Автоматизация процесса осушки газа на установке комплексной подготовки газа №9 Уренгойского газоконденсатного месторождения

3.6 Описание системы ПАЗ

Система ПАЗ предназначена для аварийной защиты технологического оборудования. Система ПАЗ строится на базе программно-технического комплекса TRICON и интегрирована в систему I/A Series. Интеграция системы ПАЗ осуществляется на основе станции Fox Guard Manager, который представляет собой коммуникационный модуль АСМ4609, установленный в основное шасси. Подключение к сети Nodebus производится через интерфейс с резервированной сетью Nodebus - DNBI.

Система ПАЗ является распределенной и реализована на резервированных программируемых контроллерах и станциях ввода-вывода повышенной надежности. Датчики и исполнительные механизмы, участвующие в аварийном останове, подключены непосредственно к системе ПАЗ. Система обеспечивает автоматизированный останов в аварийных и плановых ситуациях, а также сброс газа из технологического оборудования в случае необходимости. Система ПАЗ имеет пульт, устанавливаемый в операторской УКПГ № 9 и обеспечивающий возможность ручного запуска алгоритма аварийного останова, возврат подсистемы в исходное состояние, а также индикацию выполнения отдельных этапов алгоритма.

При запуске алгоритма аварийного останова обеспечивается блокировка любых действий, препятствующих его выполнению. Исполнительные механизмы аварийного останова дополнительно имеют ручной привод и указатели крайних положений, установленные непосредственно на самих механизмах, а также устройства для ввода этой информации в подсистему ПАЗ для сигнализации состояния исполнительных механизмов. Датчики, измеряющие и контролирующие технологические параметры, участвующие в алгоритмах аварийного останова, резервированы в соответствии с требованиями ПБ 09-540-03. Блокировки, защиты и аварийное управление, выполняемые ПАЗ, обеспечивают реализацию всех необходимых функций блокировок, защит и аварийного управления в автоматическом режиме.

3.7 Описание функциональной схемы автоматизации абсорбционной установки осушки газа

Для автоматизации управления установкой осушки газа применяют дистанционные измерительные устройства и элементы автоматики, которые позволяют получить быструю объективную информацию о работе абсорбера А-201, оперативно и точно установить заданный режим работы. Функциональная схема автоматизации абсорбционной установки осушки газа представлена на рисунке 3.4.



Для контроля давления в абсорбере А-201 (позиция 3-1, 3-2) применяется датчик избыточного давления Метран 43-ДИ.

Расход регенерированного ДЭГ в абсорбер А-201 (позиция 6-1, 6-2) производится в зависимости от расхода газа через абсорбер А-201 (позиция 8-1) и его влагосодержания (позиция 9-1).

Изменение уровня насыщенного ДЭГ в абсорбере А-201 осушествляется при помощи задвижки с электроприводом, по показаниям уровнемера Сапфир-22 ДУ-EX.

Измерение температуры в абсорбере А-201 (позиция 1-1, 1-2) осушествляется платиновым термометром сопротивления типа Метран-276.

Влагосодержание газа определяется анализаторам точки росы КОНГ-Прима 10 (позиция 9-1, 9-2).

В цехе ведется контроль загазованности, для этой цели установлен газоанализатор СТМ-10 (позиция 11-1, 11-2).

В таблице 3.1 представлен перечень используемых средств автоматизации и контроля.



Таблица 3.1 - Спецификация средств автоматизации

Позиционное обозначение	Наименование	Кол.	Примечание
1, 7, 14	Термометр сопротивления платиновый типа Метран-276	3	1ExdIICT4
2	Датчик разности давлений типа Метран-100-ДД	1	1ExdIIBT4
3, 12, 13	Датчик избыточного давления типа Метран-43-ДУ	3	1ExnLIICT4
4-1, 5-1	Уровнемер типа Сапфир-22-ДУ	2	1ExdIICT4
9	Анализатор точки росы типа Конг - Прима - 10	1	1ExdIIAT5
11	Газаонализатор СТМ-10	1	1ExnLIICT4
6-1, 8-1	Устройство сужающее быстросъемное	2
6-2, 8-2	Датчик перепада давления типа Сапфир-22МП-ДД	2	1ExdIICT6
15	Пускатель магнитный	1
4-2, 5-2, 6-4, 8-3, 10-3	Орган управления клапаном	5

Контрольно-измерительные приборы, применяемые в системе ПАЗ, имеют уставки сигнализации и блокировки, которые представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Значения уставок сигнализации и блокировок КИП

№ сценария защиты	№ позиции	Условия срабатывания	Действия защиты
1	13	Давление уплотнительной жидкости насоса выше уставки 40 кгс/	Остановка насоса H-1
2	14	Температура подшипников насоса выше уставки 50 єС	Остановка насоса H-1
3	4-1	Уровень насыщенного ДЭГ в аппарате выше уставки 400 мм	Закрытие задвижки
4	12	Давление на выходе центробежного насоса выше уставки 60 кгс/	Остановка насоса H-1

3.8 Приборы и средства автоматизации абсорбционной установки осушки газа

Датчик избыточного давления Метран-43-ДУ

Данные преобразователи предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами. обеспечивают непрерывное преобразование в унифицированный токовый и/или цифровой на базе HART-протокола выходной сигнал дистанционной передачи.

Устройство датчика Метран-43-ДУ представлено на рисунке 3.5.

1 - корпус; 2 - тензопреобразователь; 3 - разделительная мембрана; 4 - жесткий центр; 5 - электронный преобразователь; 6 - штуцер

Рисунок 3.5 - Устройство датчика Метран-43-ДУ

Измерительный блок датчика состоит из корпуса (1), рычажного тензопреобразователя (2), разделительной мембраны (3), жесткого центра со штоком (4), электронного преобразователя (5), штуцера (60).

Измеряемое давление воздействует на мембрану (3) и концентрируется на жестком центре. Усилие, возникшее на жестком центре, через шток (4) передается на рычаг тензопреобразователя (2). Перемещение рычага вызывает деформацию измерительной мембраны тензопреобразователя. На измерительной мембране размещены тензорезисторы. Тензорезисторы соединены в мостовую схему. Деформация измерительной мембраны вызывает изменение сопротивления тензорезисторов и разбаланс мостовой схемы. Электрический сигнал, образующийся при разбалансе мостовой схемы, подается в электронный преобразователь (5). Электронный преобразователь преобразует электрический сигнал от тензопреобразователя в стандартный токовый выходной сигнал [6].

Основные технические характеристики датчика представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - основные технические характеристики датчика избыточного давления Метран-43-ДУ

Название параметра	Диапазон
Измеряемые среды	Жидкости (в т.ч. нефтепродукты), пар, газ
Диапазоны измеряемых давлений, МПа	0,04 - 100
Абсолютная погрешность измерений, %	± 0,1
Межповерочный интервал, год	3

Преобразователи расхода типа Метран-100 - ДД 1xd11ВТ4

Для измерения расхода газа и РДЭГ используется сужающее устройство (диафрагма) в комплекте с преобразователем Метран-100-ДД. Метран-100-ДД предназначен для работы в системах автоматического контроля, регулирования, управление технологическими процессами со взрывоопасными условиями производства и обеспечивает непрерывное преобразование значения измеряемого параметра - разности давления жидких и газообразных сред в унифицированный токовый выходной сигнал дистанционной передачи.

Преобразователь имеет стандартный входной сигнала (4..20 мА) постоянного тока. Вид взрывозащиты для датчиков Метран-100-ДД взрывонепроницаемая оболочка» и имеют маркировку 1хd11ВТ4 и могут применятся во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок.

Технические характеристики:

-пределы изменения токовых выходных сигналов (0..5 мА), (0..20 мА),

(4..20 мА) постоянного тока;

-электрическое питание датчиков осуществляется от источника постоянного тока напряжением - 36 В;

-потребляемая мощность датчика не более 1,2 Вт;

-средний срок службы - 10 лет;

-наработка датчика на отказ не менее 100 тыс. часов;

-плотность контролируемой жидкости 400 - 2000 кг/м3;

-верхний предел измерения - 25 кПа;

-предельно-допустимое рабочее избыточное давление контролируемой жидкости - 40 МПа;

-температура окружающей среды, С (от минус 30 до + 50), (от + 5 до + 50);

-температура измеряемой среды, С (от + 2 до + 100), (от + 2 до + 80);

-измеряемая среда газообразная, жидкая [6].

Буйковый уровнемер Сапфир-22-Ду-Ex

Принцип действия буйкового уровнемера основан на определении уровня по выталкивающей силе, действующей на погруженный в рабочую среду буек. Цилиндрический буёк (1), является чувствительным элементом буйковых уровнемеров. Буек располагается в вертикальном положении и должен быть частично погружен в жидкость.

На рисунке 3.6 приведена измерительная схема буйкового уровнемера.

Когда уровень жидкости в емкости меньше или равен начальному уровню (зона нечувствительности уровнемера), измерительная штанга (2), на которую подвешен буек (1), находится в равновесии. Так как момент , создаваемый весом буйка , уравновешивается моментом , создаваемым противовесом (4).

Если уровень контролируемой среды становится выше (например, h), то часть буйка длиной (h - ) погружается в жидкость, поэтому вес буйка уменьшается на некоторую величину. Следовательно, уменьшается и момент , создаваемый буйком на штанге (2). Так как момент становится больше момента , штанга поворачивается вокруг точки (О) по часовой стрелке и перемещает рычаг (3) измерительного преобразователя (5).

Движение измерительной системы происходит до тех пор, пока сумма моментов всех сил, действующих на рычаг (2), не станет равной нулю.

Уплотнительная мембрана (6) служит для герметизации технологической емкости при установке в ней чувствительного элемента.

1 - буек; 2 - штанга; 3 - рычаг; 4 - противовес; 5 - преобразователь; 6 - уплотнительная мембрана

Рисунок 3.6 - Измерительная схема буйкового уровнемера

Преобразователи Сапфир-22-Ду предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами, в том числе, с взрывоопасными условиями производства и обеспечивают непрерывное преобразование значения измеряемого параметра уровня жидкости или уровня границы раздела жидких фаз как нейтральных, так и агрессивных сред - в стандартный токовый выходной сигнал дистанционной передачи.

Технические характеристики прибора приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Технические характеристики буйкового уровнемера Сапфир-22-Ду

Название параметра	Диапазон
Диапазон измерения, м	до 10
Предельно допускаемое рабочее избыточное давление, МПа	2,5 - 20,0
Абсолютная погрешность измерений, %	± 0,5 - 1,0
Выходной сигнал	4..20 мА постоянного тока

Термометр сопротивления платиновый типа Метран-276-Ex

Термометр сопротивления платиновый (ТСП) Метран-276-Ex могут применяться во взрывоопасных зонах, в которых возможно образование взрывоопасных смесей газов, паров, горючих жидкостей с воздухом категорий IIА, IIВ и IIС, групп Т1-Т6 по ГОСТ Р 51330.11-99 [6].

Предназначены для измерения температуры нейтральных и агрессивных сред, по отношению к которым материал защитной арматуры является коррозионностойким.

Чувствительный элемент первичного преобразователя и встроенный в головку датчика измерительный преобразователь преобразуют измеряемую температуру в унифицированный выходной сигнал постоянного тока, что дает возможность построения АСУТП без применения дополнительных нормирующих преобразователей.

Преобразователи состоят из корпуса, внутри которого расположен электронный блок с микропроцессором, обеспечивающий аналого-цифровое и цифро-аналоговое преобразование и обработку результатов преобразования.

Принцип работы термопреобразователей сопротивления основан на зависимости электрического сопротивления металлов от температуры. Чувствительный элемент термопреобразователя - катушка из тонкой платиновой проволоки на каркасе из изоляционного материала, заключенная в защитную гильзу (арматуру).

Подключения термопреобразователей (термометров) сопротивления к вторичным приборам (измерителям-регуляторам температуры) осуществляется медным проводом по четырехпроводной схеме, которая позволяет уменьшить погрешность измерения, возникающую при изменении сопротивления проводов (например, при изменении их температуры).

Основные технические характеристики представлены в таблице 3.5.



Таблица 3.5 - Основные технические характеристики термометра сопротивления платинового типа Метран - 276 - Ex

Название параметра	Диапазон
Диапазон измерения, єС	Минус 200…+ 850
Минимальный интервал измерения, єС	10
Входной диапазон, єС	Минус 200…+ 850
AЦП, % от интервала измерений	± 0,14
ЦАП, % от интервала измерений	± 0,02

Анализатор точек росы интерференционный КОНГ-Прима-10 1Exds11АТ5

Анализатор КОНГ-Прима-10 применяется для измерения точки росы по влаге и углеводородам в природном газе, воздухе и в других газах.

В интерференционном анализаторе точек росы КОНГ-Прима-10, реализован конденсационный принцип измерения с регистрацией процессов конденсации оптическим методом.

Сущность метода заключается в измерении температуры, до которой необходимо охладить прилегающий к охлаждаемой поверхности слой влажного газа, для того, чтобы довести его до состояния насыщения при рабочем давлении.

Метод определения точки росы, используемый в анализаторе, соответствует ГОСТ 20060-83 и ГОСТ 20061-84 [7].

Анализатор применяется:

- для контроля точки росы влаги и углеводородов на газоизмерительных станциях, на станциях подземного хранения и осушки природного газа, на автомобильных газонаполнительных компрессорных станциях и т.д.;

- для поверки гигрометров и генераторов влажного газа.

Анализатор обладает стойкостью к технологическим примесям природного газа.

При этом достоверность показаний анализатора сохраняется при следующих концентрациях паров технологических примесей:

- метанол - 1000 мг/м3;

- диэтиленгликоль (ДЭГ) - 1 мг/м3;

- триэтиленгликоль (ТЭГ) - 1,5 мг/м3.

Технические характеристики прибора приведены в таблице 3.6.

Таблица 3.6 - Технические характеристики анализатора точек росы КОНГ-Прима

Название параметра	Диапазон
Диапазон измерения температуры точки росы, єС	По влаге: минус 30…+30 По углеводородам: минус 30…+30
Длительность цикла измерения точки росы, мин	От 10 до 30
Пределы абсолютной погрешности при измерении точки росы	По влаге: ± 0,5 °C, ± 1 °C По углеводородам: ± 1 °C

Сигнализация загазованности

Сигнализатор предназначен для автоматического непрерывного контроля до взрывоопасных концентраций многокомпонентных воздушных смесей горючих газов и паров.

Сигнализатор состоит из блока сигнализации и питания и выносных датчиков или блоков датчика. Газоанализаторы состоят из датчиков или блоков датчика и блока сигнализации и питания. Датчики расположены по месту, блок сигнализации на щите. Прибор выдает в линию связи три вида сигнала: «Неисправность прибора», «20% НКПРП», «50% НКПРП» [8].

Принцип работы сигнализатора СТМ-10 - термохимический - основан на измерении теплового эффекта от окисления горючих газов и паров на каталитически активном элементе датчика, дальнейшем преобразовании полученного сигнала в модуле МИП и выдачи сигнала о достижении сигнальной концентрации.

При прохождении газо-воздушной смеси на поверхности катализатора возникает горение и выделяющееся тепло приводит к повышению температуры катализатора. Вызванное этим увеличение сопротивления платиновой катушки регистрируется мостовой схемой. При малых концентрациях изменение сопротивления находится в прямой зависимости от концентрации газа в окружающей среде.

Принципиальная схема прибора СТМ-10 приведена на рисунке 3.7.

Рисунок 3.7 - Принципиальная схема прибора СТМ-10

Технические характеристики прибора приведены в таблице 3.7.

Таблица 3.7 - Характеристика СТМ-10

Характеристика	Значение
Выходной сигнал	Токовый 4..20 мА
Диапазон измерения НКПРП, %	0 - 50
Диапазон сигнальных концентраций НКПРП,%	5 - 50
Основная абсолютная погрешность, %	5
Время срабатывания сигнализации не более, с	10

4. АНАЛИЗ И ВЫБОР СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА. РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПЕРЕДАТОЧНОЙ ФУНКЦИИ РЕГУЛЯТОРА РАСХОДА ГАЗА, НА ЛИНИИ ПОДАЧИ ДЭГ В АБСОРБЕР

4.1 Анализ возможных средств измерений расхода на абсорбционной установке осушки газа и рекомендации по их использованию

Для измерения расхода на абсорбционной установке осушки газа, как отмечалось ранее, применяют сужающее устройство (диафрагма). Оно относится к классу расходомеров переменного перепада давления, где разность давлений до и после сужающего устройства тем больше, чем больше расход протекающего вещества. Следовательно, перепад давления служит мерой расхода. Наряду с достоинствами сужающего устройства, которое является основным при проведении измерения, такими как простота механической конструкции, наличие программ расчета на ЭВМ, относительная дешевизна, существуют существенные недостатки:

- потеря давления на сужающем устройстве;

- малый динамический диапазон измерения.

Более точными и надежными при измерении расхода на абсорбционной установке осушки газа могут быть кориолисовы расходомеры. Преимущества кориолисовых расходомеров перед диафрагмой:

- высокая точность измерений;

- не вызывают потерь давления;

- надёжная работа при изменении температуры и давления рабочей среды;

- работают вне зависимости от направления потока.

В качестве основного расходомера для измерения расхода РДЭГ на линии подачи в абсорбер предлагается использовать кориолисовый расходомер, исключив расходомер переменного перепада давления.

Кориолисовы расходомеры позволяют измерять массовый расход, плотность, температуру, вычисления объемного расхода жидкостей, газов и взвесей. жидкостей или газов с большой точностью. Измерение расхода производится за счет эффекта возникновения сила Кориолиса, возникающей при криволинейном движение жидкости или газа.

Кориолисовый (массовый) расходомер состоит из следующих частей (рисунок 4.1):

- расходомерные трубки;

- катушка возбуждения и магнит;

- измерительная катушка;

- терморезистор;

- технологическое соединение (фланец);

- преобразователь;

- корпус.

Рисунок 4.1 - Устройство кориолисого расходомера

Сенсор напрямую измеряет расход, плотность среды и температуру сенсорных трубок. Преобразователь конвертирует полученную с сенсора информацию в стандартный выходной сигнал. Измеряемая среда, поступающая в сенсор, разделяется на равные половины, протекающие через каждую из сенсорных трубок. Движение катушки возбуждения приводит к тому, что трубки колеблются вверх-вниз в противоположном направлении друг другу.

Измерительные катушки устанавливают на боковых ответвлениях одной расходомерной трубки, а магниты устанавливают на боковых ответвлениях противолежащей расходомерной трубке. Каждая катушка движется в однородном магнитном поле соседнего магнита. Напряжение, генерируемое каждой измерительной катушкой, создает синусоидальное колебание отражающее движение одной трубки относительно другой.

В условиях отсутствия потока движения на входном и на выходном концах трубки находятся в одной фазе, синусоидальные колебания совпадают, эффект Кориолиса не возникает. При наличии потока синусоидальные колебания различаются по фазе, поскольку сигнал на выходной ветви запаздывает относительно сигнала на ветви на выходе (рисунок 4.2).

Рисунок 4.2 - Запаздывание сигнала на входной и выходной ветви

Время запаздывания ДТ измеряется в микросекундах и всегда пропорционально массовому расходу.

Соотношение между массой и собственной частотой колебаний сенсорной трубки - это основной закон измерения плотности в кориолисовых расходомерах.

В рабочем режиме катушка возбуждения питается от преобразователя, при этом сенсорные трубки колеблются с их собственной частотой. Как только масса измеряемой среды увеличивается, собственная частота колебаний трубок уменьшается соответственно, при уменьшении массы измеряемой среды, собственная частота колебаний трубок увеличивается.

Частота колебаний трубок зависит от их геометрии, материала, конструкции и массы. Масса состоит из двух частей:

- массы самих трубок;

- массы измеряемой среды в трубках.

Для конкретного типоразмера сенсора масса трубок постоянна. Поскольку масса измеряемой среды в трубках равна произведению плотности среды и внутреннего объема, а объем трубок является также постоянным для конкретного типоразмера, то частота колебаний трубок может быть привязана к плотности среды и определена путем измерения периода колебаний.

Частота колебаний измеряется выходным детектором (рисунок 4.3) в циклах в секунду (Гц).

Рисунок 4.3 - Частота колебаний измерительных трубок

Период колебаний, как известно, обратно пропорционален частоте. Измерить время цикла легче, чем считать количество циклов, поэтому преобразователи вычисляют плотность измеряемой жидкости, используя период колебаний трубок в микросекундах. Плотность прямо пропорциональна периоду колебаний сенсорных трубок.



4.2 Кориолисовый расходомер Micro Motion СMF

Предлагается использовать кориолисовый расходомер Micro Motion СMF, основные технические характеристики которого представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Основные технические характеристики Micro Motion СMF

Название параметра	Значение
Базовая погрешность измерений, %	Расход: 0,1 Плотность: 0,5
Срок службы, лет	18
Температура измеряемой среды, С	минус 40 - 125
Диапазон измеряемого массового расхода, кг/ч	: 3 : 43550
Давление измеряемой среды, МПа	15,8

Информация об измеряемых величинах может считываться с жидкокристаллического индикатора (ЖКИ), а так же передаваться в виде аналогового сигнала (4..20 мА), аналогово-цифрового сигнала с использованием HART протокола или RS485.

4.3 Расчет коэффициентов передаточной функции по переходной кривой

Необходимо определить оптимальные параметры настройки регулятора в одноконтурной системе автоматического регулирования (САР) расхода РДЭГ, подаваемого в абсорбер А-201.

Расчет производим по кривой переходного процесса в специальных программах анализа и синтеза систем автоматического регулирования.

На рисунке 4.4 приведена кривая переходного процесса расхода ДЭГ в абсорбер А-201, которая наиболее приближена к реальной.

Рисунок 4.4 - Кривая переходного процесса расхода ДЭГа в абсорбер

Значения кривой переходного процесса приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - значения кривой переходного процесса

t, с	0	0,2	0,4	0,6	0,8	1,0	1,2	1,4	1,6	1,8	2,0	2,2	2,4
F, м3/ч	0	1,6	3,6	5,5	7,8	10,2	12,3	13,4	14,2	14,8	15,1	15,2	15,2

Определим параметры модели объекта методом «площадей» Симою М.П. по переходной кривой.

Математической моделью называется система математических соотношений (уравнений), устанавливающих связь между входными и выходными сигналами объекта. В данном случае общий вид модели будет следующий:

,(4.1)

где- нормированная передаточная функция;

- коэффициент передачи ;

- время запаздывания (по исходным данным).

Нормированной передаточной функции соответствует нормированная переходная характеристика (t), которая определяется как отношение текущего значения выходного сигнала к его установившемуся значению:

.(4.2)

Для определения коэффициентов и нормированной передаточной функции используется метод «площадей» Симою:

,(4.3)

где - «площади» Симою, вычисляются по переходной кривой.

При известных «площадях» Симою, задаваясь определённой структурой модели можно определить её параметры (коэффициенты). «Площади» Симою определяются с помощью вспомогательной (t) функции:

,(4.4)

,(4.5)

,(4.6)

,(4.7)

,(4.8)

.(4,9)

где - моменты вспомогательной функции.

Если из выражения (4.6) выразить , а затем приравнять правые части уравнений (4.3) и (4.6), то легко найти связь между моментами вспомогательной функции и «площадями» Симою:

.(4.10)

Так - площадь под кривой вспомогательной функции.

Для расчета параметров модели методом площадей введем нормированную переходную кривую, координаты точек которой приведены в таблице 4.3, определяемую формулой:

.(4.11)

Таблица 4.3 - Координаты точек нормированной переходной кривой

t, с	0	0,2	0,4	0,6	0,8	1,0	1,2	1,4	1,6	1,8	2,0	2,2	2,4
h(t)	0	0,1	0,23	0,36	0,51	0,67	0,80	0,88	0,93	0,97	0,99	1,0	1,0

Нормированная переходная кривая изображена на рисунке 4.5.

Введем в рассмотрение вспомогательную функцию , рисунок 4.5 координаты точек которой приведены в таблице 4.4, определяемую формулой:

.(4.12)



Таблица 4.4 - Координаты точек вспомогательной кривой

t, с	0	0,20	0,40	0,60	0,80	1,00	1,20	1,40	1,60	1,80	2,00	2,20
h(t)	1,00 0,20	0,90 0,17	0,77 0,14	0,64 0,11	0,49 0,08	0,33 0,05	0,20 0,04	0,12 0,03	0,07 0,01	0,03 0	0,01 0	0 0

Рассчитаем площадь S1, ?t = 1,n = 12:

,

где t = 1 мин - шаг по времени.

Полученное значение и есть значение «площади» Симою S1.

Вспомогательная кривая разгона представлена на рисунке 4.6.

Рисунок 4.5 - Нормированная переходная кривая



Рисунок 4.6 - Вспомогательная кривая разгона

Определение параметров модели по площадям

Приведем передаточную функцию модели:

,(4.13)

.(4.14)

Раскрывая скобки в правой части и приводя подобные члены, получим степенной ряд

(4.15)

Приравнивая в последнем равенстве коэффициенты при одинаковых степенях s слева и справа, получим линейную систему уравнений для определения коэффициентов модели :



,(4.16)

Расчет площадей Симою и коэффициентов нормированной передаточной функции проводим с помощью программы SIMOU.EXE.

Определение параметров передаточной функции по виду переходного процесса методом площадей Симою

Число точек переходной кривой M = 11;

шаг квантования по времени DT = 0.20000;

значения переходной кривой:

X ( 1) = 0.000000;

X ( 2) = 1.600000;

X ( 3) = 5.500000;

X ( 4) = 7.800000;

X ( 5) = 10.200000;

X ( 6) = 12.300000;

X ( 7) = 13.400000;

X ( 8) = 14.200000;

X ( 9) = 14.800000;

X (10) = 15.100000;

X (11) = 15.200000.

Результат расчета:

коэффициент усиления передаточной функции KY= 15.200000;

значения площадей:

S ( 1 ) = 0.803509;

S ( 2 ) = 0.212293;

S ( 3 ) = 0.004182;

S ( 4 ) = - 0.053377;

S ( 5 ) = - 0.078474.

Вариант 1

полином числителя п.ф.:

B ( 0 ) = 1.0;

B ( 1 ) = - 1.448233;

B ( 2 ) = - 0.279958.

Полином знаменателя п.ф.:

A ( 0 ) = 1.0;

A ( 1 ) = - 0.644725;

A ( 2 ) = - 0.671418;

A ( 3 ) = - 0.078320.

Вариант 2

полином числителя п.ф.:

B ( 0 ) = 1.0;

B ( 1 ) = - 1.470165.

Полином знаменателя п.ф.:

A ( 0 ) = 1.0;

A ( 1 ) = - 0.666657;

A ( 2 ) = - 0.968998;

A ( 3 ) = - 0.307924;

A ( 4 ) = - 0.059525.

Вариант 3

полином числителя п.ф.:

B ( 0 ) = 1.0;

B ( 1 ) = - 1.049597;

B ( 2 ) = - 0.272107.

Полином знаменателя п.ф.:

A ( 0 ) = 1.0;

A ( 1 ) = - 0.246088;

A ( 2 ) = - 0.358960.

Вариант 4

полином числителя п.ф.:

B ( 0 ) = 1.0;

B ( 1 ) = 12.734810.

Полином знаменателя п.ф.:

A ( 0 ) = 1.0;

A ( 1 ) = 13.568320;

A ( 2 ) = 10.468930;

A ( 3 ) = 2.714062.

Вариант 5

полином числителя п.ф.:

B ( 0 ) = 1.0;

B ( 1 ) = - 0.019697.

Полином знаменателя п.ф.:

A ( 0 ) = 1.0;

A ( 1 ) = 0.793811;

A ( 2 ) = 0.196466.

Из дальнейшего рассмотрения исключаем 1-й, 2-й, 3-й варианты передаточной функции, так как они не устойчивы по критерию Стодолы (среди коэффициентов характеристического полинома встречаются не положительные).

Расчет и построение переходных кривых моделей. Выбор рабочей модели

Переходные кривые моделей можно рассчитать по найденным передаточным функциям с помощью программы LAPNEW.EXE или методом обратного преобразования Лапласа.

Результаты расчета переходных процессов, рассчитанных на ЭВМ, приведены ниже.

Модель 4.

Корни характеристического полинома:

ReS( 1) = - 0.078330, ImS( 1) = 0.000000;

ReS( 2) = - 1.899724, ImS( 2) = - 1.058000;

ReS( 3) = - 1.899724, ImS( 3) = 1.058000.

Координаты точек переходного процесса приведены в таблице 4.5

Таблица 4.5 - Координаты точек вспомогательной кривой

T	0,000	0,200	0,400	0,600	0,800	1,000	1,200	1,400	1,600	1,800	2,000
H(T	0,000	1,115	3,473	6,104	8,520	10,521	12,065	13,196	13,985	14,512	14,84

Модель 5

Корни характеристического полинома:

ReS( 1) = - 1.950000, ImS( 1) = - 1.094304;

ReS( 2) = - 1.950000, ImS( 2) = - 1.094304.

Координаты точек переходного процесса приведены в таблице 4.6

Таблица 4.6 - Координаты точек вспомогательной кривой

T	0,00	0,200	0,400	0,600	0,800	1,000	1,200	1,400	1,600	1,800	2,000
H(T	0,00	1,376	3,896	6,594	9,007	10,959	12,433	13,486	14,203	14,668	15,118

Переходные кривые моделей показаны на рисунке 4.7.



Рисунок 4.7 - Переходные кривые 4 и 5 моделей

Как видно из рисунка 4.7 наиболее близкой к объекту получилась 5-я модель, передаточная функция которой имеет вид:

.(4.17)

Для дальнейших расчетов будем использовать эту передаточную функцию.

Выбор законов регулирования и расчет коэффициентов регулятора

ПИД регулятором очень хорошо зарекомендовали себя в практических задачах. Управление по производной - это быстрый способ управления. Сигнал дифференциального канала наиболее важен при изменениях входов и исчезает в установившемся режиме. Он позволяет реагировать не на само увеличение ошибки, а на тенденцию ее изменения. Главный недостаток дифференциального канала - большое влияние высокочастотных помех, например, шумов измерений. По этой причине его нельзя использовать в данной ситуации, так центробежной насос на линии подачи ДЭГ в абсорбер А-201 является источником высокочастотных помех. Выбираем ПИ регулятор. Структурная схема автоматического регулирования представлена на рисунке 4.8.



Рисунок 4.8 - Структурная схема автоматического регулирования

Пропорционально-интегральный (ПИ) регулятор

Уравнение ПИ-регулятора во временной области:

.(4.18)

Передаточная и переходная функция:

,(4.19)

.(4.20)

Диапазон рабочих частот:

и рпи п.(4.21)

ПИ-регулятор рассматривается как параллельное соединение П- и И-регуляторов. Он характеризуется двумя параметрами настройки и и сочетает в себе достоинства П- и И-регуляторов.

Построение области устойчивости в плоскости настроечных параметров регулятора

Кривая Д-разбиения является границей области устойчивости и показывает область изменения настроечных параметров регулятора, в которой АСР будет устойчива. Кривая Д-разбиения может быть получена из характеристического уравнения замкнутой АСР подстановкой. Тогда , что эквивалентно .

Передаточная функция разомкнутой АСР:

,(4.22)

где - передаточная функция регулятора.

Уравнение границы области устойчивости:

.(4.23)

ПИ-регулятор:

,

(4.24)

Преобразуем это уравнение следующим образом:

,(4.25)

где.

Пусть , тогда:

.(4.26)

Выделяем вещественную и мнимую части и приравниваем их по отдельности нулю:

,(4.27)

где,

.

Составим систему:

(4.28)

Система уравнений линейна, решим ее методом определителей, тогда:

,(4.29)

где;

;

;

Построение кривой равного значения

Показатель колебательности .

Расчёты проведём на ЭВМ (программа MEM2.exe)

Координаты точек кривой Д-разбиения приведены в таблице 4.7, кривая Д-разбиения представлена на рисунке 4.8.



Таблица 4.7 - Координаты точек кривой Д - разбиения

Частота	К0	К1
0.150000	0.026988	минус 0.531440
0.300000	0.010647	минус 0.489800
0.450000	0.234101	минус 0.421774
0.600000	0.402787	минус 0.008490
0.750000	0.603164	0.059132
1.050000	0.824256	0.211666
1.200000	1.054520	0.368618
1.350000	1.283105	0.526590
1.500000	1.501059	0.684667
1.650000	1.702069	0.841366
1.800000	1.882485	0.997334
1.950000	2.040696	1.153451
2.100000	2.176207	1.310800
2.250000	2.377960	1.470444
2.400000	2.442629	1.633324
2.550000	2.481115	1.800197
2.700000	2.491143	1.971663
2.850000	2.469931	2.148170
3.000000	2.414287	2.330046

Рисунок 4.8 - Кривая Д-разбиения для ПИ-регулятора с показателем колебательности М = 1,2

Определение оптимальных параметров регулятора

Оптимальные параметры будем выбирать из условия минимизации интегрального квадратичного критерия на кривой :



.(4.30)

Положение оптимальной (рабочей) точки, как в случае ПИ существенно зависит от степени неопределенности задачи. В нашем случае известно, что возмущения низкочастотные и действуют со стороны регулирующего органа. Тогда от можно перейти к критерию НВ, суть которого заключается в обеспечении малости АЧХ замкнутой АСР по ошибке в области низких частот.

Экспериментальные исследования показали, что рабочая частота для ПИ находится по формуле:

,(4.31)

где- частота, соответствующая .

Найдем оптимальные параметры регуляторов:

Этой частоте соответствуют параметры:

Найдём истинные настройки регулятора. Для этого необходимо учесть коэффициенты усиления датчика:



(4.32)

;

.

Передаточная функция регулятора имеет вид:

. (4.33)

Найдём значение параметров настройки:

Предел пропорциональности:

Время изодрома:

Таким образом передаточная функция регулятора примет вид :



В соответствии с полученными настройками регулятора построим модель автоматического регулирования, воспользовавшись программой Matlab Simulink.

На рисунке 4.9 представлена модель регулирования объекта.

Рисунок 4.9 - Модель регулирования объекта

График, представленный на рисунке 4.10, показывает реакцию системы на ступенчатое воздействие.

Рисунок 4.10 - Реакция системы на ступенчатое воздействие

Из графика видно, что переходный процесс протекает быстрее, время регулирования составляет около одной секунды, отсутствуют явления перерегулирования и колебания малой амплитуды.



5. ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

Темой данного дипломного проекта, как уже отмечалось ранее, является автоматизация процесса осушки газа на установке комплексной подготовки газа № 9 Уренгойского газоконденсатного месторождения.

С целью обеспечения безопасности производства при монтаже и эксплуатации средств автоматизации, установленных на установке осушки газа, являющейся объектом установки комплексной подготовки газа, в данном разделе необходимо дать характеристику производственной среды, в которой производится автоматизация, сделать анализ производственных опасностей и вредностей. Безопасность производства, на данном объекте, должны соблюдаться при всех видах работ, связанных с монтажом, обслуживанием и наладкой средств автоматизации. Несоблюдение требований безопасности производства на данном объекте может привести к производственным травмам и отравлениям.

Вследствие увеличения надёжности работы системы автоматизации рассматриваемый объект становится более безопасным и безвредным. При соблюдении техники безопасности во время всех видов работ исключается возможность возникновения аварийных ситуаций, взрывов, пожаров и получения производственных травм.

5.1 Характеристика производственной среды и анализ потенциальных опасностей и вредностей

При монтаже, наладке, эксплуатации и ремонте системы автоматизации в технологическом цехе осушки газа, установке комплексной подготовки газа производственные опасности и вредности могут быть обусловлены следующими факторами:

- отравление вредными веществами природного газа;

возможность взрыва и пожара при неисправностях и авариях, в результате возникновения смеси перекачиваемого газа с воздухом, нижний предел взрываемости которой - 5%, верхний - 15%, согласно ПОТ Р М-026-2003 «Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации газового хозяйства организаций» (таблица 5.2);

поражение электрическим током до 1 кВ в результате соприкосновения с токоведущими частями, при монтаже, ремонте и эксплуатации средств автоматизации в летний период времени;

опасность прямых ударов молнии, что может привести к пожару и поражению обслуживающего персонала;

опасность получения механических травм у обслуживающего персонала при проведении работ по монтажу, наладке и ремонту измерительных преобразователей;

физическими усилиями и нервными напряжениями при выполнении отдельных видов работ связанных с тушение пожаров, перемещение тяжестей;

наличие в трубопроводе высокого давления (менее 6,5 МПа) при неправильном регулировании или неисправности регулятора может вызвать деформацию трубопровода;

воздействие шума и вибрации, как на приборы, так и на обслуживающий персонал (возникающей от пульсации давления транспортируемого газа);

недостаточное освещение в местах установки средств автоматизации, вызывающее повышенную утомляемость, замедление реакции.

Действие вредных веществ на организм человека зависит от их концентрации, продолжительности воздействия и особенностей организма человека. Профессиональные отравления и заболевания возможны, если концентрация токсического вещества в воздухе рабочей зоны превышает предельно- допустимую концентрацию (ПДК). Характеристики сырья и реагентов, участвующих в технологическом процессе, приведены в таблице 5.1.

Наименование вещества на рассматриваемом объекте	Агрегатное состояние	Класс опасности веществ	Температура, °С	Концентрационный предел взрываемости, % объем	Характеристика токсичности (воздействия на организм человека)	ПДК веществ в воздухе рабочей зоны производственных помещений мг/м.
			вспышки	воспламенения	самовоспламенения	нижний предел	верхний предел
Природный газ	Г	4	-	-	537	5	15	Асфиксия	300
Диэтиленгликоль	Ж	4	137,8	143	345	2	11	Отравление	10

Таблица 5.1 - Характеристика вредных производственных веществ

Примечание: класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76 «ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности»

Диэтиленгликоль (ДЭГ) - ядовит, при попадании в организм вызывает острое отравление, действует на почки, печень. В связи с низкой упругостью паров ДЭГ не представляет опасности острых ингаляционных отравлений. Пары ДЭГ обладают слабыми наркотическими свойствами. При остром отравлении наблюдается сухость в горле, чувство стеснения в груди во время работы. Все работы с диэтиленгликолем следует проводить в резиновых перчатках, спецодежде в соответствии с отраслевыми нормами.

Для поддержания пожаробезопасного режима эксплуатации установки осушки газа, здания, помещения и сооружения классифицируются по взрыво- и пожаробезопасности НПБ 105-03 и ПУЭ (7 издание).

Сведения о взрыво- и пожарной опасности, санитарных характеристиках производственных зданий, помещений и наружных установок приведены в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Характеристика производств и сооружений по их взрывопожаро - опасности

Наимено- вание производ- ственных зданий, помещений, наружных установок	Категория взрыво- и пажароопасности (НПБ 105, НПБ 107)	Классификация взрывоопасных зон внутри и вне помещений	Группа производственных процессов, объединенных по санитарной характеристике (СНиП 2.09.04)	Средства пожаро- тушения
		класс взрыво- опасной зоны	категория и группа взрыво- опасных смесей	наименование веществ, определяющих категорию и группу взрывоопасных смесей
ППА	А	В-1а	IIAT3	Газ, метанол	3б	Огнетуши-тели порошко- вые
Цех осушки газа	А	В-1а	IIAT3	Газ, метанол, ДЭГ	3б	Воздушно-механи- ческая пена

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

В данном пункте следует отметить мероприятия по технике безопасности при монтаже, наладке и эксплуатации средств автоматизации установки осушки газа.

На УКПГ № 9 Уренгойского месторождения крайнего севера разработан комплекс мероприятий по созданию безопасных условий труда, обслуживающего персонала автоматизированной системы управления технологического процесса при проведении работ. Данный комплекс включает требования по работе с ручным инструментом, требования по электробезопасности, требования по обеспечению взрыво-пожаробезопасности, по предупреждению травматизма.

Мероприятия по технике безопасности

Во избежание несчетных случаев при обслуживании средств автоматизации, направляемый на работу, персонал должен иметь соответствующую подготовку, пройти производственный инструктаж, с общими правилами техники безопасности и с безопасными методами работы на поручаемом ему для обслуживания участке, 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, ПУЭ, ПТЭ и получают удостоверение с присвоенной квалификационной группой, дающее им право работать по обслуживанию действующих электроустановок [9].

Безопасные и безвредные условия труда, при проведении работ, связанных с обслуживанием АСУ ТП, достигаются следующим:

- заземление оборудования, емкостей, коммуникаций, в которых возникают заряды статического электричества (менее 100 Ом). Необходимая защита от поражения электрическим током обеспечивается защитным заземлением корпусов всех приборов и оборудования. Электрическая изоляция между отдельными электрическими цепями и корпусом должна выдерживать в течение минуты действие испытательного повышенного напряжения 1000 В промышленной частоты. Электрическая изоляция между отдельными электрическими цепями, и между этими цепями и корпусом должна быть не менее 0,5 МОм.

по способу защиты человека от поражения электрическим током изделия АСУ ТП соответствуют классам 1 и 2 (для изделий, предназначенных для соединения с источником напряжения 220 В) и классу 3 (для изделий, предназначенных для соединения с источником напряжения 24 В) по ГОСТ 12.2.007.0-75* (2001) «ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности»;

электрическое сопротивление между элементами защитного заземления и корпусом коммутационного панельного каркаса не более 0,1 Ом. Корпуса устройств заземляются в соответствии с 12.2.007.0-75* (2001), сопротивление контура заземления не более 4 Ом. Измерение сопротивления заземляющего устройства производится не реже одного раза в год;

все токоведущие части, находящиеся под напряжением, превышающим 42 В по отношению к корпусу, имеют защиту от случайных прикосновений во время работы;

подключение внешних цепей, разъемов, проведение ремонтных работ должны осуществляться только при отключенных напряжениях питания;

подключение источников сетевого питания должно осуществляться через автоматические выключатели;

защита технологических трубопроводов от атмосферного электричества и вторичных проявлений молний в соответствии с «Инструкцией по устройству молниезащиты зданий и сооружений и промышленных коммуникаций» (СО 153-34.21.122-03);

автоматическая аварийная защита технологического оборудования, позволяющая исключить возможность работы его в аварийных условиях;

оснащенность наглядными плакатами, четкими надписями, табличками, запорная арматура пронумерована.

В помещениях цеха осушки газа возможно повышение загазованности рабочих мест, как следствие необходима вентиляция. Для предотвращения образования ПДК природного газа используется приточно-вытяжная вентиляция с механическим побуждением. Предусмотрено две аварийно вытяжные установки, включаемые при достижении 20% нижнего предела взрываемости по метану от газоанализаторов.

Для ограничения воздействия шума и вибрации на персонал при монтаже, эксплуатации, ремонте контрольно-измерительных приборов применяются дополнительные средства по звукоизоляции аппаратов и оборудования цеха.

На рабочих местах слесарей КИПиА предусмотрено рабочее и аварийное освещение. Напряжение сети рабочего и аварийного освещения равно 220 В. Для аварийного и рабочего освещения предусмотрены светильники ВЗГ-200 (взрывозащищенное исполнение) с освещенностью равной 50 лк. Естественное освещение предусмотрено через оконные панели. Для повышения освещенности оборудование окрашено в светлые тона, ожесточен контроль за своевременной заменой вышедших из строя ламп освещения.

Для снятия статического электричества предусмотрено заземление всех не токоведущих частей вторичных электрических приборов, а также оборудования в цехе.

Мероприятия по пожарной безопасности

Пожарная безопасность на УКПГ № 9 соблюдается в соответствии с документами: «Правилами пожарной безопасности для предприятий и организаций в газовой промышленности» (ВГШД-01-04-98), ГОСТ 12.1.004-91 «Пожарная безопасность. Общие требования» и «Нормами пожарной безопасности» (НПБ 105- 03) «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности» [10].

Для обеспечения пожарной безопасности на рассматриваемом объекте предусмотрены следующие мероприятия:

выполнение всех работ происходит в соответствии с требованиями ППБ-01-03;

датчики имеют маркировку взрывозащиты «искробезопасная электрическая цепь» 0ExiaIICT6 и устанавливаются во взрывоопасных зонах помещений, соответствующих гл. 7.3.72 ПУЭ;

на установке строго запрещается пользоваться открытым огнем без специального разрешения. Огневые и газоопасные работы проводятся согласно регламенту и соответствующим инструкциям. При ремонте водопровода на газовом промысле необходимо иметь запас воды на случай пожара согласно действующим нормам. Пожарный запас воды вместе с запасом воды на хозяйственно - питьевые нужды хранится в двух резервуарах по 700м3, оборудованных огневым подогревом;

в технологическом помещении запрещается прокладывать временные электрические сети, а также применять некалиброванные предохранители для защиты электрических сетей, проводить электросварочные работы с нарушением действующих инструкций;

монтаж искробезопасных цепей выполнен согласно главам 7.3.72, 7.3.117 ПУЭ.

Взрыво- и пожароопасные помещения оборудованы системами автоматического пожаротушения и пожарной сигнализации. При возникновении пожара сигнал от пожарных датчиков, входящих в комплект МСКУ, приводит в действие систему пожаротушения согласно ГОСТ 12.3.046-03. Электрический импульс поступает к пиропатронам клапанов соответствующих распределительных устройств и одновременно к пиропатронам головок баллонов с огнегасящим веществом, открывая их.

Автоматический пуск установки газового пожаротушения дублируется дистанционным и ручным по месту. Дистанционный пуск осуществляется от электрических кнопок установленных в блоке автоматики и на главном щите. Дистанционное и местное включение установок пожаротушения необходимо производить, убедившись в отсутствии людей в защищаемом помещении. Входить в помещение после тушения пожара без изолирующего противогаза разрешается только после тщательного проветривания.

Взрыво- и пожароопасные помещения, здания и сооружения оборудованы аварийной вентиляцией, включаемой автоматически от сигнализаторов. Кроме автоматического включения систем аварийной вентиляции предусмотрено и ручное дистанционное их включение с расположением пусковых устройств у входной двери снаружи здания.

При срабатывании системы пожарной сигнализации происходит отключение приточной и вытяжной вентиляции, где произошло срабатывание. Электрические манометры и средства автоматизации имеют взрывоопасный уровень защиты, маркировку взрывозащиты - lExdIIBT4 и предназначены для применения во взрывоопасных зонах. Взрывонепроницаемая оболочка, в которую заключены все электрические части, выдерживают давление взрыва и исключают передачу взрыва в окружающую взрывоопасную среду. Шкаф МСКУ расположен в отдельном помещении УКПГ в целях взрывобезопасности.

На основании «Правил пожарной безопасности в газовой промышленности» для УКПГ разработаны конкретные инструкции о мерах пожарной безопасности. Производственные и подсобные помещения УКПГ обеспечены первичными средствами пожаротушения и пожарным инвентарем в соответствии с действующими нормами. В качестве средств пожаротушения предусмотрены огнетушители ОПУ-5, ОГТУ-Ю, ОХП-Ю, а также кошма и пожарный песок.

Использование пожарного оборудования и инвентаря для хозяйственных, производственных и других нужд, не связанных с пожаротушением, запрещается.

5.3 Расчет освещенности операторной

На территории установки комплексной подготовки газа располагается помещение операторной, в которой находятся автоматизированные рабочие места работников службы АСУ ТП.

Схема помещения изображена на рисунке 5.1.



Рисунок 5.1 - Схема помещения операторной

Для расчета освещенности помещения операторной воспользуемся следующими исходными данными:

А = 9 м - длина помещения;

В = 6 м - ширина помещения;

Н = 3 м - высота помещения;

S = 54 м - площадь помещения;

апот = 70 %, ас = 50 %, апол = 10 %, - коэффициенты отражения светового потока от потолка, стен и пола соответственно;

N = 6 шт. - число светильников типа УСП-35 с двумя люминес-центными лампами типа ЛБ-20 в ряду;

Фл = 1200 лм - номинальный световой поток лампы ЛБ-40;

у = 0,45 - коэффициент использования светового потока;

j = 0,8 - 0,9 - коэффициент затемнения;

к = 1,4 - 1,5 - коэффициент запаса;

z = 1,1 - 1,2 - коэффициент неравномерности освещения.

Необходимо определить норму освещенности помещения операторной. Для помещения операторной уровень освещенности над полом (d) составляет 0,8 м. Тогда высота подвеса светильников вычисляется по формуле:

h = H-d,(5.1)

h = 3 - 0,8 = 2,2 м.



Для светильников типа УСП-35 наивыгоднейшее отношение расстояний между рядами светильников (L) к высоте подвеса светильников (h) равна 1,4.

v = L/h.(5.2)

Тогда расстояние между рядами светильников вычисляется по формуле:

L = v h,(5.3)

L = 1,4 2,2= 3,08 m.

Округляем до 3 м.

Число рядов светильников вычисляется по формуле:

n = B/L,(5.4)

n = 6/3=2.

Световой поток, излучаемый светильником, вычисляется по формуле:

Фс = 2 Фл,(5.5)

Фс = 2 1200 = 2400 лм.

Норма освещенности определяется по формуле:

, (5.6)



Для зрительных работ высокой точности, при наименьшем размере объекта различения от 0,3 до 0,5 мм, разряд зрительной работы третий, установлена норма освещенности Ен равна 100 лк. Так как в результате расчета получена норма освещенности Ен равная 124 лк., следовательно, освещенность в помещении операторной допустимая.



6. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ КОРИОЛИСОВОГО РАСХОДОМЕРА НА УСТАНОВКЕ АБСОРБЦИОННОЙ ОСУШКИ ГАЗА

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.

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.

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.

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.

Важнейшим показателем эффективности инвестиционного проекта является чистый денежный доход (другие названия ЧДД - интегральный экономический эффект, чистая текущая приведенная стоимость, чистая текущая стоимость, Net Present Value, NPV) - 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;