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

-

-

= 24 В

++

Состояние вытяжного вентилятора в Печи №2

20

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

-

-

= 24 В

++

Розжиг запальной горелки №1 в Печи №3

3ET028

-

-

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

-

-

= 24 В

+

Розжиг запальной горелки №2 в Печи №3

3ET029

-

-

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

-

-

= 24 В

Розжиг запальной горелки №3 в Печи №3

3ET030

-

-

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

-

-

= 24 В

Розжиг запальной горелки №4 в Печи №3

3ET031

-

-

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

-

-

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №1 в Печи №3

3BS032

-

-

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

-

-

= 24 В

+

Наличие пламени в камере сгорания №2 в Печи №3

3BS033

-

-

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

-

-

= 24 В

+

Наличие пламени в камере сгорания №3 в Печи №3

3BS034

-

-

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

-

-

= 24 В

+

Наличие пламени в камере сгорания №4 в Печи №3

3BS035

-

-

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

-

-

= 24 В

+

Давление нефти во входном коллекторе Печи №3

3PT010

МПа

0…2,5

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

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01

0,5

0…2,5

4…20 мА

+

Давление нефти в выходном коллекторе Печи №3

3PT008

МПа

0…2,5

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

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01

0,5

0…2,5

4…20 мА

+

Температура нефти во входном коллекторе Печи №3

3TT007

0С

-50…+50

Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95

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

0,25

-50…+50

4…20 мА

+

Температура нефти в выходном коллекторе Печи №3

3TT011

0С

0…+100

Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95

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

0,25

0…+180

4…20 мА

+

Давление топливного газа в Печи №3

3PT016

МПа

0…0,25

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

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01

0,5

0…0,25

4…20 мА

+

Давление воздуха в Печи №3

3PT015

МПа

0…0,25

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

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01

0,5

0…0,25

4…20 мА

+

Общий расход газа в Печи №3

3FT012

м3/час

0…1100

Датчик расхода газа

ДРГ.М-400

0,5

0…1100

4…20 мА

+

Расход нефти в Печи №3

3FT009

м3/час

0…400

Счетчик нефти турбинный ТУ39-1490-90

МИГ-200-4

0,15

0…400

4…20 мА

+

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

3QE017

%

0…20

Сигнализатор загазованности

СТМ-30-50

0,1

0…50

4…20 мА

+

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

3QE017

%

0…50

Сигнализатор загазованности

СТМ-30-50

0,1

0…50

4…20 мА

+

Управление регулирующим затвором топливного газа Печи №3

3V04

-

-

Затвор регулирующий дисковый с электроприводом

МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ

-

-

= 24 В

++

Управление клапаном на подводе общего газа к Печи №3

3V03

-

-

Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ

АТЭК-80-Г НЗ

-

-

= 24 В

++

Управление клапаном на подводе запального газа к Печи №3

3V05

-

-

Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ

АТЭК-25-Г НЗ

-

-

= 24 В

++

Управление задвижкой на подводе нефти к Печи №3

3V01

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

-

-

= 24 В

++

Управление задвижкой на отводе нефти от Печи №3

3V02

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

-

-

= 24 В

++

Управление вентилятором подачи воздуха в Печь №3

19

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

-

-

= 24 В

++

Управление вытяжным вентилятором в Печи №3

20

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

-

-

= 24 В

++

Состояние регулирующего затвора топливного газа Печи №3

3V04

-

-

Затвор регулирующий дисковый с электроприводом

МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ

-

-

= 24 В

++

Состояние клапана на подводе общего газа к Печи №3

3V03

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

АТЭК-80-Г НЗ

-

-

= 24 В

++

+

Состояние клапана на подводе запального газа к Печи №3

3V05

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

АТЭК-25-Г НЗ

-

-

= 24 В

++

Состояние задвижки на подводе нефти к Печи №3

3V01

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

-

-

= 24 В

++

Состояние задвижки на отводе нефти от Печи №3

3V02

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

-

-

= 24 В

++

Состояние вентилятора подачи воздуха в Печь №3

19

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

-

-

= 24 В

++

Состояние вытяжного вентилятора в Печи №3

20

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

-

-

= 24 В

++

Розжиг запальной горелки №1 в Печи №4

4ET028

-

-

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

-

-

= 24 В

+

Розжиг запальной горелки №2 в Печи №4

4ET029

-

-

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

-

-

= 24 В

Розжиг запальной горелки №3 в Печи №4

4ET030

-

-

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

-

-

= 24 В

Розжиг запальной горелки №4 в Печи №4

4ET031

-

-

Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94

БИР-М

-

-

= 24 В

Наличие пламени в камере сгорания №1 в Печи №4

4BS032

-

-

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

-

-

= 24 В

+

Наличие пламени в камере сгорания №2 в Печи №4

4BS033

-

-

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

-

-

= 24 В

+

Наличие пламени в камере сгорания №3 в Печи №4

4BS034

-

-

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

-

-

= 24 В

+

Наличие пламени в камере сгорания №4 в Печи №4

4BS035

-

-

Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95

СНП-1

-

-

= 24 В

+

Давление нефти во входном коллекторе Печи №4

4PT010

МПа

0…2,5

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

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01

0,5

0…2,5

4…20 мА

+

Давление нефти в выходном коллекторе Печи №4

4PT008

МПа

0…2,5

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

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01

0,5

0…2,5

4…20 мА

+

Температура нефти во входном коллекторе Печи №4

4TT007

0С

-50…+50

Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95

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

0,25

-50…+50

4…20 мА

+

Температура нефти в выходном коллекторе Печи №4

4TT011

0С

0…+100

Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95

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

0,25

0…+180

4…20 мА

+

Давление топливного газа в Печи №4

4PT016

МПа

0…0,25

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

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01

0,5

0…0,25

4…20 мА

+

Давление воздуха в Печи №4

4PT015

МПа

0…0,25

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

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01

0,5

0…0,25

4…20 мА

+

Общий расход газа в Печи №4

4FT012

м3/час

0…1100

Датчик расхода газа

ДРГ.М-400

0,5

0…1100

4…20 мА

+

Расход нефти в Печи №4

4FT009

м3/час

0…400

Счетчик нефти турбинный ТУ39-1490-90

МИГ-200-4

0,15

0…400

4…20 мА

+

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

4QE017

%

0…20

Сигнализатор загазованности

СТМ-30-50

0,1

0…50

4…20 мА

+

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

4QE017

%

0…50

Сигнализатор загазованности

СТМ-30-50

0,1

0…50

4…20 мА

+

Управление регулирующим затвором топливного газа Печи №4

4V04

-

-

Затвор регулирующий дисковый с электроприводом

МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ

-

-

= 24 В

++

Управление клапаном на подводе общего газа к Печи №4

4V03

-

-

Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ

АТЭК-80-Г НЗ

-

-

= 24 В

++

Управление клапаном на подводе запального газа к Печи №4

4V05

-

-

Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ

АТЭК-25-Г НЗ

-

-

= 24 В

++

Управление задвижкой на подводе нефти к Печи №4

4V01

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

-

-

= 24 В

++

Управление задвижкой на отводе нефти от Печи №4

4V02

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

-

-

= 24 В

++

Управление вентилятором подачи воздуха в Печь №4

19

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

-

-

= 24 В

++

Управление вытяжным вентилятором в Печи №4

20

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

-

-

= 24 В

++

Состояние регулирующего затвора топливного газа Печи №4

4V04

-

-

Затвор регулирующий дисковый с электроприводом

МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ

-

-

= 24 В

++

Состояние клапана на подводе общего газа к Печи №4

4V03

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

АТЭК-80-Г НЗ

-

-

= 24 В

++

+

Состояние клапана на подводе запального газа к Печи №4

4V05

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

АТЭК-25-Г НЗ

-

-

= 24 В

++

Состояние задвижки на подводе нефти к Печи №4

4V01

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

-

-

= 24 В

++

Состояние задвижки на отводе нефти от Печи №4

4V02

-

-

Задвижка запорная с электроприводом

Блок управления задвижкой

-

-

= 24 В

++

Состояние вентилятора подачи воздуха в Печь №4

19

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

-

-

= 24 В

++

Состояние вытяжного вентилятора в Печи №4

20

Вентилятор ТУ 21-26-260-81

В-Ц6-28-10Л-01

-

-

= 24 В

++

Розжиг запальной горелки №1 в Печи №5

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены