Автоматизация насосных агрегатов на нефтеперекачивающей НПС "Травники"

Классификация сооружений по НПБ 105-03 и ПУЭ приведена в таблице 5.2.

Таблица 5.2 Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика производственных зданий, помещений и наружных установок.

Наименование производственных зданий, помещений, наружных установок	Категории взрывопожароопасной и пожарной опасности зданий и помещений (НПБ 105-03)	Классификация зон внутри и вне помещений
		Класс взрывопожароопасной или пожароопасной зоны (ПУЭ и ПБ 08-624-03)	Категория и группа взрывопожароопасных смесей (ГОСТ 12.1.011-78) Р51330.5-99 Р51330.11-99
Насосная	А	В-1а	IIА-Т3
Операторная	Д	-	-

При обслуживании первичных датчиков в насосном зале, возникает опасность воздействия на человека шума и вибрации источником которых является насосно-силовое оборудование. Длительное воздействие вибрации высоких уровней на организм человека приводит к развитию преждевременного утомления, нарушению вестибулярного аппарата, снижению остроты слуха, нередко приводит к возникновению профессиональной патологии - вибрационной болезни. Допустимые уровни шума на рабочих местах нормируются документами СН 2.2.4/2.1.8.562-96 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки» и СНиП 23-03-2003 «Защита от шума» и не должны превышать 80дБ.

Согласно ГОСТ 12.1.019-96, насосный зал относится к помещениям с повышенной опасностью, так как имеет токопроводящие полы, возможно, одновременное прикосновение человека к соединяемым с землей технологическим аппаратом с одной стороны и к металлическим корпусам средств автоматизации с другой.

Двери

Разделительная стена Двери

Рисунок 5.1 - Схема насосной НКК

При монтаже, наладке, эксплуатации и ремонте систем автоматики производственные опасности и вредности могут быть обусловлены следующими факторами:

- недостаточная освещенность насосного зала при работе в темное время суток, вызывающая повышенную утомляемость, замедляющая реакцию, что может явиться причиной травм;

- воздействием атмосферного электричества в насосном зале в летнее время. Прямой удар молнии, при котором ток может достигать 200 кА, напряжение 100 кВ, а температура в канале молнии приблизительно 25000 °С, вызывает разрушения большой силы.

- при перекачке нефтепродуктов создаются условия для накопления статического электричества с потенциалом до ?=80 кВ. Это является причиной нарушения технологических процессов, снижения точности показания приборов автоматики, неблагоприятно отражается на здоровье рабочих;

- наличием давления в аппаратах трубопровода до 5,4 МПа и т. д., в которых эксплуатируются приборы и средства автоматизации производственных процессов. В случаях разгерметизации, отказа регулирующих органов и приборов контроля системы автоматизации, а также при несоблюдении требований ГОСТ 12.2.085-2002 «ССБТ. Сосуды, работающие под давлением. Клапаны предохранительные», возможно возникновение аварийной ситуации;

- воздействием движущихся и вращающихся частей оборудования насосов при монтаже, демонтаже и эксплуатации приборов и средств автоматизации;

- воздействием шума и вибрации как на приборы, так и на обслуживающий персонал.

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

В данном разделе рассмотрены правила и требования, которые необходимо соблюдать, чтобы избежать воздействия вредных и опасных производственных факторов, возникающих при монтаже, эксплуатации и ремонте системы автоматизации НПС нефтепровода НКК НПС «Травники».

5.2.1 Мероприятия по технике безопасности

Мероприятия по технике безопасности при эксплуатации объектов НКК НПС «Травники». Согласно регламентам и правилам ПТЭ, ПТБ, ПУЭ и РД 153-39.4-056-00, во избежание несчастных случаев при обслуживании оборудования, направляемый на работу персонал должен иметь соответствующую подготовку, пройти производственный инструктаж, ознакомиться с правилами внутреннего распорядка, общими правилами техники безопасности и должностной инструкцией на поручаемом ему для обслуживания участке или агрегате, а также с методами оказания первой помощи. По окончании инструктажа направляемые на работу сдают экзамен по технике безопасности в соответствии с ПБ 08-624-03 и другими руководящими нормативными документами и получают удостоверение с присвоением квалификационной группы. Инструктажи допуска персонала к самостоятельной работе соответствуют требованиям ГОСТ 12.0.004-90 (1999) «ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения». Перед ремонтом оборудования должны быть назначены ответственные лица за организацию и проведение ремонта, подготовку к нему аппаратуры, оборудования и коммуникаций, выполнение мероприятий по пожарной безопасности и охране труда, предусматриваемых планом организации и проведения работ. Для защиты от поражения электрическим током при монтаже, эксплуатации и ремонте средств автоматизации, согласно ГОСТ 12.1.030-81 (2001) «ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление» предусматриваются следующие мероприятия:

- защитное заземление металлических нетоковедущих частей в сетях до 1000 В. Сопротивление, оказываемое заземляющим устройством R ? 4 Ом;

- зануление в сетях до 1000 В;

- защитное отключение при появлении напряжения на корпусе оборудования;

-предупредительная сигнализация, блокировка, знаки безопасности; ограждение неизолированных токоведущих частей.

Для предотвращения возникновения зарядов статического электричества согласно ГОСТ 12.1.018-93 (2001) «ССБТ. Пожаровзрывобезопасность статического электричества». Общие требования» все металлические и электропроводные неметаллические части технологического оборудования должны быть заземлены. Сопротивление защитного устройства от статического электричества не должно превышать 100 Ом.

Во избежание утечек в насосной НКК НПС «Травники» важнейшим фактором при перекачке нефтепродуктов является герметизация основного насосного оборудования и системы трубопроводов. Герметизация обеспечена за счет сварного соединения стыковочных мест. Гибкие связи, в системе технологических трубопроводов, герметизируются при помощи хомутов с использованием герметика марки МГ-5.

Основными мероприятиями для предотвращения превышения давления сверх допустимого являются:

- постоянный контроль за режимом работы насосов, автоматизация процесса при превышении разрешенного давления автоматически останавливается насос;

- своевременное и качественное проведение ППР оборудования и контроль за состоянием торцевых уплотнений насосов, фланцевых соединений трубопроводов;

- периодическое прохождение обслуживающим персоналом инструктажа и обучение безопасным методам работы.

5.2.2 Мероприятия по промышленной санитарии

К ним относятся требования к спецодежде, освещению, микроклимату, требования к организации и оборудованию рабочего места.

5.2.2.1 Требования к освещению

В дневное время суток освещение естественное. В ночное предусмотрено местное и общее освещение. В насосном цехе применяются светильники взрывозащищенного исполнения ВЗГ-200, кроме того, предусмотрено аварийное освещение, независимое от основного.

В качестве источников света при искусственном освещении операторной следует применять преимущественно люминесцентные лампы типа ЛД и компактные люминесцентные лампы (KJIJI). Для обеспечения нормируемых значений освещенности в помещении операторной и насосном цехе следует проводить чистку стекол и светильников не реже двух раз в год и проводить своевременную замену перегоревших ламп.

Освещенность местного и основного освещения в насосном цехе согласно СНИП-23-05-95* должна Е = 75 лк. Освещенность рабочих поверхностей мест производства работ, расположенных в операторной Е = 200 лк.

5.2.2.2 Требования к спецодежде

Обеспечение работников специальной одеждой и обувью выполняется согласно ГОСТ 12.4.011-89 (2001) ССБТ «Средства защиты работающих. Общие требования и классификация», а также в соответствии с «Правилами обеспечения работников спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты» М., 1999 г. Средства индивидуальной защиты представлены в таблице 5.3.

Таблица 5.3 Средства индивидуальной защиты

Виды происшествий, приводящие к несчастным случаям	Средства индивидуальной защиты
Воздействие вредных веществ (отравление, воздействие на кожу)	фильтрующие противогазы марки АБКФ, шланговые противогазы ПШ-1 и ПШ-2
Поражение электрическим током	диэлектрические перчатки, калоши, коврики, указатели низкого напряжения, инструменты с изолированными рукоятками
падение с высоты	Спец. одежда, спец. обувь, защитные каски

Выдаваемые работникам средства индивидуальной защиты, должны соответствовать характеру, условиям работы и обеспечивать безопасность труда.

5.2.2.3Требования к микроклимату

Показателями, характеризующими микроклимат, являются:

- температура воздуха;

- относительная влажность воздуха;

- скорость движения воздуха.

В помещении операторной должны соблюдаться оптимальные величины параметров воздуха согласно ГОСТ 12.1.005-88:

- температуры - 21 -23 °С в холодный период года, 22-24 °С - в теплый;

- относительной влажности - 40-60%;

- скорости движения - 0,1 м/с в холодный период года, 0,2 м/с - в теплый.

Микроклимат в помещении операторной согласно СНиП 2.04.05-91* поддерживается отоплением, приточно-вытяжной вентиляцией и кондиционированием. Для повышения влажности воздуха в помещениях с ПЭВМ следует применять увлажнители воздуха, заправляемые ежедневно дистиллированной или прокипяченной питьевой водой.

Содержание вредных химических веществ в производственных помещениях, работа на ПК в которых является основной (диспетчерские, операторские и др.), не должно превышать «Предельно допустимых концентраций загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных пунктов».

Методы борьбы с шумом и вибрацией сводятся к уменьшению их возникновения. Для снижения или исключения вибрации СНиП 23-03-2003 предусматривает следующие меры:

- правильное проектирование оснований под оборудование, с учетом динамических нагрузок и изоляция их от несущих конструкций и инженерных коммуникаций;

- центровка и балансировка вращающихся частей агрегатов.

В качестве индивидуальных средств защиты от шума используются наушники или антифоны.

Рабочие, подвергающиеся воздействию вибрации должны регулярно проходить медосмотр.

5.2.3 Мероприятия по пожарной безопасности

Пожарная безопасность на электроустановках, находящихся в помещении НПС соблюдается в соответствии с ППБ 01-03 «Правила пожарной безопасности в Российской федерации» и ГОСТ 12.1.004-91 (1999) «ССБТ. Безопасность. Общие требования»:

- запрещается пользоваться розетками, рубильниками и другими средствами с открытыми контактами;

- вспомогательное оборудование, электродвигатели, аппараты управления должны иметь степень защиты, соответствующее классу зоны, а также должны иметь аппараты защиты от коротких замыканий и перегрузок;

- запрещается использовать электрические аппараты и приборы в условиях, не соответствующих рекомендациям предприятий изготовителей или неисправных, создающие угрозу возникновения пожара, а также электропровода и кабели с поврежденной или потерявшей защитные свойства изоляцией;

- запрещается пользоваться электронагревательными приборами;

- во взрывоопасных зонах работать только с инструментом не дающим искру;

- смазочные материалы хранятся в специальных металлических лотках бочках с плотно закрывающимися крышками, промасленная ветошь собирается в специально отведенные места;

- запрещается курить и разводить открытый огонь в необорудованных для этого местах, для предупреждения вывешиваются предупредительные плакаты «НЕ КУРИТЬ».

Все первичные приборы контроля и регулирования, установленные по месту, в зонах возможного возникновения загазованности предусматривается выполнять в искробезопасном исполнении 2 Exi II АТ2 и 1 Exd II АТЗ, что позволяет производить измерение во взрывоопасной среде.

Насосная станция оснащена системой автоматического пожаротушения (АППТ), позволяющей тушить возможные очаги пожара автоматически.

Вентиляция в насосном зале установлена приточно-вытяжная кратностью воздухообмена 4:1 для удаления взрывоопасной смеси воздуха с парами нефти.

В дополнение к этому предусматривается установка обратных клапанов на трубопроводе, срабатывающие термоэлементы для включения системы автоматического пожаротушения, установка дверей и окон, открывающихся наружу, заземление металлического оборудования от статического и атмосферного электричества. Соединение насосов и электродвигателей осуществляется через специальные отверстия в герметизирующей камере фрамуги разделительной стенки, к которому подается чистый воздух для создания пневмозащиты. При аварийном нарушении герметичности трубопроводов и оборудования, автоматически отключается вышедший из строя агрегат.

Система ЛППТ оборудована резервным питанием, а на станции пенотушения установлен дизель-генератор на случай отсутствия электроэнергии.

Система АППТ управляется контроллером сигнальным автоматического пожаротушения (КСАП), осуществляющий контроль за состоянием насосной станции. В насосной станции установлены инфракрасные датчики контроля “Ясень”. При возникновении пожара, на объектах охраны контроллер КСАП автоматически запускает пенный насос и открывает соответствующие задвижки на насосную, сигнал с контроллера КСАП поступает в пожарное депо, где находятся две дежурные пожарные машины и пожарный расчет. На каждом из входов (два) в насосную устанавливаются ручные пожарные извещатели.

Для ликвидации небольших очагов возгорания, на территории предусмотрена установка щитов с пожарным инвентарем, песок, кошма, багор, лом, ведра, огнетушители серии ОХП-Ю и ОУ - 8. Пожарный инвентарь окрашивается в красный цвет.

5.3 Расчет установки пенного тушения и пожарного водоснабжения

Пожарная безопасность - это состояние объекта, при котором обеспечена возможность предупреждения и борьбы с пожаром, а также возможность спасения людей и имущества от опасных факторов пожара. Пожарная безопасность объекта характеризуется наличием систем предотвращения пожара и возможности проведения необходимых организационно-технических мероприятий.

Пожарная безопасность объекта должна обеспечиваться системами предотвращения пожара и противопожарной защиты, в том числе организационно-техническими мероприятиями.

Выполнение основного требования способствует соблюдению противопожарного режима и сохранению должного уровня безопасности. Противопожарный режим - это правила пожарной безопасности, направленные на защиту объекта от возгорания - определяют порядок поведения людей, содержания помещений и организации производства.

Система пожарной автоматики, предназначенная для:

- автоматического обнаружения очага возгорания;

- оповещения персонала о пожаре;

- приведения в действие системы пенотушения в автоматическом или ручном режимах, для локализации очага пожара.

Автоматическая система управления пенного пожаротушения (АСУ ПТ) на НКК НПС «Травники» выполняется на базе микропроцессорных средств, которая обеспечивает:

- непрерывный контроль и управление системами тушения пожаров в режиме ожидания (до возникновения пожара) и в режиме «Пожар»;

- функционирование централизованной или распределенной автоматизированной системы с возможностью расширения выполняемых функций без изменения структуры программного обеспечения;

- работу системы автоматизации автономно, в локальной сети и в составе многоуровневой автоматизированной системы управления.

На объекте НКК НПС «Травники» эксплуатируется система автоматической установки пожаротушения, в состав которой входит заранее приготовленный 6% водный раствор пенообразователя, хранящийся в специальных подземных резервуарах. В период тушения пожара насосами пожаротушения, раствор подаётся к пеногенераторам.

Ссистема автоматического пенного пожаротушения на НКК НПС «Травники» в нефтенасосных предусмотрена на пену высокой кратности.

В настоящее время на НКК НПС «Травники» для нужд пожаротушения используется насосная водяного пожаротушения с резервуарами противопожарного запаса воды V=2000 м3 (2 шт.), V-500 м3

Подача воды на тушение возможных пожаров производится этими насосами из подземных емкостей № 1, 2 - V=2000 м3 каждый, и № 3 - V=500m3.

Пена получается в стационарных пеногенераторах ГСП-600 при смешении 6% раствора пенообразователя ПО-1 с воздухом. Обладает незначительной электропроводностью и поэтому применяется для тушения пожаров в электроустановках, находящихся под напряжением.

Приведем тактико-технические показатели прибора подачи пены:

- ствол и генератор……………………………ГСП-600

- напор у прибора, м………………...........60

- концентрация раствора, %........................6

- расход, л/с,:

1) воды ……………………………………….5,64

2) пенообразователя………………………….0,36

- кратность пены …………………..…..100

- подача (расход) по пене, м /мин ……..36

Метод тушения - комбинированный, от площади к объему. Это диктуется наличием трубопроводов на высоте 1,25 м и высотой насоса 1,7 м, поскольку очаг пожара может возникнуть в любой точке по высоте трубопроводов обвязки и насоса, а остаточное давление в трубах будет способствовать образованию форсуночного горения, то при расчёте на объёмное тушение высота принимается равной 1,75 м.

Площадь помещения насосной найдем по формуле:

S = a?b (5.1)

где S - площадь помещения, м2;

а - длина насосной, равная 37 м;

b - ширина насосной, равная 9 м.

S = a?b = 37?9 = 335, м2;

Объём помещения, заполняемый пеной, согласно принятой высоте будет составлять:

Vп = a?b?h = 37?9?1,75 = 586, м3 (5.2)

где Vп - объём помещения, заполняемый пеной, м3;

h - принятая высота, м.

Определим объём, который можно заполнить одним генератором пены ГВП-600 за расчетное время тушения пожара по формуле:

(5.3)

где - объём, который можно заполнить одним генератором пены ГВП-600 за расчетное время тушения пожара, равное 15 мин., м3;

- расход генератора по пене, м3/мин;

? - расчетное время тушения пожара, мин.;

К3 - коэффициент разрушения и потери пены, равный 3,5;

м3

Определим требуемое число генераторов пены ГСП-600 для объёмного тушения пожара в насосной по формуле:

(5.4)

где - требуемое количество генераторов пены ГСП-600, шт;

Vп - объём помещения, заполняемый пеной, м3;

- объём, который можно заполнить одним генератором пены ГВП-600, м3;

= шт.

Требуемый расход пенообразователя и воды, для создания пены, на один ГСП-600 составляет 0,36 л/с и 5,64 л/с.

Определим по формулам требуемый расход пенообразователя и воды для четырех ГСП-600:

= ? 4) = 0,36?4=1,44, л/с (5.5)

= ? 4) = 5,64 ? 4 = 22,56, л/с. (5.6)

Определим по формулам требуемое количество пенообразователя и воды для четырех ГСП-600 за расчетное время тушения пожара, которое составляет 15 мин.:

= * 4) ??р (5.7)

= * 4) ??р (5.8)

где - требуемое количество пенообразователя, л;

- расход пенообразователя на один ГСП-600, л/с;

?р - расчетное время тушения пожара, с.;

требуемое количество воды, л;

расход воды на один ГСП-600, л/с.

=0,36?4?600 = 864, л;

= 5,64 ? 4 ? 600 = 13536, л.

Определим общее количество пенообразователя, требуемого для тушения пожара с учетом резерва и обеспеченность объекта водой по формулам:

=?р*Кз (5.9)

=?р *Кз ? ?3600?з ?; (5.10)

где требуемое число генераторов пены ГСП-600, шт;

расход пенообразователя на один ГСП-600, л/с;

?р - расчетное время тушения пожара, мин.;

К3 - коэффициент запаса огнетушащего средства, равный 3;

- количество стволов; шт;

расход воды из ствола А, л / с;

резервуар с водой, объёмом 1600 м3, шт;

?з - время, на которое рассчитан запас огнетушащего средства, ч.;

К3 - коэффициент запаса для воды, равный 5;

= 4?0,36?60?10?3=3888л = 3,888, м3;

= 4?5,64?60?10?5+2?7,4?3600?1=154800л = 154,8, м3.

Следовательно, объект водой обеспечен, так как ее количество в резервуарах (1600, 1600 и 500 м3) значительно превышает общий расход на тушение и охлаждение конструкций.

Расчёт бака-дозатора производится с учётом троекратного запаса пенообразователя по формуле:

=?р?Кз,м3 (5.11)

где - объём бака-дозатора, м3;

расход пенообразователя на один ГСП-600, м3/мин.;

- требуемое число генераторов пены ГСП-600, шт;

?р - расчетное время тушения пожара, мин.;

К3 - коэффициент запаса огнетушащего средства, равный 3;

Расчётный объём бака-дозатора составит:

= 0,36 ? 4 ? 15 ? 3 = 64,8, м3;

Принимаем бак-дозатор объёмом 64,8 м3.

Диаметр трубопровода для обеспечения подачи раствора пенообразователя с расходом 1,08 м3/мин. определяется по таблицам для гидравлического расчета, в зависимости от напора перед пеногенератором, определяемым по формуле:

hгп = hвод - hтр - hпс - hуст.ГСП (5.12)

где hгп - напор перед пеногенератором, м;

hвод - напор в системе пожарно-производственного водовода, 80 м;

hтр - потери напора в трубопроводе, м;

hпс - потери напора на работу пеносмесителя, м;

hуст.ГСП -- высота установки пеногенераторов, равная 4,2 м.

Потери напора в трубопроводе определяются по формуле:

hтр =i ? l (5.13)

где i - гидравлический уклон, 0,0103;

l -длина расчетного участка, 200 м.

hтр =0,0103?200 = 2,06, м.

Потери напора на работу пеносмесителя определяются по формуле:

hпс = (hвод - hтр) ?К3 (5.14)

где К3 - коэффициент, учитывающий потерю напора на работу пеносмесителя, равный 0,3.

hnc = (80 - 2,06) ?* 0,3 = 23,382, м.

Рассчитаем напор перед пеногенератором:

hгп = 80 - 2,06 - 23,382 - 4,2 = 50,358, м.

По результатам расчёта видно, что напор перед пеногенератором находится в допустимых пределах 40 - 60 м.

Диаметр подходящих и отходящих трубопроводов принимается равным 150 мм.

6. Оценка экономической эффективности от модернизации системы автоматизации МНА на основе ПЛК

6.1 Методика расчета экономической эффективности инвестиций

Инвестиции - средства (денежные средства, ценные бумаги, иное имущество, в том числе и имущественные права, имеющие денежную оценку), вкладываемые в объекты предпринимательской и (или) иной деятельности с целью получения прибыли и (или) достижения иного полезного эффекта.

Различаются:

- капиталообразующие инвестиции, вложения в новое строительство, расширение, реконструкцию, техническое перевооружение и поддержание действующего производства, а также вложения средств в создание товарно-производственных запасов, прирост оборотных средств и нематериальных активов. Капитальные вложения - составная часть капиталообразующих инвестиций. Они представляют собой затраты, направляемые на создание и воспроизводство основных фондов. Капитальные вложения являются необходимым условием существования предприятия. Пренебрегая ими, фирма может увеличить свои прибыли в краткосрочном периоде, но в долгосрочном периоде это приведет к потере прибыли, неспособности фирмы конкурировать на рынке. В состав капитальных вложений входят: затраты на строительно-монтажные работы; затраты на приобретение основных фондов,обеспечивающие создание и воспроизводство фондов; состоят из капитальных вложений, оборотного капитала, а также, иных средств, необходимых для проекта;

- портфельные инвестиции - помещение средств в финансовые активы. Это вложения средств в ценные бумаги различных компаний для получения спекулятивной прибыли. В отличие от прямых инвестиций, которые имею целью не просто вложение средств в развитие компании, но и получение вместе с тем контроля над ее деятельностью, портфельные инвестиции представляют собой пассивное владение ценными бумагами различных компаний, которые и формируют портфель инвестора. При этом сам инвестор, как правило, не участвует в управлении компанией, которая выпустила акции.

Капитальные вложения - инвестиции в основной капитал (основные средства), в том числе затраты на новое строительство, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий, приобретение машин, оборудования, инструмента, инвентаря, проектно-изыскательные работы и другие затраты.

Анализ эффективности инвестиционного проекта основывается на моделировании денежных потоков, складывающихся в течении всего срока жизни проекта.

Проект - комплекс действий (работ, услуг, приобретений, управленческих операций и решений), направленных на достижение сформулированной цели.

Инвестиционный проект - обоснование экономической целесообразности, объема и сроков осуществления капитальных вложений, в том числе необходимая проектно-сметная документация. Эффективность инвестиционного проекта характеризуется системой показателей, отражающих соотношение затрат и результатов применительно к интересам его участников.

Необходимо различать понятия: экономическая эффективность и экономический эффект. Под экономическим эффектом в общем случае понимается величина экономии затрат в рублях в результате осуществления какого-либо мероприятия или их совокупности. В традиционных технико-экономических расчетах чаще всего используется величина годового экономического эффекта, т.е. экономии средств за год. Под экономической эффективностью понимается относительная величина, получаемая в результате сопоставления экономического эффекта с затратами, вызвавшими этот эффект. Причем это может быть простое отношение эффекта к соответствующим затратам и более сложные отношения.

Денежный поток (поток реальных денег) складывается из всех притоков и оттоков денежных средств в некоторый момент времени (или на некотором шаге расчета).

Приток денежных средств равен величине денежных поступлений (результатов в стоимостном выражении) на соответствующем шаге. Отток равен платежам (затратам) на этом шаге.

Срок жизни проекта (расчетный период) должен охватывать весь жизненный цикл разработки и реализации проекта вплоть до его прекращения. Срок жизни проекта включает в себя следующие основные стадии (этапы): инвестиционную, эксплуатационную, ликвидационную.

Для оценки эффективности инвестиционных проектов применяется метод дисконтированной оценки, который базируется на учете временного фактора. Данный метод учитывает временной фактор с позиции стоимости денег в будущем. Данный метод учитывает временной фактор с позиции стоимости денег в будущем. В соответствии с методическими рекомендациями оценка эффективности инвестиционных проектов предусматривает расчет следующих показателей:

- чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- индекс доходности инвестиций (ИД);

- внутренняя норма доходности (ВНД);

- срок окупаемости инвестиций (СО).

Расчетный период разбивается на шаги, в пределах которых производится агрегирование данных, используемых для оценки финансовых показателей. Шаги расчета определяются их номерами (0, 1, …). Время в расчетном периоде измеряется в годах или долях года и отсчитывается от фиксированного момента, принимаемого за базовый (обычно в качестве базового принимается момент начала или конца нулевого шага).

Норма дисконта (приведения) отражает возможную стоимость капитала, соответствующую возможной прибыли инвестора, которую он мог бы получить на ту же сумму капитала, вкладывая его в другом месте, при допущении, что финансовые риски одинаковы для обоих вариантов инвестирования. Другими словами, норма дисконта должна являться минимальной нормой прибыли, ниже которой предприниматель счел бы инвестиции невыгодными для себя.

Для инвестиционного проекта в качестве нормы дисконта иногда используется ставка процента по долгосрочным ссудам на рынке капитала или ставка процента, которая уплачивается получателем ссуды.

Если рассчитанный ЧДД положителен, то прибыльность инвестиций выше нормы дисконта и проект следует принять. Если ЧДД равен нулю, то прибыльность равна норме дисконта. Если ЧДД меньше нуля, то прибыльность инвестиций ниже нормы дисконта и от этого проекта следует отказаться. При сравнении альтернативных проектов предпочтение должно отдаваться проекту с большим значением ЧДД [12].

Показатели эффективности следующие.

Важнейшим показателем эффективности инвестиционного проекта является чистый денежный доход (другие названия ЧДД - интегральный экономический эффект, чистая текущая приведенная стоимость, чистая текущая стоимость) - накопленный дисконтированный эффект за расчетный период. ЧДД рассчитывается по следующей формуле:

ЧДД= (6.1)

где - чистая прибыль, полученная в t-ом году от реализации инвестиционного проекта;

- амортизационные отчисления в t-ом году;

- инвестиции, необходимые для реализации проекта в t-ом году;

Е - норма дисконта (является экзогенно задаваемым основным экономическим нормативом) - это коэффициент доходности инвестиций;

- коэффициент дисконтирования в t-ом году, позволяет привести величины затрат и прибыли на момент сравнения (t).

Если ЧДД > 0, проект следует принимать;

ЧДД = 0, проект ни прибыльный, ни убыточный;

ЧДД < 0, проект убыточный и его следует отвергнуть.

Метод чистого дисконтированного дохода не дает ответа на все вопросы, связанные с экономической эффективностью капиталовложений. Этот метод дает ответ лишь на вопрос, способствует ли анализируемый вариант инвестирования росту ценности фирмы или богатства инвестора вообще, но никак не говорит об относительной мере такого роста. А эта мера всегда имеет большое значение для любого инвестора. Для восполнения такого пробела используется иной показатель - метод расчета рентабельности инвестиций.

Индекс доходности дисконтированных инвестиций (другие названия - ИД, рентабельность инвестиций) - отношение суммы дисконтированных элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине дисконтированной суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности. ИД равен увеличенному на единицу отношению ЧДД (NPV) к накопленному дисконтированному объему инвестиций. Формула для определения ИД имеет следующий вид:

(6.2)

Если ИД > 1 - проект эффективен, если ИД < 1 - проект неэффективен.

В отличие от ЧДД индекс доходности является относительным показателем, что позволяет осуществлять выбор одного проекта из ряда альтернативных, имеющих приблизительно одинаковое значение ЧДД.

Внутренняя норма доходности (другие названия - ВНД, внутренняя норма дисконта, внутренняя норма прибыли, внутренний коэффициент эффективности).

Внутренней нормой доходности называется такое положительное число Ев, что при норме дисконта Е=Ев ЧДД проекта обращается в 0, при всех больших значениях Е - отрицательна, при всех меньших значениях Е - положительна. Если не выполнено хотя бы одно из этих условий, считается, что ВНД не существует.

ВНД определяется из равенства:

(6.3)

Величина ВНД, найденная из этого равенства, сравнивается с заданной инвестором величиной дохода на капитал . Если - проект эффективен. Смысл расчета этого коэффициента при анализе эффективности планируемых инвестиций заключается в следующем: ВНД показывает максимально допустимый относительный уровень расходов при реализации проекта. Например, если проект полностью финансируется за счет ссуды коммерческого банка, то значение ВНД показывает верхнюю границу допустимого уровня банковской процентной ставки, превышение которой делает проект убыточным.

На практике любое предприятие финансирует свою деятельность, в том числе и инвестиционную, из различных источников.

За пользование авансированными финансовыми ресурсами предприятия уплачивают проценты, дивиденды, вознаграждения и т. п., то есть несут определенные обоснованные расходы на поддержание своего экономического потенциала. Показатель, характеризующий относительный уровень этих расходов, называют «ценой» авансированного капитала (СС). Этот показатель характеризует минимум возврата на вложенный в деятельность предприятия капитал, его рентабельность.

Для инвестиций справедливо утверждение о том, что чем выше норма дисконта Е, тем меньше величина интегрального эффекта, что как раз и иллюстрирует рисунок 6.1.

Как видно из рисунка 6.1, ВНД - это та величина нормы дисконта Е, при которой кривая изменения ЧДД пересекает горизонтальную ось, т.е. ЧДД оказывается равным нулю.

Рисунок 6.1 - Зависимость величины ЧДД от уровня нормы дисконта

Экономический смысл этого показателя заключается в следующем:

- если ВНД > СС, то проект следует принять;

- если ВНД < СС, то проект следует отклонить;

- если ВНД = СС, то проект ни прибыльный, ни убыточный.

Точный расчет ВНД возможен только на компьютере или калькуляторе с встроенной функцией для расчета.

Если при решении равенства (6.3) функция ВНД имеет несколько корней, то данный критерий неприменим.

Сроком окупаемости инвестиций с учетом дисконтирования называется продолжительность периода от начального момента до момента окупаемости с учетом дисконтирования.

Начальный момент указывается в задании на проектирование (обычно это начало операционной деятельности). Момент окупаемости - это тот наиболее ранний момент, когда поступления от производственной деятельности предприятия начинают покрывать затраты на инвестиции.

Алгоритм расчета срока окупаемости зависит от равномерности распределения прогнозируемых доходов от инвестиций. Если доход распределен по годам равномерно, то срок окупаемости рассчитывается делением единовременных затрат на величину годового дохода, обусловленного ими.

Если доход по годам распределен неравномерно, то срок окупаемости рассчитывается прямым подсчетом числа лет, в течение которых инвестиции будут погашены кумулятивным доходом.

Используя показатель срока окупаемости (Ток) при анализе, следует обратить внимание на ряд его недостатков:

- не учитывает влияния доходов последних периодов;

- не обладает свойством аддитивности;

- не делает различия между проектами с одинаковой суммой кумулятивных доходов, но различным распределением их по годам, если при расчете срока окупаемости использовать не дисконтированные величины.

Помимо рассмотренных выше показателей эффективности инвестиционных проектов предусмотрено применение нижеследующих показателей:

- чистый доход;

- потребность в дополнительном финансировании;

- индексы доходности затрат и инвестиций.

Чистым доходом называется накопленный эффект за расчетный период (сальдо денежного потока).

Потребность в дополнительном финансировании (ПФ) - максимальное значение абсолютной величины отрицательного накопительного сальдо от инвестиционной и операционной деятельности. Величина ПФ показывает минимальный объем внешнего финансирования проекта, необходимый для обеспечения его финансовой реализуемости. Поэтому ПФ называют еще капиталом риска.

Индекс доходности затрат - отношение суммы денежных притоков (накопительных поступлений) к сумме денежных оттоков (накопленным платежам).

Индекс доходности инвестиций - отношение суммы элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности.

6.2 Обоснование коммерческой эффективности проекта

6.2.1 Характеристика объекта внедрения

Так как темой дипломного проекта является автоматизация МНА и рассматривается внедрение микропроцессорной системы автоматизации, то в данной главе целесообразно оценить экономическую эффективность её применения.

Выгоды от её внедрения оцениваются исходя из того, чем обеспечивается устойчивая работа МНА, сокращение количества аварийных остановок МНА и сокращение времени простоя НПС из-за неисправности системы автоматики, повышается оперативность управления и точность измерения показателей качества нефти, увеличение межремонтных сроков насосов, электродвигателей, коммутационного оборудования.

Рассматриваемое научно-техническое мероприятие позволяет избежать:

- сокращения объёма перекачиваемой нефти, вызываемого остановками НПС в результате отказов системы автоматики;

- сокращение затрат на ремонт и обслуживание оборудования;

- сокращение затрат по сбору, обработке и анализу информации обслуживаемого объекта.

Внедрение более совершенных средств измерения позволит повысить уровень автоматизации и отказаться от релейной системы управления автоматикой.

Необходимость модернизации старой системы вызвана:

– ее моральным износом;

– малой гибкостью системы;

– ненадежностью автоматизации.

Цель расчета - определить экономический эффект от внедрения МПСА на основе современных технических и программных средств. Анализ экономической эффективности.

6.3 Расчет капиталовложений

К капитальным вложениям относятся затраты на приобретение оборудования, монтаж и наладку приборов. Стоимостные показатели предоставлены плановым отделом приведены в таблице 6.1.

Объём капиталовложений рассчитывается по формуле:

КВ = Зоб +Зпнр +Зсмр , (6.4)

где К - объём капиталовложений, тыс. руб;

Зоб - затраты на оборудование, тыс. руб;

Зпнр - затраты на пуско-наладочные работы (ПНР), тыс. руб;

Зсмр - затраты на строительно-монтажные работы (СМР), тыс. руб.

Капитальные вложения должны учитывать транспортные и монтажные расходы, которые определяются в процентах от стоимости приборов и средств автоматизации.

Капитальные вложения также приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Капитальные вложения на средства автоматизации

Виды затрат	Сумма, тыс. рублей
Стоимость АСУТП	17494,822
Строительно-монтажные работы по реконструкции системы автоматики	1698,964
ИТОГО:	19193,786

КВ = 19193,786 тыс. руб. Данный укрупненный показатель стоимости включает в себя приобретение, установку, подключение АСУТП.

6.4 Формирование эксплуатационных затрат

Годовые эксплуатационные затраты, связанные с обслуживанием и эксплуатацией приборов, средств или систем автоматизации, рассчитываются по следующей формуле:

(6.5)

где Звспом затраты на вспомогательные материалы;

Зрем затраты на ремонт;

Зобор затраты на обслуживание оборудования, т.е. на заработную плату работника (работников), занимающегося обслуживанием;

Зам амортизационные отчисления по приборам, средствам автоматизации, внедряемому оборудованию;

Зпр прочие затраты.

Затраты на вспомогательные материалы составляют 20% от стоимости капитальных вложений:

Звспом= 0,2КВ (6.6)

Звспом= 0,2*19193,786 =3838,75 тыс. руб.

Затраты на ремонт оборудования составляют 25 % от капитальных вложений:

(6.7)

З р = 0,25*19193,786 = 4798,45

Затраты на амортизацию составляют 10% от капитальных вложений, т.к. эксплуатационный срок оборудования 10 лет:

(6.8)

Зaм=19193,786*0.1=1919,4 тыс. руб.

где На - норма амортизации.

Затраты на содержание и эксплуатацию оборудования составляют 40% от капитальных вложений:

Зобор=0,4*КВ (6.9)

Зобор= 0,4*19193,78= 7677,5 тыс. руб.

Затраты системы на потребление электроэнергии составляют:

Зпот = Wу·Тр·Sэ, (6.10)

З пот =365*24*5*2,4=105,12 тыс.руб.

где Wy - установленная электромощность, 5 кВт;

Tp - число рабочих часов, (24·365 = 8760);

Sэ - тариф на электроэнергию, руб./кВт·ч (2,4).

Величина прочих затрат принимается равной 25% от суммы других затрат:

Зпр =0,25 *(3вспом+3рем+3обор+3ам+3пот) (6.11)

Зпр =0,25*(3838,75+4798,45+7677,5+1919,4+105,12)=4584,8

Результаты расчета эксплуатационных затрат представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Текущие затраты при использовании микропроцессорной системы автоматики на НПС

Наименование затрат	Результат, тыс.руб.
Вспомогательные материалы (0,2* КВ)	3838,75
Ремонт (0,25*КВ)	4798,45
Затраты от потерь энергии (Wу·Тр·Sэ)	105,12
Амортизация (На*КВ)	1919,4
Прочие (0,25*(стр.1+2+3+4+5))	4584,8
Эксплуатационные издержки	15246,5

6.5 Формирование выгод от проекта

После внедрения системы управления и регулирования получили дополнительное количество продукции за счет несостоявшихся остановок МНА по причине аварий и ремонтов насоса. Экономическая эффективность определяется по формуле:

Э=(Ц-С)·Qн-Зр, (6.12)

Э=(23-20) 6500-4798,45=14701,56 тыс.руб.

где Ц - оптовая цена предприятия на продукцию;

С - себестоимость дополнительно полученной продукции;

Qг - объем дополнительно добытой продукции.

Экономия затрат на ремонт оборудования при своевременном обнаружении аварийной ситуации:

 (6.13)

=4798,45·0,35·0,95=1595,48 тыс. руб.

где - затраты на ремонт,=4798,45тыс. руб;

- коэффициент аварийного ремонта, =0,35;

-коэффициент обнаружения места аварии,=0,95.

Сокращение трудозатрат за счет сокращения численности обслуживающего персонала определяется по формуле:

ЗП=4·(ЗПр+Нач· ЗПр )·12 (6.14)

ЗП =2·(15+0,34·15)·12 = 482,4 тыс. руб

Экономии от использования АСУТП составляют 16779,43 тыс. руб.

Исходные данные для расчета экономического эффекта приведены в таблице 6.4.

Таблица 6.4 - Исходные данные для расчета экономического эффекта

Наименование параметра	Величина
Капитальные вложения, тыс. руб.	19193,786
Эксплуатационные издержки, тыс. руб.	15246,5
Амортизация, тыс. руб.	1919,4
Экономия затрат, тыс. руб.	16779,43
Ставка дисконта, %	20
Величина расчетного периода, лет	10

При расчете экономической эффективности инвестиционного проекта расчетный период Т складывается из времени внедрения объекта в производство, которое принимается равным одному году, и времени эксплуатации объекта, которое составляет 10 лет. Результаты расчета налога на имущества заносим в таблицу 6.5.

Проводим расчеты экономической эффективности проекта для всех расчетных годов по приведённым формулам, а результаты вычислений заносим в таблицу 6.5. Коэффициенты дисконтирования рассчитываем исходя из стоимости капитала для предприятия равной 20%. По результатам расчета экономической эффективности построим финансовый профиль инвестиционного проекта для определения срока окупаемости (рисунок 6.2).

Рисунок 6.2 - Финансовый профиль проекта

Как видно (см. рисунок 6.2), срок окупаемости проекта составляет около 6,3 года.

Изменение денежных потоков наличности изображено на рисунке 6.3.



Рисунок 6.3 - Изменение денежных потоков наличности

Таблица 6.5 - Расчет налога на имущество

Показатель	Год
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Стоимость основных фондов на начало года, тыс.р.	19194	17274	15355	13436	11516	9596,9	7677,5	5758,1	3838,8	1919,4
Амортизационные отчисления, тыс.р.	1919,4	1919,4	1919,4	1919,4	1919,4	1919,4	1919,4	1919,4	1919,4	1919,4
Стоимость основных фондов на конец года, тыс.р.	17274	15355	13436	11516	9596,9	7677,5	5758,1	3838,8	1919,4	0
Среднегодовая стоимость основных фондов, тыс.р.	18234	16315	14395	12476	10557	8637,2	6717,8	4798,4	2879,1	959,69
Налог на имущество, тыс.р.	364,68	326,29	287,91	249,52	211,13	172,74	134,36	95,969	57,581	19,194

Внутреннюю норму доходности определим по графику на рисунке 6.4, построенному на основании данных из таблицы 6.6.

Рисунок 6.4 - Определение внутренней нормы доходности

Как видно из рисунка 6.4, внутренняя норма доходности данного проекта равно примерно 22%.

Обобщающие экономические показатели эффективности проекта приведем в таблице 6.7

Таблица 6.7 - Эффективность проекта

Показатель	Значение
Инвестиции, тыс.руб.	19193,8
Расчетный период, лет	10
Годовые выгоды, тыс.руб.	16779,4
Ставка дисконтирования, %	15
Чистый дисконтированный доход, тыс.руб.	5281,89
Индекс доходности, дол.ед.	1,28
Внутренняя норма доходности, %	22
Срок окупаемости, лет	6,3

Таблица 6.6 - Расчет эффективности проекта

Показатель	Год
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Капитальные вложения, тыс.р.	19194	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Выгоды,тыс.р.	-	16779,4	16779,4	16779,4	16779,4	16779,4	16779,4	16779,4	16779,4	16779,4	16779,4
Эксплуатационные затраты,тыс.р.	-	15247	15247	15247	15247	15247	15247	15247	15247	15247	15247
Амортизация,тыс.р.	-	1919,38	1919,38	1919,38	1919,38	1919,38	1919,38	1919,38	1919,38	1919,38	1919,38
Налог на имущество,тыс.р	-	364,68	326,29	287,91	249,52	211,13	172,74	134,36	95,97	57,58	19,19
Валовая прибыль,тыс.р.	-	1167,72	1206,11	1244,49	1282,88	1321,27	1359,66	1398,04	1436,43	1474,82	1513,21
Налог на прибыль, тыс.р.	-	233,54	241,22	248,90	256,58	264,25	271,93	279,61	287,29	294,96	302,64
Чистый операционный доход, тыс.р.	-	2853,55	2884,26	2914,97	2945,68	2976,39	3007,10	3037,81	3068,52	3099,23	3129,94
Сальдо денежного потока от операционной деятельности, тыс.р.	-	4772,93	4803,64	4834,35	4865,06	4895,77	4926,48	4957,19	4987,90	5018,61	5049,32
Сальдо денежного потока от инвестиционной деятельности, тыс.р.	-19193,8	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Сальдо двух потоков (чистые денежные поступления проекта)	-19193,8	4772,93	4803,64	4834,35	4865,06	4895,77	4926,48	4957,19	4987,90	5018,61	5049,32
Коэффициент дисконтирования, тыс.р.	1,00	0,87	0,76	0,66	0,57	0,50	0,43	0,38	0,33	0,28	0,25
Чистые дисконтированные денежные поступления проекта, тыс.р.	-19193,8	4150,375	3632,243	3178,665	2781,615	2434,064	2129,854	1863,592	1630,554	1426,603	1248,115
Чистые дисконтированные денежные поступления проекта нарастающим итогом, тыс.р.	-19193,8	-15043,4	-11411,2	-8232,50	-5450,89	-3016,82	-886,97	976,62	2607,18	4033,78	5281,89

По расчетам экономической эффективности получили чистый дисконтированный доход 5281,89 тыс. р., который имеет положительное значение, индекс доходности больше 1 (1,28), срок окупаемости составил 6,3 лет. Значит, внедрение контроллера является эффективным не только с технологической, но и с экономической точки зрения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломном проекте рассмотрены вопросы автоматизации насосных агрегатов нефтеперекачивающей станции «Травники» ОАО «Уралсибнефтепровод».

На основании проведенного в данном дипломном проекте исследования получены следующие результаты:

- разработана система автоматизации мгаистрального насосного агрегата нефтеперекачивающей станции «Травники» на базе микропроцессорного контроллера SKOREX фирмы ЭлеСи. Эта система призвана обеспечить более надежное и качественное управление технологическим процессом с минимальным участием оператора;

- составлена программа для логической части алгоритма работы САУ МНА на языке программирования ST, позволяющая автоматически управлять работой МНА.

Низкий уровень автоматики, наличие морально устаревших релейных схем требует замены на микропроцессорную систему автоматики. Поэтому автоматизированная система управления насосными агрегатами позволит уменьшить затраты за счет сокращения количества аварийных остановок НПС и сокращения времени простоя НПС из-за неисправности системы автоматики. Анализ экономической эффективности, в ходе которого была произведена оценка экономической эффективности от внедрения ПЛК SKOREX показывает целесообразность автоматизации технологического процесса на НПС предложенным в данном дипломном проекте способом.

Внедрение ПЛК в процессы управления позволит контролировать изменение параметров без прерывания технологического процесса и использовать текущие значения параметров (либо их оценки) для формирования управляющих воздействий. Если параметры изменяются во времени достаточно медленно, то такие методы управления могут оказаться весьма эффективными, поскольку не связаны с прерыванием технологического процесса для тестирования управляемого процесса.

Предлагаемый проект обеспечит бесперебойную работу агрегата, что снизит вероятность возникновения аварий за счет функции защиты САУ НА, а также продлить срок эксплуатации.

Постоянное усложнение задач автоматизации, рост их масштабов и повышение требований, предъявляемых к надежности управляющих контроллеров подталкивают к применению современного оборудования. Это позволит выйти на качественно новый уровень.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Антропов, А.Т. Программно-технический комплекс для автоматизации нефтеперекачивающих станций /Нефтяное хозяйство/, 2001. - № 10.

2 Аппаратно-программные средства телемеханики и автоматики - АПСТМ и А. ГП ПО «Старт», ЗАО НПО «ВНИИЭФ-Волгогаз». /Промышленные АСУ и контроллеры/, 2001. - №6.

3 Прахова, М.Ю. Автоматизация производственных процессов в трубопроводном транспорте: В 3 ч. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002. - Ч.3. Автоматизация некоторых объектов транспорта нефти. - 304 с.

4 Шаммазов, А.М. Основы трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов / А.М. Шаммазов, А.А. Коршак, К.Р. Ахмадуллин и др.- Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2000. - 160 с.

5 Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче, транспорте и переработке / А.Ш. Фатхутдинов, М.А. Слепян, Н.И. Ханов и др. - М.: Недра, 2002. - 417 с.

6 Васильев, Г.Г. Трубопроводный транспорт нефти / Г.Г. Васильев, Г.Е. Коробков, А.А. Коршак. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. Т.1. - 407 с.

7 Исакович, Р. Я. Технологические измерения и приборы // Измерение расхода. - М.: Недра, 1986. - 344 с.

8 Мастобаев, Б. Н. Эксплуатация насосных станций: Учеб. пособие. - Уфа: Издательство УГНТУ, 2000. - 135 с.

9 Певзнер В.Б. Основы автоматизации нефтегазопроводов и нефтебаз. - М.: Недра, 1975, - 240 с.

10 Фарзане, Н.Г. Технологические измерения и приборы. - М.: ВШ, 1989.

11 Журнал интеллектуальных технологий «itech» [Электронный ресурс]. - 2008.- №11.-С.13-19.

12 Методические рекомендации по экономическому обоснованию дипломных проектов Под редакцией Бирюковой В.В.- Уфа.: УНИ, 2008.-30 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Листинг программы управления МНА на языке ST

case state_process of

0:Ued:= FALSE;

STOP:= FALSE;

Udavl:= FALSE;

Uez:= FALSE;

Upzo:= FALSE;

Upzz:= FALSE;

UTemp:= FALSE;

Uut:= FALSE;

Uvibr= FALSE;

Uvzo:= FALSE;

Uvzz:= FALSE;

Umans:= FALSE;

Uzvib:= FALSE;

Udav:= FALSE;

ZZPZ:= FALSE;

ZZVZ:= FALSE;

ZOVZ:= FALSE;

if PUSK AND Pnorm then state_process:=1; end_if;

1:Uzvib:= TRUE;

IF PZo THEN state_process:=2; end_if;

IF PZz THEN state_process:=9 end_if;

9:zz:= TRUE;

Time1:= t#0s;

TSTART (Time1);

state_process:=91;

91: IF (Time1>t#7s AND PZo) then state_process:=2; end_if;

2:Upzo:=TRUE;

Upzz:= FALSE ;

ZZPZ:= TRUE;

TSTOP(Time1);

T1:= t#0s;

TSTART (T1);

state_process:=21;

21: IF VZz then state_process:=3; end_if;

IF (T1>t#7s AND NOT VZz) then state_process:=22; end_if;

22:Uvzz:= TRUE ;

TSTOP(T1);

Time2:=t#0s;

TSTART(Time2);

state_process:=221;

221: IF Time2>t#7s AND VZz then state_process:=3; end_if;

3:Umasn:= TRUE ;

Uvobd:= TRUE ;

Uvzz:=TRUE ;

ZOVZ:= TRUE ;

Ued:= TRUE ;

TSTOP(Time2);

IF Xstator then state_process:=4; end_if;

4:Uvzo:=true;

ZOVZ:= FALSE ;

IF VZo then state_process:=5; end_if;

5:ZZVZ:= TRUE ;

Udavl:= FALSE;

Uez:= FALSE;

UTemp:= FALSE;

Uut:= FALSE;

Uvibr:= FALSE;

IF STOPm_op then state_process:=6; end_if;

IF Tpedn_kn_mas then state_process:=51; end_if;

IF P_PrVuk_masn then state_process:=52; end_if;

IF Vibr>7 then state_process:=53; end_if;

IF Ez then state_process:=54; end_if;

IF ut then state_process:=55; end_if;

51:UTemp:= TRUE ;

Time3:=t#0s;

TSTART(Time3);

state_process:=511;

511:IF (NOT Tpedn_kn_mas) then state_process:=5; end_if;

IF Time3>t#6s then TSTOP(Time3);

Ued:=FALSE ;

state_process:=6; end_if;

52:Udavl:= TRUE ;

Time4:=t#0s;

TSTART(Time4);

state_process:=521;

521: IF (NOT P_PrVuk_masn) then state_process:=5; end_if;

IF Time4>t#6s then TSTOP(Time4);

Ued:=FALSE ;

state_process:=6; end_if;

53:Uvibr:= TRUE ;

Time5:=t#0s;

TSTART(Time5);

state_process:=531;

531: IF Vibr<7 then state_process:=5; end_if;

IF Time5>t#6s then TSTOP(Time5);

Ued:= FALSE ;

state_process:=6; end_if;

54:Uez:= TRUE;

Time6:=t#0s;

TSTART(Time6);

state_process:=541;

541:IF (NOT Ez) then state_process:=5; end_if;

IF Time6>t#6s then TSTOP(Time6);

Ued:=FALSE ;

state_process:=6; end_if;

55:Uut:= TRUE;

Time7:=t#0s;

TSTART(Time7);

state_process:=551;

551:IF (NOT ut) then state_process:=5; end_if;

IF Time7>t#6s then TSTOP(Time7);

Ued:= FALSE ;

state_process:=6; end_if;

6:Ued:= FALSE;

Uzvib:= FALSE;

Udavl:= FALSE;

Uez:= FALSE;

UTemp:= FALSE;

Uut:= FALSE;

Uvibr:= FALSE;

Upzo:= FALSE ;

Uvzo:=FALSE ;

TSTOP(Time3);

TSTOP(Time4);

TSTOP(Time5);