Проектирование автоматизированной системы центрального пункта сбора нефти

В проектной конфигурации одного контроллера присутствуют следующие сигналы:

дискретные входные - 156;

дискретные выходные - 158;

аналоговые входные - 55.

Контроллер SLC содержит: CPU - 1747-L553 5/05; 2 rack рассчитанных на 13 и 7 модуля, два блока питания 1746-Р2/Р5 и 1746-Р3, а также 17 модулей ввода/вывода.

В контроллере применяются следующие типы модулей:

1746-IV32 - модули дискретного ввода;

1746-ОV32 - модули дискретного вывода;

1746-NIS8 - модуль аналогового ввода;

Краткие технические характеристики процессора, и модулей приведены в таблице 3 [19].



Таблица 3 - Краткие технические характеристики процессора, и модулей ввода/вывода

Наименование	Количество	Потребляемая мощность
		для 5В, мА	для 24 В
1747-L541 5/04	1	1000	200
1746-IV32	5	106	-
1746-ОV32	5	452	-
1746-NIS8	7	200	100

Схема расположения модулей в шасси представлена на рисунке 5.

RACK 1:

	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
БП1	SLC 5/05	1746-IV32	1746-IV32	1746-IV32	1746-IV32	1746-IV32	1746-ОV32	1746-ОV32	1746-ОV32	1746-ОV32	1746-ОV32	1746-NIS8	1746-NIS8

RACK 2:

	13	14	15	16	17	18	19	20
БП2	1746-NIS8	1746-NIS8	1746-NIS8	1746-NIS8	1746-NIS8	-	-	-

Схема расположения модулей в шасси контроллера

Контроллер устанавливается в операторной и работает в условиях: температура до 60°С, влажность до 95%.

Для выбора блоков питания (БП) нужно рассчитать суммарную силу тока для 5В и 24В каждого RACK в отдельности.

БП1:

для 5В: 1000 + 5•106 + 5•452 + 2•200=4190 мА;

для 24В: 200 + 2•100=400 мА.

БП2:

для 5В: 5•200=1000 мА;

для 24В: 5•100=500 мА.

Из расчётов силы тока выбираем следующие блоки питания:

БП1: блок питания 1746-P2/Р5 с допустимой нагрузкой 5А для 5В и 0,96А для 24В.

БП2: блок питания 1746-P3 с допустимой нагрузкой 3,6А для 5В и 0,87А для 24 В.

Программирование микроконтроллера SLC 500

Как уже отмечалось, контроллер SLC поддерживает несколько языков программирования (структурный текст, последовательные функциональные схемы, релейно-лестничная логика, функциональные блоки). Наиболее эффективным из этих языков программирования является структурированный текст (языки программирования Си, Си++ и т.д.), но его использование эффективно при обработке больших объёмов данных, проведения сложных математических операций. В нашем случае использование языка программирования типа структурированного текста является малоэффективным, так как в задачи контроллера входит выполнение ряда простых одинаковых операций. По этому я выбрал язык релейно-лестничной логики.

В качестве инструментария для программирования используется программа RSLogix американской фирмы Rockwell Software [19].

Семейство продуктов RSLogix работает в интуитивных 32 - разрядных средах Microsoft Windows. Благодаря этому RSLogix легко изучать и использовать. Метод (drag-and-drop) “перетащить и положить” и многочисленные виды окон ускоряют программирование проектов, максимально увеличивая производительность и сокращая время разработки.

RSLogix объединяет в себе новейшие технологии программного обеспечения. Работая в привычных высокопроизводительных средах, использующих метод “укажи и щёлкни” (Windows). RSLogix сочетает в себе огромные функциональные возможности и превосходные средства диагностики, что делает его системой с непревзойдённой продуктивностью. RSLogix обеспечивает всё, что можно ожидать от качественного пакета для программирования и даже больше:

программирование в диалоговом/автономном режимах;

конфигурирование и компоновка модулей ввода/вывода;

редактирование баз данных;

символическая адресация;

информация о перекрёстных ссылках;

гистограммы;

усовершенствованные средства отладки;

предоставление отчётов.

Для контроллера была разработана программа, в состав которой входят:

основная программа;

подпрограмма инициализации аналоговых модулей;

подпрограммы опроса дискретных и аналоговых датчиков;

подпрограмма управления технологическим процессом;

подпрограмма пуска печи ПТБ-10;

подпрограммы останова и блокировки печи;

подпрограммы тревоги;

В подпрограмме инициализации происходит инициализация модулей аналоговых входов 1746-NIS8. Слова инициализации: для аналоговых сигналов 2581D.

В подпрограмме опроса дискретных и аналоговых датчиков выполняется опрос датчиков, и если показания датчиков выходят за пределы уставок, то запускаются соответствующие подпрограммы.

В подпрограмме управления технологическим процессом происходит управление и регулирование параметров технологического процесса.

В подпрограмме пуска печи ПТБ-10 выполняется сложный алгоритм пуска печи ПТБ-10, целью которого является обеспечение безопасного пуска и эксплуатации печи, представленный в приложении В, схема автоматизации представлена в приложении А, Б.

Описание алгоритма пуска печи:

открывается электрозадвижка на линии воздуха в атмосферу с выкида воздуходувки (поз. 6);

проверяется положение электрозадвижки на трубопроводе входа топливного газа в печь (поз. 5), она должна быть закрыта;

включается воздуходувка (поз. 10);

при наборе в течение 10 сек давления на выходе воздуходувки (поз. 21) более 3,5 кПа воздушная заслонка открывается;

при достижении в течение 10 сек расхода воздуха (поз. 22) более 15000 м3/ч производится проверка на плотность системы клапанов печи в течение 3 минут. Одновременно в этот период производится проверка на плотность системы клапанов - отсекатели.

Проверка производится следующим образом:

открывается электрозадвижка на трубопроводе топливного газа (поз. 5) и давление в коллекторе топливного газа должно подняться в течение 20 сек до 50кПа (поз. 25);

при закрытых клапанах-отсекателях давление между отсекающими клапанами `а' и `b' на линии запального газа не должно подняться за 60 сек выше 39 кПа (поз. 38), а давление между отсекающими клапанами а и b на линии топливного газа не должно подняться за 30 сек выше 45 кПа (поз. 26);

на 5 сек открываются клапана-отсекатели `а' на трубопроводе топливного и запальногогаза (поз. 27, 36). После их закрытия перепад давления до и после клапана `а' на линии запального газа не должен достичь в течение 60 сек более 77 кПа, а до и после клапана `а' на линии топливного газа (поз. 27) более 57 кПа в течение 30 сек;

далее открываются клапана-отсекатели `с' на линии сброса газа на «свечу» (поз. 29, 35).

После окончания проверки плотности клапанов-отсекателей и вентиляции печи:

проверяется положение электрозадвижек на линиях входа и выхода нефти в печь и из печи, они должны быть полностью открыты при работе в режиме подогрева сырой нефти (поз. 1, 2, 3, 4);

производится проверка давления в линии запального газа, оно должно быть менее 0,25 МПа (поз. 43), расход нефти в печь должен быть не менее 185 м3/ч (поз. 18);

проверяется закрытие регулирующего клапана (поз. 34), закрывается воздушная заслонка (поз. 9), открываются клапана-отсекатели `а' и `b' на трубопроводе запального газа (поз. 36, 37) и закрывается клапан-отсекатель `с' (поз. 35), после чего через 10 сек включается система розжига запальных горелок;

после получения в течение 10 сек сигнала о горении от датчиков (поз. 50, 54, 58, 61) и при отсутствии давления в линии газа к горелкам на трубопроводе топливного газа (должно быть менее 60 КПа (поз. 42)) дается разрешение на розжиг основных горелок.

Для розжига основных горелок открываются клапана-отсекатели `а' и `b' на трубопроводе топливного газа (поз. 27, 28) и закрывается клапан-отсекатель `с' (поз. 29). Через 360 сек после розжига основных горелок, закрываются клапана-отсекатели `а' и `b' на трубопроводе запальногоного газа (поз. 36, 37) и задвижка отвода воздуха в атмосферу (поз. 9) Н-3296. С помощью электропривода МЭО регулируется режимы горения в камерах сгорания, который не должен допускать образования коптящего пламени или его отрыва. Плавно поднимается температура нагрева нефти до рабочей, при этом подъем температуры дымовых газов не должен быть более 100 0С за каждые 15 мин. Увеличение подачи топливного газа должно сопровождаться увеличением подачи воздуха [3, 20].

В подпрограммах останова и блокировок печи реализованы алгоритмы останова и блокировок печи различных уровней аварий, представленных в приложении Г, схема автоматизации представлена в приложении А. Описание алгоритма представлено ниже.

При останове, производительность печей ПТБ-10/1-4 следует уменьшить до минимальной нагрузки и соблюдать скорость охлаждения приблизительно 1000С/ч.

Включением аварийного выключателя 1 (поз. 65) прекращается подача топливного газа путём закрытия быстродействующих клапанов (поз. 27, 28, 29). Входная задвижка для топливного газа вне печного блок бокса (поз. 5) и арматура в блок боксе автоматически закрывается.

Открываются запорные клапана `с' в вытяжной трубопровод топливного и запального газа (поз. 29, 35), соответственно.

После прекращения подачи топливного газа нагнетатель воздуха отключается через 3 минуты.

Расход продукта прекращается после охлаждения трубопроводной системы продукта закрытием задвижек с электрическим приводом (поз. 1, 2, 3, 4).

В подпрограммах тревоги реализуется управление битами аварий и сигнализирующим оборудованием (лампы индикации, звонки, сирены).

2.5 Рабочее место оператора

Оператор видит отображение технологического процесса при помощи мнемосхем, отображаемых на экране ЭВМ. Для повышения безопасности и эффективности работы оператора, необходимо обеспечить быстрый доступ к информации о состоянии объекта и сделать ее легко читаемой. Именно для этой цели был разработан MMI (Man-machine interface) при помощи программного приложения RSView 32 [19]. При его создании учитывались основные принципы:

управление экранами должно быть просто в обращении;

схемы не должны быть загромождены;

цвета не должны быть раздражающими;

вся необходимая информация должна быть постоянно перед глазами оператора и т.д.

RSView32 представляет все необходимые инструменты для создания эффективных прикладных систем текущего контроля и диспетчерского управления.

Данный пакет предоставляет собой программный пакет операторского интерфейса для представления оператору данных о состоянии технологического процесса в виде мнемосхем, численных значений, временных графиков (трендов), аварийных сигнализаций и т.п.

При запуске проекта отображаются экран ввода пароля. После указания верного пароля открывается главный экран, с которого можно перейти на следующие экраны: печь ПТБ-10/1, печь ПТБ-10/2, печь ПТБ-10/3, печь ПТБ-10/4, блок управления №6, экран тревог, экран текущих трендов, экран исторических трендов.

При выходе любого измеряемого параметра за допустимые пределы, индикатор, показывающий значения этого параметра, становится красного цвета, если этот параметр влияет на управление объектами, то эти объекты также становятся красного цвета. При помощи меню можно открыть любой экран, которые перечислены выше. На рисунке 6 показана иерархия экранов.



Рис. 5 - Иерархия экранов

На рисунке 6 показан главный экран.

Рис. 6 - Главный экран MMI



На рисунке 7 показан экран печи.

Рис. 7 - Печь ПТБ-10/1-4

На рисунке 8 представлен экран тревог.

Рис. 8 - Экран тревог

На рисунке 9 изображен экран текущих графиков изменения параметров.



Рис. 9 - Экран текущих графиков изменения параметров

На рисунке 10 изображен экран исторических графиков изменения параметров

Рис. 10 - Экран исторических графиков изменения параметров



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

Система сбора информации и контроля предназначена для сбора данных о состоянии технологических параметров, управления печами, вспомогательными системами, снабжать обслуживающий персонал достоверной информацией.

Структура SCADA системы имеет два уровня: нижний уровень - сигналы от датчиков и верхний - диспетчерский пункт.

Контроллер постоянно считывает информацию с датчиков, при изменении технологических параметров или превышения ими заданных уставок выдает сообщение в диспетчерскую, а также управляет работой печей, задвижек, регуляторов и т.д.

Информация с датчика поступает в модуль, после чего контроллер преобразует это значение, сравнивает с уставками и через тэг значение отображается на мониторе оператора.

Для организации взаимодействия ЭВМ с контроллерами необходимо сочетание двух составляющих: аппаратное и программное обеспечение. В качестве аппаратного обеспечения обычно используются следующие устройства:

СОМ - порты, в этом случае контроллер или объединённые сетью контроллеры подключаются по протоколам RS-232, RS-422, RS-485;

сетевые платы, использование такой поддержки возможно, если используемые контроллеры снабжены интерфейсным выходом на Ethernet;

вставные платы - протокол взаимодействия определяется платой и может быть уникальным (в настоящее время предлагаются реализации в стандартах ISA, PCI, CompactPCI, DH+).

В качестве программного обеспечения для организации связи контроллеров с ЭВМ верхнего уровня в настоящее время используются следующие механизмы:

стандартные протоколы обмена данными (RS-232, RS-422, DH485, DH+, TCP/IP и другие);

динамический обмен данными (DDE);

собственные протоколы фирм-производителей SCADA - систем, реально обеспечивающие самый скоростной обмен данными;

новый OPC - протокол, который, с одной стороны, является стандартным и поддерживается большинством SCADA - систем, а с другой стороны, лишен недостатков протоколов DDE.

Коммуникационное программное обеспечение является много уровневым. Количество уровней зависит от используемой операционной системы. Для Windows-платформ программное обеспечение включает следующие типы [17]:

статическая библиотека, используемая с традиционными языками программирования, такими как С, С++, Pascal;

DLL (динамическая библиотека), применяемая со всеми Windows языками программирования (Visual Basic, Visual C/C++, Borland C/C++, Delphi, LabWindows, CVI, LabView);

DDE-сервер (имеет 16 и 32 битные реализации);

пакетные реализации DDE протокола - FastDDE для продуктов линии Wonderware и AdvancedDDE для Rockwell линии;

ОРС-сервер, поддерживающий интерфейс, определённый ОРС-спецификацией.

Выбранный контроллер SLC-5/05 поддерживает сети RS-232, RS-422, RS-423, DH+ и Ethernet. Рассмотрим эти протоколы.

Протокол RS-232 - это стандарт Electronics Industries Association определяющий электрические, механические и функциональные характеристики для последовательной двоичной связи. Одним из главных преимуществ связи RS-232 является возможность связаться с устройствами на фактически безграничном расстоянии, используя телефон или модем.

Протокол DH+ - Data Highway Plus представляет одно-ранговую связь с эстафетной передачей маркера связи среди (максимум) 64 узлов. Такой метод не требует опроса, что помогает обеспечивать быструю и надёжную передачу данных. Сеть DH+ предоставляет возможности удалённого программирования контроллеров, прямого подключения между контроллерами и ЭВМ, обеспечивает скорость 57.6, 115.2 или 230 Кбод.

Технология Ethernet основана на методе множественного доступа к среде передачи с прослушиванием несущей и обнаружением коллизий - CSMA/CD. Сеть Ethernet - это локальная сеть со скоростью связи 10 Мбит/с, разработанная для быстрого обмена информацией между компьютерами и связанными устройствами. Используя сеть Ethernet, мы можем получить фактически безграничные возможности работы в сети: связь между различным оборудованием, свободный доступ к файлам и серверам, высокие скорости передачи и многое другое.

В разрабатываемом проекте в качестве средств связи между контроллерами и ЭВМ верхнего уровня, а также для организации связи с коммерческим узлом учёта нефти, системой противопожарной безопасности и для интеграции в сеть НГДУ “Дружбанефть” используется технология Ethernet со стеком протоколов TCP/IP.

Cеть Ethernet - это сеть с высокой скоростью передачи данных, до 100 Мбит/с, данный тип сети поддерживает такие физические средства связи как: толстый коаксиальный кабель, тонкий коаксиальный кабель, витая пара, оптоволокно, радиочастотный канал, по этому разработанную систему можно будет легко интегрировать в информационную сеть НГДУ. Использование сети Ethernet позволит контролировать и управлять технологическими объектами на достаточно больших расстояниях с высокой скоростью передачи.

Рассмотрим более подробно стек протоколов TCP/IP.

Основное достоинство стека протоколов TCP/IP заключается в том, что он обеспечивает надёжную связь между сетевым оборудованием от различных производителей. Протоколы TCP/IP предоставляют механизм передачи сообщений, описывают формат сообщений и указывают, как обрабатывать ошибки. Протоколы также позволяют описать и понять процессы передачи данных независимо от типа оборудования, на котором эти процессы происходят.

Основными преимуществами стека протоколов TCP/IP являются:

независимость от сетевой технологии, т.е. не зависит от оборудования;

всеобщая связанность - стек позволяет любой паре компьютеров, которые его поддерживают, взаимодействовать друг с другом;

подтверждения - стек обеспечивает подтверждение правильности прохождения информации при обмене между отправителем и получателем;

стандартные прикладные протоколы - TCP/IP включает в свой состав средства поддержки основных приложений, таких как электронная почта, передача файлов, удалённый доступ и т.д.;

Номер версии (4 бита)	Длина заголовка (4 бита)	Тип сервиса (8 бит)	Общая длина (16 бит)
Идентификатор (16 бит)	Флаги (3 бит)	Смещение фрагмента (13 бит)
Время жизни (8 бит)	Протокол (8 бит)	Контрольная сумма заголовка (16 бит)
Адрес отправителя (32 бита)
Адрес получателя (32 бита)
Опции (поле переменой длинны)	Выравнивание до 32-битной границы
Поле данных
Контрольная сумма

Формат протокола IP

Порт отправителя (16 бит)	Порт получателя (16 бит)
Номер в последовательности данных (32 бита)
Номер подтверждения (32 бита)
Смещение данных (4 бита)	Резерв (6 бит)	Контрольные биты (6 бит)	Окно (16 бит)
Контрольная сумма (16 бит)	Указатель срочности (16 бит)
Опции (длинна переменная)	Выравнивание (до 16 бит)
Поле данных

Формат протокола TCP

Итак, в разрабатываемом проекте аппаратное взаимодействие контроллеров с ЭВМ верхнего уровня осуществляется по технологии Ethernet с использованием стека протоколов TCP/IP.



3. Расчёт надёжности проектируемой АСУ ТП печей ПТБ-10 УППН ЦПС “Дружное”

3.1 Общие положения

Надежность АСУ ТП в соответствии с ГОСТ 27.002-83 определяется, как способность системы выполнять заданные функции, сохраняя во времени значения установленных в заданных пределах эксплуатационных показателей, при заданных условиях эксплуатации. Надежность АСУ ТП является комплексным свойством, характеризующимся в основном безотказностью и ремонтопригодностью [25].

В процессе разработки системы автоматизированного контроля и управления, расчёт необходимого уровня надежности системы производиться с учетом следующих обстоятельств:

АСУ ТП является многофункциональной системой, в состав которой входят технические средства и обслуживающий персонал (в выполнении той или иной функции могут использоваться технические средства и оперативный персонал);

надежность АСУ ТП зависит от особенностей программ и алгоритмов, реализуемых техническими средствами и оперативным персоналом;

оценка надежности производится с учетом надежности только технических средств.

При оценке надёжности разрабатываемой системы АСУ ТП, также рассматривают работу системы как некоторую функцию. При этом отказом функции является полная потеря способности разработанной системы выполнять эту функцию или нарушение хотя бы одного из требований, предъявляемых к качеству выполнения этой функции, возникающее при заданных условиях эксплуатации АСУ ТП и нормально функционирующем технологическом объекте управления.

На стадии проектирования системы АСУ ТП, рассматриваются следующие показатели надёжности:

а) функция централизированного контроля характеризуется показателями безотказности:

наработка на отказ (в единицах времени) Т;

вероятность безотказной работы функции в течение заданного времени P(t);

б) показателями ремонтопригодности:

среднее время восстановления способности АСУ ТП к выполнению функции (Тв);

в) комплексными показателями:

коэффициент готовности по функции Кг;

коэффициент оперативной готовности по функции Ког;

г) управляющие функции АСУ ТП характеризуются комплексным показателем надежности:

коэффициент готовности по функции Кг.

Методика расчета показателей надежности

Расчёт показателей надёжности производиться в следующей последовательности:

а) определяется перечень функций АСУ ТП, к которым предъявляются требования с точки зрения надежности;

б) определяется состав технических средств, участвующих в реализации функций АСУ ТП;

в) строится структурно-логическая схема расчета надежности, представляющая собой последовательно-параллельное соединение технических средств, участвующих в реализации функций АСУ ТП;

г) для каждого технического средства, участвующего в расчёте надёжности определяются такие параметры как поток отказов



, (1)

и поток восстановления

. (2)

В расчетах Т и Тв берутся из норм технических условий на устройства;

д) производится упрощение структурно-логической схемы расчета надежности функций. Суть этого упрощения заключается в том, что объединении не резервированных технических средств, входящих в не зарезервированные участки. При этом совокупность последовательно соединенных не зарезервированных технических средств заменяется одним эквивалентным элементом, имеющим характеристики параметров потока отказов и восстановления, определяемых соответственно по формулам:

(3)

; (4)

е) при параллельном соединении значения показателей надёжности рассчитываются по формулам:

1) наработка на отказ:

; (5)



2) коэффициент готовности по функции:

; (6)

3) среднее время восстановления:

; (7)

ж) Производится определение показателей надёжности по формулам:

; (8)

; (9)

; (10)

; (11)

. (12)

При расчете принимается ряд допущений:

вероятность безотказной работы функции АСУ ТП в течение времени t не зависит от момента начала работы;

функция распределения времени наработки на отказ и времени восстановления подчиняется экспоненциальному закону;

контроль состояния технических средств АСУ ТП непрерывный;

обслуживание осуществляется при неограниченном восстановлении.

Расчет показателей надежности проектируемой системы автоматизированного управления печами ПТБ-10 УППН ЦПС “Дружное”

Функциями АСУ ТП, к которым предъявляются требования с точки зрения надежности, являются: сигнализация, управление, измерение, регистрация. В реализации этих функций принимают участие n-датчиков (с вторичными приборами, блоками питания и линиями связи, n=142), m-исполнительных механизмов, x-устройств искрозащиты и гальванических развязок (с клеммниками, х=142), 2-программируемых контроллера (с общими модулями ввода/вывода) и 5 компьютеров (с устройствами связи).

Структурно-логическая схема расчета надежности данной функции приведена на рисунке 11.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 11 - Структурно-логическая схема расчета надежности

В таблице 4 представлены значения параметров Т, ТВ, и для использованных устройств. Для упрощения расчёта время наработки на отказ и среднее время восстановления для всех датчиков, всех исполнительных механизмов и барьеров искрозащиты взяты соответственно равными.



Таблица 4 - Надёжностные характеристики оборудования

№	Оборудование	Т, ч (лет)	, 1/ч	ТВ, ч	, 1/ч
1	Датчик 1..n	87600 (10)	11.45*10-6	1	1
2	Исп. мех. 1..m	87600 (10)	11.45*10-6	1	1
3	Искрозащита 1..z	87600 (10)	11.45*10-6	1	1
4	Контроллер 1	175200 (20)	5.7*10-6	1	1
5	Контроллер 2	175200 (20)	5.7*10-6	1	1
6	ЭВМ 1	87600 (10)	11.45*10-6	1	1
7	ЭВМ 2	87600 (10)	11.45*10-6	1	1
8	ЭВМ 3	87600 (10)	11.45*10-6	1	1
9	ЭВМ 4	87600 (10)	11.45*10-6	1	1
10	ЭВМ 5	87600 (10)	11.45*10-6	1	1

Так как контроллер имеет лишь частичное резервирование, обеспечивающее работоспособность отдельных агрегатов, а главная ЭВМ имеет резерв для каждой печи в отдельности, то поток отказов для контроллеров и ЭВМ соответственно составит:

к =к1 =5.7*10-6 (1/ч);
ком=ком1*ком2 =(11.45*10-6)2=13*10-9 (1/ч).

Значение для ЭВМ и контроллера остаётся равным 1.

Выход хотя бы одного датчика, исполнительного механизма и барьера искрозащиты может привести к частичным потерям функции работы системы, а значения потока отказов у них одинаково.

Упрощенная структурно-логическая схема расчёта надёжности функции работы разрабатываемой системы представлена на рисунке 15.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 12

Упрощённая структурно-логическая схема расчёта надёжности

Параллельное соединение отсутствует.

Произведём расчёт показателей надёжности по формулам (8), (9), (10), (11), (12):

эквивалентный поток отказов:

э=д+и+к+ком=11,45*10-6+11,45*10-6+5,7*10-6+13*10-9=28.6*10-6 (1/ч),

эквивалентное время наработки на отказ составит:

Т=1/=34965 часов;

эквивалентный параметр восстановления работоспособности системы останется равным 1;

вероятность безотказной работы:

,

где 8760 - число часов в году;

коэффициент готовности по функции работы:

;

коэффициент оперативной готовности по функции работы:

.



Таким образом, можно сделать вывод, о том что вероятность работы всей системы в течение года будет равна 0.77, при этом готовность системы к работе будет составлять 99%, а оперативная готовность 76%.

Расчет показателей надежности существующей системы автоматизированного управления печами ПТБ-10 УППН ЦПС “Дружное”

Для выявления того, во сколько раз повысится надёжность, при внедрении разрабатываемого проекта автоматизации, рассчитаем надёжность существующей системы автоматизации печей ПТБ-10 УППН ЦПС “Дружное”. При этом функции АСУ ТП, к которым предъявляются требования надёжности, а также число датчиков и исполнительных механизмов останутся теми же. Тогда структурно-логическая схема для расчета надёжности примет вид представленный на рисунке 13.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 13 - Структурно-логическая схема для расчёта надёжности существующей АСУ ТП

Значения параметров Т, ТВ, и для использованных устройств представлены в таблице 5.

Таблица 5 - Надёжностные характеристики оборудования

№	Оборудование	Т, ч (лет)	, 1/ч	ТВ, ч	, 1/ч
1	Датчик, Исп. мех., искрозащита	87600 (10)	11.45*10-6	1	1
2	Контроллер	87600 (10)	11.45*10-6	1	1
3	Пульт управления с вторичными приборами	87600 (10)	11.45*10-6	1	1



Упрощая структурно-логическую схему, получаем схему, представленную на рисунке 14.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 14

Упрощённая структурно-логическая схема расчёта надёжности для существующей системы

При этом параметры звена К1 следующие:

К1=(11.45+11.45)*10-6=22,9*10-6 (1/ч); (20)

К1=1 (1/ч); (21)

Производим расчет показателей надёжности, для этого найдём в начале значения параметров плотности отказов и восстановления для параллельно соединенных звеньев по формулам (5), (6) и (7):

, (22)

тогда поток отказов составит парал =22,9*10-6 (1/ч).



, (23)

, (24)

тогда параметр восстановления равен 0.462962 (1/ч).

Делаем расчёт показателей надёжности для существующей системы автоматизации согласно формулам (8), (9), (10), (11), (12):

эквивалентный поток отказов

э=парал+пульт=22,9*10-6+11,45*10-6=34.35*10-6 (1/ч), (25)

тогда эквивалентное время наработки на отказ составит Т=1/=29112,08 часов;

эквивалентный параметр восстановления работоспособности системы:

(1/ч); (26)

вероятность безотказной работы:

, (27)

где 8760 - число часов в году;

коэффициент готовности по функции работы:



; (28)

коэффициент оперативной готовности по функции работы:

. (29)

Таким образом, можно сделать вывод, что вероятность работы АСУ ТП печей ПТБ-10 УППН ЦПС “Дружное” в течение года будет равна 0.74, при этом готовность системы к работе будет составлять 99.9%, а оперативная готовность 0.74%.

Выводы по разделу надёжность проектируемой системы

Приведённые выше расчёты показывают, что существующая система автоматизации не в состоянии в полном объёме выполнять возложенные на неё задачи автоматизации, что ещё раз подтверждает необходимость установки новой системы автоматизации.

По изложенным выше расчётам можно сделать вывод, что надёжность работы разрабатываемого проекта превысит надёжность существующей системы автоматизации на 4% [26].

4. Безопасность и экологичность проекта

4.1 Основные вредные факторы производства и характеристика вредных веществ на УППН ЦПС «Дружное»

Вопросом безопасного ведения технологического процесса на УПН ЦПС «Дружное» необходимо уделить исключительное внимание. Нефть и нефтепродукты характеризуются высокой взрывопожароопасностью и ядовитостью. Неправильное выполнение технологических операций может послужить причиной образования горючей и взрывоопасной среды, привести к аварии с несчастными случаями.

Классификация пожароопасности по СНИП, взрывоопасных помещений по ПУЭ («Правила устройства электроустановок»), классы опасности в соответствии с ГОСТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны», приведены в таблице 6.

Таблица 6 - Классификация взрывоопасных помещений, наружных установок и характеристика взрывоопасных смесей

№ п/п	Наименование помещения наружных установок и оборудования	Категория пожароопасности по СНИП	Классификация помещений по ПУЭ	Класс опасности	Санитарная характеристика веществ, используемых и образующихся в производстве
			Класс помещения	Категория, группа опасности
1	2	3	4	5	6	7
1	Единый технологический блок	«А»	В-1а	11А-Т3 по нефти	4	Нефть, попутный газ
2	Концевая сепарационная установка	«А»	В-1а	11А-Т3 по нефти	4	Нефть, попутный газ
3	Насосные блоки	«А»	В-1г	11А-Т3 по нефти	4	Нефть, попутный газ
4	Насосная внешней перекачки	«А»	В-1а	11А-Т3 по нефти	4	Нефть, попутный газ
5	Площадка печей	«А»	В-1г	11А-Т3 по нефти	4	Нефть, попутный газ
6	Блок приготовления и дозировки ингибитора коррозии	«А»	В-1а	11А-Т3	3	Ингибитор
7	Резервуарный парк	«А»	В-1г	11А-Т3 по нефти	4	Нефть, попутный газ
8	Блок боксы погружных насосов	«А»	В-1а	11А-Т3 по нефти	4	Нефть, попутный газ
9	Очистные сооружения пластовой воды	«А»	В-1г	11А-Т3 по нефти	4	Вода не опасна
10	Насосная подачи сточных вод на КНС-1,3	«А»				Вода не опасна
11	Воздушные компрессорные	«Д»				Воздух не опасен
12	Операторная	«Д»
13	Противопожарная насосная	«Д»				Вода не опасна
14	Узел учета нефти	«А»	В-1а	11А-Т3 по нефти	4	Нефть, попутный газ

Опасные факторы, действующие на установке:

переработка и использование на установке значительных количеств ЛВЖ (нефти) при ее сепарации, обезвоживании, обессоливании, перекачке и хранении в резервуарах;

наличие избыточного давления взрывоопасных газов в аппаратах на стадии сепарации;

испарение легких фракций нефти при хранении её в резервуарном парке;

использование в качестве топлива попутного газа;

применение открытого пламени в печах;

сжигание выбросов попутного газа на факелах;

наличие опасного высокого напряжения, электрического тока в электродегидраторах, электродвигателях насосов и компрессоров;

наличие испарений, из уплотнителей дренажной системы и при "дыхании" резервуаров очистных сооружений;

применение в процессе подготовки нефти деэмульгаторов, обладающих токсичностью;

шумы и вибрации оборудования;

электромагнитное излучение операторских компьютеров.

Контроль за состоянием пожароопасности возложен на пожарный расчёт установки. Кроме этого на УПГШ ЦПС повсеместно установлены датчики контроля пламени и задымлённости. Управление работой пожарных насосных агрегатов, а также управление подачей воды и пенораствора возложено на автоматическую пожарную систему «ЭФЕС». Эта система постоянно производит циклическую прокачку воды и пенораствора по кольцевым трубопроводам, что предотвращает их перемерзание в холодное время года. Все пожарные РВС снабжены внутренним змеевиком для подогрева жидкости. Для тушения нефти и нефтепродуктов применяются:

пенораствор;

водяной пар;

огнетушители пенные и порошковые;

песок;

вода.

Для тушения электроустановок применяются углекислотные и порошковые огнетушители. Огнетушители на установке расположены в насосных и компрессорных блоках, в операторной, в блоках печей, на узле учёта нефти, на нефтеналиве.

Одним из способов предупреждения пожаров является строгое соблюдение правил пожарной безопасности. Противопожарные мероприятия должны обеспечить безаварийную работу установки. Возможность ликвидации пожара в начальной стадии его возникновения имеющимися на установке первичными средствами пажаротушения обеспечивается наличием подъездных путей и дорог, подъездов пожарной техники к объектам и возможности подключения ее к сети пожарного водоснабжения.

Для безопасного в пожарном отношении режима работы необходимо:

строго соблюдать требования технологического режима и инструкции;

курить только в специально отведенных местах;

не допускать на территорию установки посторонних лиц;

автотранспорт, находящийся на территории установки должен быть оборудован искрогасителями;

не загромождать проходы, входы и выходы с установки;

иметь необходимые первичные средства пажаротушения, содержать их в исправном состоянии, использовать их только по назначению;

основные работы проводить в специально отведенных местах;

содержать в исправном состоянии средства сигнализации загазованности на объектах установки;

содержать в исправном состоянии средства сигнализации о пожаре на объектах установки;

содержать в исправном состоянии систему производственных канализационных устройств;

содержать в исправном состоянии вентиляционные установки.

При пожаре или аварии на установке обслуживающий персонал, не участвующий в ликвидации пожара или аварийной ситуации должен быть немедленно выведен с территории установки.

Способность нефтепродуктов накапливать при перекачке, сливе, наливе, их энергичном перемешивании заряды статического электричества может стать причиной их воспламенения. Электрические заряды возникают как в самих нефтепродуктах, так и на стенках трубопроводов, аппаратов, в которых они находятся. Для предупреждения опасности накопления зарядов статического электричества все аппараты, резервуары, кожухи термоизоляции трубопроводов и аппаратов заземляются. Трубопроводы, а также системы аппаратов и трубопроводов, расположенных на установке представляют на всем протяжении непрерывную электрическую цепь и подсоединяются к заземляющим устройствам. На всей территории установки и непосредственно на каждом объекте установки устатанавливаются молниеприемники, соединенные с заземляющими устройствами. Защитное заземление электроустановок должно иметь сопротивления:

для защиты только от статики - не более 100 Ом;

для защиты от поражения молний - не более 10 Ом.

Обеспечение безопасности обслуживающего персонала

Безопасность производственного процесса обеспечивается выбором режима работы оборудования, выбором самого оборудования и его размещением, профессиональным отбором и обучением обслуживающего персонала УГШН ЦПС «Дружное». С целью снижения опасности на установке предусмотрены следующие мероприятия и технические решения:

а) производственный процесс осуществляется по непрерывной схеме;

б) на установке используется герметичное оборудование, исключающее контакт обслуживающего персонала с рабочей средой;

в) для защиты оборудования от превышения расчетного давления предусмотрены предохранительные клапаны, сигнализаторы максимального давления, уровня и температуры;

г) предусмотрена закрытая система дренажа жидких продуктов для опорожнения оборудования перед ремонтом с последующим возвратом продукта в систему;

д) для удобства обслуживания арматуры и КИП предусмотрены обслуживающие площадки;

е) предотвращение образования в горячей взрывоопасной среде источников воспламенения предусматривается посредством:

применения взрывозащищенного оборудования, соответствующего категориям и группам взрывоопасных смесей;

устройства систем молниезащиты и защиты от статического электричества;

устройства системы автоматической сигнализации по предельным показателям;

ж) генеральный план выполнен с учетом противопожарных разрывов, размещение оборудования обеспечивает подъезд в необходимых местах грузоподъемных машин;

и) для защиты обслуживающего персонала от ожогов аппаратуры и трубопроводы теплоизолированы. Температура нагретых поверхностей на месте обслуживания не превышает 45°С для помещений и 60°С на наружных площадках. Тепловая изоляция выполняется из негорючих, экологически чистых материалов;

к) опорные конструкции под аппараты и емкости, содержащие ЛВЖ и ГЖ, имеют предел огнестойкости не менее 0.75 часа.

При ремонте аппаратуры, оборудования на действующем производственном объекте работы осуществляются с привлечением минимального обоснованного числа ремонтного персонала при соблюдении специальных мер безопасности. При этом оборудование и трубопроводы перед выводом на ремонт необходимо освободить от рабочей жидкости или газа.

Персонал установки должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты, на объекте должен быть комплект противопопожарного оборудования и инвентаря, перечень которого всегда согласовывается с противопожарной службой. На установке должна применяться следующая спецодежда:

костюм хлопчатобажный;

ботинки кожаные;

рукавицы комбинированные;

каска.

На зимний период дополнительно выдается:

костюм утепленный;

валенки или сапоги утепленные.

Для защиты органов дыхания на установке должны быть фильтрующие противогазы. Кроме того, на установке должны находиться:

дополнительный комплект противогазов с комплексом масок и спасательных поясов с веревками для работы при высоких концентрациях газа в воздухе или при работе внутри аппаратов;

аварийный запас фильтрующих противогазов, перчаток диэлектрических, комплект самоспасателей;

медицинская аптечка с необходимым набором медикаментов для оказания первой помощи пострадавшему;

всем работникам с целью нейтрализации вредных для организма веществ должно ежесменно выдаваться молоко.

При проектировании техники и организации трудового процесса безопасность труда в условиях интенсивного перевооружения производства может бать обеспечена лишь при все стороннем учёте возможностей человека. Существенную роль в решении этих задач играет эргономика, исследования которой направлены на выявление закономерностей взаимосвязи компонентов системы "человек-машина". Для надёжного и эффективного функционирования этой системы необходимо, чтобы информация, адресуемая человеку, передавалась в форме наиболее приемлемой для восприятия, запоминания и осмысливания, а органы управления были бы удобны для организации соответствующих движений. Учитывая эти особенности, в данном проекте предусмотрено:

использование мониторов с защитным экраном (что снижает влияние электромагнитного излучения);

использование «жёсткой» клавиатуры, которая призвана для слухового подтверждения выполняемых действий;

графические мнемосхемы, разработанные в данном проекте, визуально напоминают реальные технологические объекты;

все графические объекты выполнены в монотонных, не возбуждающих и не утомляющих цветах (серый, зелёный, синий);

структура всех графических мнемосхем одинакова, что позволит в будущем работать оператору на подсознательном уровне.

Основные меры первой помощи пострадавшим:

а) при несчастном случае в первую очередь надо:

удалить пострадавшего из зоны опасности;

оказать меры первой помощи;

отправить пострадавшего в медпункт или вызвать врача;

б) при отравлении парами нефти, нефтяным газом необходимо:

вынести пострадавшего на свежий воздух;

при необходимости сделать искусственное дыхание;

в) при термическом ожоге:

место ожога не очищать от одежды;

положить стерильную повязку;

отправить в медпункт;

г) при переломах необходимо:

наложить шину;

остановить кровотечение;

д) при поражении электрическим током необходимо:

освободить пострадавшего от действия электрического тока;

вынести на свежий воздух;

при необходимости сделать искусственное дыхание;

обеспечить полный покой до прибытия врача;

е) при ушибах прикладывать холод к месту ушиба.

В целях предотвращения пожаров, взрывов, отравлений и других видов опасностей обслуживающий персонал УППН обязан:

строго следить за своевременной ревизией и ремонтом сооружений, оборудования и арматуры;

строго соблюдать технологический регламент;

содержать в чистоте и исправности средства пожаротушения и систему пенотушения;

немедленно прекращать работу неисправного оборудования и отключать;

периодически проверять в установленные сроки предохранительные устройства схемы сигнализации и блокировок с записью в журнале по установленной форме;

содержать в исправном состоянии и правильно применять индивидуальные защитные средства;

следить за работой приточно-вытяжной вентиляции.

Оценка экологической безопасности объекта

В процессе переработки нефти хранения нефтепродуктов и их перекачки неизбежны образования характерных для этих объектов сточных вод и выбросов в атмосферу.

Производственные стоки представляют собой нефтепродукты, сбрасываемые от химлаборатории, при пропарке технологического оборудования, дождевые и сточные воды с технологических площадок, а также талые и ливневые воды. Для освобождения аппаратов и трубопроводов от жидкости предусмотрена система дренажей и продувочных трубопроводов. Поэтому стоки поступают по промышленно-дождевой канализации в дренажные ёмкости и затем вновь откачиваются на вход установки.

В соответствии с нормами технологического проектирования для предотвращения попадания газа и других вредных веществ в производственные помещения и атмосферу, предусмотрена и проведена полная герметизация всего оборудования, арматуры. В связи с этим, отсутствуют систематические выбросы в атмосферу газов и жидкости. Возможны лишь периодические выбросы из аппаратов в атмосферу перед остановкой их на ремонт или в аварийных случаях. При этом, количество сбрасываемых газов незначительно, и, практически, атмосфера не загрязняется.

Выбросы в атмосферу в рабочем режиме УППН, а также периодические выбросы, производятся кратковременно. Такими выбросами являются незначительные концентрации попутного газа. Использование в качестве топлива для печей подогрева нефти осушенного и очищенного попутного газа фактически не влияет на экологическую обстановку в данном районе. В таблице 7 представлены выбросы в атмосферу, производимые УППН «Дружное».

Таблица 7 - Выбросы в атмосферу

№ п/п	Наименование сброса	Количество выбросов м3/год	Куда сбрасывается	Установленная норма содержания загрязнения, мг/м3	Метод ликвидации утилизации
1	воздух от вытяжных вентиляторов насосных блок-боксов	1500	в атмосферу	30	рассеивание
2	пары нефти от дыхания резервуаров	2660	в атмосферу	1	рассеивание
3	дымовые газы	87200	в атмосферу	0,020-0,085	рассеивание

К основным мероприятиям по охране окружающей среды относятся:

полная герметизация системы подготовки и перекачки нефти;

сбор утечек нефти;

сбор уловленной нефти с очистных сооружений пластовой воды и возврат ее в систему подготовки нефти;

сбор и очистка производственно дождевых стоков с площадок установки и возврат уловленной нефти в систему подготовки;

сбор и утилизация попутного газа путем использования в качестве топливного газа или подачи его на установку подготовки газа.

В целом УППН ЦПС «Дружное» фактически не оказывает влияние на экологическую обстановку в районе своего местоположения.

Прогнозирование чрезвычайных ситуаций

Как уже отмечалось УППН НДС «Дружное» является опасным производством и поэтому на нём не исключены различные чрезвычайные ситуации. Список возможных чрезвычайных ситуаций следующий:

пожар;

взрыв;

отключение электроэнергии;

массовые отравления;

террористические акты.

Наиболее опасными являются пожары и взрывы (террористические акты, и как следствие, пожар или взрыв). Причин возникновения таких ситуаций несколько: неконтролируемые утечки, разливы, не соблюдение правил техники безопасности обслуживающим персоналом, отказ работы систем сигнализации и блокировок, отказ работы технологического оборудования и вентиляции, скопление статического электричества или возникновение искры в зоне скопления газовоздушной смеси или легковоспламеняющихся жидкостей. Определим вероятные параметры ударной волны при взрыве газовоздушной смеси в резервуаре объемом с товарной нефтью. При взрыве газовоздушной смеси выделяют зону детонационной волны с радиусом и зону ударной волны. Определяют также: радиус зоны смертельного поражения людей , радиус безопасного удаления , где ; радиус предельно допустимой взрывобезопасной концентрации газа . Избыточное давления в зоне детонационной волны . Схема взрыва газовоздушной среды изображена на рисунке 18.

Рис. 15 - Взрыв газовоздушной среды



На рисунке 15 используются следующие обозначения:

1 - зона детонационной волны; 2 - зона ударной волны; - радиус зоны детонационной волны (м); - радиус зоны смертельного поражения людей; - радиус безопасного удаления; ; - радиус предельно допустимой взрывобезопасной концентрации газа; и - расстояния от центра взрыва до элемента предприятия в зоне ударной волны.

Радиус зоны детонационной волны определяется по уравнению:

. (30)

Радиус зоны смертельного поражения людей определяется по формуле:

, (31)

где Q - количество газа, т.

При аварии в резервуарном парке количество газа (Q) в тоннах принимается как 30% от объема резервуара с товарной нефтью.

,
,
,
,

Тогда радиусы детонационной волны и радиус зоны смертельного поражения людей составит:



,
,
,

По таблице 8 находим давление во фронте ударной волны.

Таблица 8 - Определение давления во фронте ударной волны

, кПа	Значение на расстояниях от центра взрыва в долях от (r2/R1)
	1	1,1	1,1	1,2	1,4	1,5	2,0	3,0	4,0	6,0	8,0	10	12	15	20	30
900	900	486	279	207	162	99	86	45	26	14	9	7	5	4,5	2,7	1,8

,

Анализируя ориентировочную величину избыточного давления во фронте ударной волны можно сделать вывод, что в результате взрыва резервуара объемом разрушения объектов и сооружений УППН ЦПС «Дружное» будут сильными.

Вывод по разделу: влияние проектируемой системы на безопасность труда и экологическую обстановку УППН ЦПС «Дружное»

Разработанная система автоматизированного контроля и управления технологическими процессами УППН ЦПС «Дружное» позволяет дистанционно управлять различными технологическими объектами, что снижает влияние на обслуживающий персонал таких факторов как:

шумы и вибрации оборудования;

токсическое и химическое воздействие (отравления);

термическое воздействие (ожоги и обморожения);

исключает возможность непосредственного нахождения персонала вблизи очагов пожаров и эпицентров взрывов.

Но проектируемая система несёт и ряд отрицательных факторов:

электромагнитное излучение операторских компьютеров, и как следствие беспокойство, переутомление, различного рода заболевания;

возможно определённое бездействие персонала, что ведёт к потери его навыков и опыта работы.

В целом разработанная система способствует улучшению условий труда на УППН ЦПС.

Применение в проекте автоматического контроля-загазованности в помещениях УППН, сигнализации критических параметров, автоматического отключение неисправного оборудования, оборудования в случае пожара и исключение непосредственного влияния человека приводит к значительному снижению вероятности возникновения чрезвычайных ситуаций.

Датчиками отклонений параметров процесса являются измерительные приборы со встроенными устройствами сигнализации -электроконтактные манометры, сигнализаторы уровня, а также вторичные приборы и устройства. В данном дипломном проекте таковыми являются программируемые логические контроллеры PLC-5/40Е американской фирмы Allen Bradley.

Устройства сигнализации должны иметь высокую надежность, кото-рая обеспечивается различными способами, в том числе питанием ламп световой сигнализации пониженным напряжением, что увеличивает сроки их службы, периодической проверкой исправности схем сигнализации, применением в схеме бесконтактных элементов.

Кроме сигнализации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования на автоматические устройства возлагается задача предотвращения развития аварийных ситуаций в случае их возникновения, то есть автоматическая защита оборудования и обслуживающего персонала.

В аварийных ситуациях защита технологического оборудования осу-ществляется перекрытием трубопроводов специальными отсечными клапанами, установленными последовательно с регулирующими устройствами.

Таким образом, применение проекта позволяет дать экологический эффект связанный с предотвращением разлива нефтепродуктов и значительно снижает вероятность возникновения взрывопожарной ситуации на всем объекте.

5. Оценка экономической эффективности проекта

5.1 Основные источники эффективности проектируемой системы автоматизации

Разработка и внедрение системы автоматизированного контроля и управления печами ПТБ-10 УППН ЦПС «Дружное» на базе современного контроллера Allen-Bradley, вместо уже устаревшей системы автоматизации на базе микропроцессорного контроллера MRS-702/703, позволяет значительно оптимизировать процесс подогрева нефти, упростить работу обслуживающему персоналу, повысить надёжность системы, увеличить информативность процесса подогрева нефти.

Использование на установке подготовки и перекачки нефти, отработавших свой срок двенадцать контроллеров MRS-702/703, огромное количество вторичных приборов приводит к постоянным сбоям работы установки или отдельных её частей, что влечет за собой сбои в технологическом процессе, а соответственно и прекращение подачи товарной нефти на ЛПДС «Апрельская». Прекращение подачи товарной нефти из-за сбоев работы печей в среднем составляет 2 часа в год (примерно 0,0228% от объёма перекачиваемой нефти). Замена устаревшего оборудования автоматизированного управления на современное и более надёжное, а также отказ от использования пневмо- и гидроустройств, значительно снижает вероятность возникновения отказов и время прекращения перекачки нефти.

Введение дополнительных средств защиты печей от возникновения аварийных ситуаций, позволяет снизить вероятность выхода из строя печей ПТБ-10 и соответственно снизить затраты на ремонтные работы.

Замена огромного числа вторичных приборов, электрозадвижек и старых контроллеров на новую систему управления, а также демонтирование компрессорной станции позволит снизить потребление электроэнергии.

Установка систем дистанционного управления и контроля печами позволяет высвободить одного печника.

Использование современных компьютерных технологий и современных видов связи позволит более оперативно владеть точной и необходимой информацией для принятия управленческих решений на уровне руководства НГДУ «Дружбанефть» и ТПП «Когалымнефтегаз».

5.2 Методика определение показателей экономической эффективности проекта

Экономическое обоснование дипломного проекта осуществляется на базе методики определения экономической эффективности или инвестиционного проекта [30]. Данная методика предполагает расчёт следующих показателей:

чистый дисконтированный доход (в течении всего срока службы);

внутренняя норма доходности;

рентабельность проекта (инвестиционных затрат);

срок окупаемости капитальных вложений.

Перечисленные показатели являются результатами сопоставления распределённых во времени доходов к инвестициям и затратам на внедрение и работу разрабатываемой системы. В качестве точки отсчёта для вычисления этих показателей принимаем дату начала реализации проекта.

Чистый дисконтированный доход определяется по формуле:

,

где ЧД - чистый доход, d* - ставка (норма) дисконтирования, t - годы реализации проекта;