Проектирование автоматизированной системы управления печами типа ПТБ-10
Разработка автоматизированной системы управления процессом подогрева нефти в печах типа ПТБ-10 на примере установки подготовки нефти ЦПС Южно-Ягунского месторождения. Проектирование экранов человеко-машинного интерфейса в программной среде InTouch 9.0.
| Рубрика | Программирование, компьютеры и кибернетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 30.09.2013 |
| Размер файла | 3,1 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
25000
Коэффициент накладных расходов на эксплуатацию ЭВМ, доли ед.
Кнэкс
0,4
Потребляемая мощность ЭВМ, кВт
N
0,5
Стоимость кВт/час, руб.
Цэл
1,1
Коэффициент затрат на ремонт ЭВМ (от стоимости), доли ед.
Ктрэвм
0,15
Коэффициент интенсивного использования мощности вычислительной техники, доли ед.
Км.эвм
0,7
Трудоемкость изготовления устройства, чел. месяц
Траз
2
Коэффициент перевода единиц времени
Кч
184
Коэффициент затрат на изготовление, доли ед.
Кнризг
0,4
Таблица 7.2 - Данные для расчёта трудоёмкости разработки
|
Стадии разработки |
Трудоёмкость, чел. месяц |
|
|
Изучение патентов |
0,1 |
|
|
Изучение литературных источников |
0,1 |
|
|
Разработка технического задания |
0,2 |
|
|
Разработка эскизного проекта |
0,5 |
|
|
Разработка технического проекта |
0,5 |
|
|
Разработка рабочего проекта |
0,6 |
|
|
Итого: |
2 |
Таблица 7.3 - Данные для расчёта трудоёмкости программирования
|
Стадии разработки |
Трудоёмкость, чел. месяц |
|
|
Изучение программного обеспечения отечественных производителей |
0,1 |
|
|
Изучение программного обеспечения зарубежных производителей |
0,1 |
|
|
Разработка программного обеспечения |
0,3 |
|
|
Итого: |
0,5 |
Подставив данные из таблиц 1, 2, 3 в формулу (7.7) находим:
руб.
Рассчитаем затраты на разработку программного обеспечения:
, (7.8)
где Зпрог - месячный оклад программиста, руб.;
Тпрог - время на создание программы, мес.;
Кнакл.расх - коэффициент накладных расходов, доли ед.;
Смч - стоимость машино-часа ЭВМ, руб.;
Кч - коэффициент перевода единиц времени.
Стоимость машино-часа ЭВМ рассчитывается по формуле:
, (7.9)
где Sэкс - годовые эксплуатационные расходы, связанные с обслуживанием ЭВМ, руб.;
Тпол - годовой фонд работы ЭВМ, час.
Эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле:
, (7.10)
где ЗП - месячная оплата труда всего обслуживающего персонала в сумме, руб.;
А - амортизационные отчисления от стоимости ЭВМ и здания, р./год ;
Тр - затраты на ремонт, руб./год;
Э - затраты на электроэнергию, руб./год;
М - затраты на материалы, руб.;
Нрэкс - накладные расходы, связанные с эксплуатацией ЭВМ, руб./год.
Затраты на амортизацию вычисляются по формуле:
, (7.11)
где Кэвм - балансовая стоимость ЭВМ, руб.;
Нэвм - норма амортизационных отчислений от стоимости ЭВМ, доли ед.;
Сзд - стоимость 1 м2 здания, руб./м2;
Sзд - площадь, занимаемая ЭВМ, м2;
Нзд - норма амортизационных отчислений от стоимости здания, доли ед.
Подставив данные из таблицы 7.1 в формулу (7.11) получаем затраты на амортизацию:
руб.,
Затраты на ремонт вычислим по формуле:
, (7.12)
где Ктрэвм - коэффициент, учитывающий затраты на ремонт ЭВМ
Подставив данные из таблицы 7.1 в формулу (7.12) получаем затраты на ремонт (Тр):
руб.,
Затраты на электроэнергию, потребляемую ЭВМ за год эксплуатации определяем по формуле:
, (7.13)
где Цел - цена за один кВтч электроэнергии, руб.;
N - потребляемая мощность, кВт.
Км.эвм - коэффициент интенсивного использования мощности вычислительной техники.
Подставив данные из таблицы 7.1 в формулу (7.13) получаем затраты на электроэнергию (Э).
руб.,
Таблица 7.4 - Перечень и стоимость материалов используемых для ЭВМ
|
Наименование материала |
Количество в год, ед. |
Цена за ед., руб. |
Стоимость, руб. |
|
|
DVD диски, штук |
2 |
14 |
28 |
|
|
Картридж для принтера(ч/б), штук |
1 |
650 |
650 |
|
|
Бумага, пачка.(500 листов) |
1 |
120 |
120 |
|
|
ИТОГО: |
798 |
В годовые эксплуатационные затраты по обслуживанию ЭВМ входят также накладные расходы, которые рассчитываются по формуле:
, (7.14)
где Кнэкс - коэффициент накладных расходов, связанных с эксплуатацией ЭВМ.
Подставив данные из таблицы 7.1 в формулу (7.14) получим Нрэкс.
руб.
Подставив найденные данные в формулу (7.10) найдём Sэкс.:
Тогда:
руб.,
Рассчитаем затраты на оплату труда (ОТ) и на отчисления на социальные нужды (СН) по формулам (7.15) и (7.16) соответственно:
ОТ = Зраз (1+Кпр) (1+Кр). (7.15)
ОТ = 13000 (1+0,4) (1+0,15) = 20930 руб.
СН = ОТ (1+Ксн). (7.16)
СН = 20930 (1+0,26) = 26371,8 руб.
Результаты расчетов сведем в таблице 7.5.
Таблица 7.5 - Расчет себестоимости и отпускной цены машино-часа
|
Статьи затрат |
Затраты |
||
|
рублей |
% |
||
|
Средства на оплату труда |
20930 |
10,493 |
|
|
Отчисления на социальные нужды |
26371,8 |
13,221 |
|
|
Амортизационные отчисления |
47000 |
23,563 |
|
|
Ремонт |
3750 |
1,88 |
|
|
Материалы |
798 |
0,406 |
|
|
Электроэнергия |
141,68 |
0,071 |
|
|
Прочие накладные расходы |
100464 |
50,366 |
|
|
Итого: |
199455,48 |
100 |
Исходя из полученных результатов находим капитальные затраты на разработку программного обеспечения Кпрог :
Кпрог=13000 0,5 (1+0,4) (1+0,15) (1+0,26) (1+0,4)+1273,41 0,5 184==135614,08руб.,
Для расчета затрат затраты на изготовление и отладку проектируемой системы могут быть использованы различные методы:
а) калькуляционный метод расчета полной себестоимости;
б) агрегатный метод;
в) метод удельных весов;
г) метод учета затрат на единицу массы изделия;
д) балловый метод.
В этом проекте воспользуемся первым методом - калькуляционным методом расчета полной себестоимости.
Себестоимость изделия по этому методу определяется по следующим (в общем случае) статьям затрат:
а) материалы (по спецификации);
б) производственная заработная плата;
в) доплаты к заработной плате;
г) отчисления на социальные нужды;
д) монтажные и наладочные работы;
е) транспортные расходы;
ж) накладные расходы.
Стоимость оборудования Цоб рассчитывается по таблице 7.6.
Таблица 7.6 - Расчет затрат на покупные материалы
|
Наименование и тип элемента |
Кол-во, шт. |
Цена за ед.(без НДС), руб. |
Сумма(без НДС), руб. |
|
|
SIMATIC S7-300, CPU 314 |
1 |
18360 |
18360 |
|
|
SIMATIC S7-300, PS 307, Блок питания однофазный ток 5А |
1 |
4680 |
4680 |
|
|
SIMATIC S7-300, SM 323, Модуль ввода-вывода дискретных сигналов |
5 |
13020 |
65100 |
|
|
SIMATIC S7-300, SM 331, Модуль ввода аналоговых сигналов |
7 |
13195 |
92365 |
|
|
SIMATIC S7-300, CP 343-1 Lean, коммуникационный модуль |
1 |
21700 |
21700 |
|
|
SIMATIC S7-300, профильная шина S7-300 длинной 830 мм. |
1 |
1470 |
1470 |
|
|
SIMATIC S7-300, гибкий фронтальный соединитель, 5 м, пакет из 5шт. |
2 |
15470 |
30940 |
|
|
ТСМУ-205Ех-120мм--50…+500С |
5 |
1052 |
5260 |
|
|
ТСМУ-205Ех-250мм-0…+1800С |
5 |
1520 |
7600 |
|
|
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа |
10 |
5111 |
51110 |
|
|
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа |
10 |
3493 |
34930 |
|
|
ДРГ.М-400 |
5 |
3780 |
18900 |
|
|
МИГ-200 |
5 |
5125 |
25625 |
|
|
СТМ-30-50 |
5 |
14338 |
71690 |
|
|
СНП-1 |
20 |
4120 |
82400 |
|
|
Итого: |
505740 |
Затраты на основную заработную плату при изготовлении устройства равны:
L0 = Траз Зраз, (7.17)
где Зо - месячная зарплата изготовителя устройства, тыс.р.;
Тм - трудоемкость изготовления устройства, чел мес.
L0 = 2 13000 = 26000 руб.
Доплата к заработной плате изготовителя равна:
Lд = Lo Кпр ( 1+ Кр) . (7.18)
Lд = 26000 0,4 ( 1+ 0.15) = 11960 руб.
Отчисления в социальные фонды:
Lсн = (Lо + Lд) Ксн . (7.19)
Lсн = (26000 + 11960) 0,26 = 9869,6 руб.
Учитывая коэффициент транспортных затрат, по формуле (7.20) определим транспортные затраты:
Ртрп =Цоб Ктрп , (7.20)
где Ктрп - коэффициент, учитывающий транспортные расходы, доли ед.;
Цоб - сметная стоимость вводимой системы, руб.;
Ртрп = 505570 0,05= 25278,5 руб.
Стоимость монтажных и наладочных работ по формуле (7.21):
Рм = Цоб Км , (7.21)
где Кмуз коэффициент, учитывающий стоимость монтажных и наладочных работ, доли ед.;
Рм = 505570 0,1 = 50557 руб.
Накладные расходы, связанные с изготовлением и отладкой проектируемой системы, рассчитаем по формуле (7.22):
Нризг = Траз Зраз (1 + Кпр) (1 + Кр) Кнризг , (7.22)
Подставив данные в формулу (7.22) получаем накладные расходы (Нризг).
Нризг = 2 13000 (1 + 0.4) (1 + 0.15) 0.4 = 16744 руб.
Результаты расчетов по статьям калькуляции заносим в таблицу 7.7 и находим общую сумму капитальных затрат на изготовление системы.
Таблица 7.7 - Результирующая таблица для расчетов по статьям калькуляции
|
Статьи затрат |
Затраты на изготовление, руб. |
|
|
Материалы (по спецификации) |
505570 |
|
|
Транспортные расходы |
25278,5 |
|
|
Монтажные и наладочные работы |
50557 |
|
|
Накладные расходы |
16744 |
|
|
Производственная заработная плата |
26000 |
|
|
Доплаты к заработной плате |
11960 |
|
|
Отчисления на социальные нужды |
9869,6 |
|
|
Итого: |
645979,1 |
Теперь, зная затраты на проектирование (разработку) системы (Краз), затраты на разработку программного обеспечения (Кпрог) и общую сумму капитальных затрат на изготовление системы (Кизг), можно определить величину единовременных затрат по формуле (7.23):
К = Краз+ Кпрог+ Кизг, (7.23)
К = 73841,04 + 135614,08+ 645979,1= 855434,22 руб.
7.4 Расчет затрат на функционирование действующей системы
Годовые эксплуатационные затраты в условиях функционирования системы могут быть определены как сумма:
С = Сэл + Сзп + Срем + Са , (7.24)
где Сэл - затраты на электроэнергию, потребляемую системой, руб.;
Cзп - зарплата обслуживающего персонала с начислениями, руб.;
Cрем - затраты на ремонт, руб.;
Cа - затраты на амортизацию, руб.
Таблица 7.8 - Исходные данные для расчета затрат на эксплуатацию
|
Наименование показателей |
Единица измер. |
Усл. обознач. |
Величина |
|
|
Районный коэффициент |
доли ед. |
Кр |
0,15 |
|
|
Норма амортизации системы |
доли ед. |
На |
0,2 |
|
|
Норма затрат на ремонт |
доли ед. |
Кпр |
0,4 |
|
|
Мощность, потребляемая системой |
кВт/час |
N |
2 |
|
|
Годовой фонд работы системы при выполнении задачи |
час |
Тзад |
4380 |
|
|
Коэффициент доплат к зарплате |
доли ед. |
Кпр |
0,4 |
|
|
Коэффициент отчисления в социальные фонды |
доли ед. |
Ксн |
0,26 |
|
|
Коэф. интенсивного использования мощности оборудования |
доли ед. |
Кинт |
0,7 |
|
|
Стоимость кВт/часа |
руб. |
Цэл |
1,1 |
|
|
Количество работающих |
человек |
Р |
8 |
|
|
Стоимость оборудования |
руб. |
Кобор |
2250000 |
Расчет годовых затрат на электроэнергию производим по формуле (7.25):
Cэл = N Цэл Тзад Кинт , (7.25)
где N - мощность, потребляемая системой, кВт;
Цэл - стоимость одного кВтч электроэнергии, руб.;
Тзад - годовой фонд работы системы при выполнении задачи, час;
Кинт - коэффициент интенсивного использования мощности оборудования.
Подставив данные из таблицы 7.8 в формулу (7.25), получим годовые затраты на электроэнергию действующего варианта системы.
Cэл =2 1,1 4380 0,7=6745,2 руб.,
Заработная плата с начислениями персонала, обслуживающего спроектированное устройство:
Cзпп = 12 Ор (1 + Кпр) (1 + Кр) (1 + Ксн), (7.26)
Подставив данные из таблицы 7.9 в формулу (7.26) получим затраты на заработную плату персонала (Cзпп).
Cзпп=12 105000 (1+0,4) (1+0,14) (1+0,26)= 2556036 руб.,
Таблица 7.9 -Исходные данные действующей и проектируемой системы
|
Обслуживающий персонал |
Действующая система |
Проектируемая система |
Оклад, руб. |
Месячный оклад персонала действующей системы, руб. |
Месячный оклад персонала проектируемой системы, руб. |
|
|
Мастер |
1 |
1 |
12000 |
12000 |
12000 |
|
|
Слесарь КИПиА |
6 |
5 |
10000 |
60000 |
50000 |
|
|
Инженер |
3 |
3 |
13000 |
39000 |
39000 |
|
|
Руководитель группы |
1 |
1 |
14000 |
14000 |
14000 |
|
|
Итого |
11 |
10 |
125000 |
115000 |
Текущие затраты на ремонт системы находим по формуле:
Cпр = Кобор Кпр , (7.27)
где Кобор - балансовая стоимость устройства, руб.;
Кпр - норма отчислений на ремонт, %.
Подставив данные из таблицы 7.8 в формулу (7.27), получаем годовые затраты на ремонт.
Cпр=2250000 0,4=900000 руб.,
Затраты на амортизацию оборудования находим по формуле:
Cа = Кобор На , (7.28)
где Кобор - балансовая стоимость оборудования, руб.;
На - норма амортизационных отчислений, %.
Подставив данные из таблицы 7.8 в формулу (7.28) получим годовые эксплуатационные затраты на амортизацию оборудования.
Cа = 2250000 0,2 = 450000 руб.,
7.5 Расчёт обобщающих показателей
Определим экономию эксплуатационных затрат. Годовое уменьшение потерь газа:
Эгаза = (Qгаза Цг г) / 100 % , (7.29)
где: Qгаза - объем сжигаемого газ до внедрения АСУ ТП, м3/год;
Цг- Цена газа руб/м3;
г - изменение объема сжигания, %.
Подставив данные из таблицы 7.10 в формулу (7.29), получаем:
Эгаза = (30960000 1,5 1,5)/100 = 696600 руб.
Таблица 7.10 -Исходные данные для расчета экономии эксплуатационных затрат
|
Наименование показателей |
Условные обозначения |
Величина |
|
|
Годовой объем перекачки, м3/год |
Qгаза |
30960000 |
|
|
Стоимость газа, руб/м3 |
Цг |
1,5 |
|
|
Изменение объема сжигания, % |
? |
1,5 |
|
|
Ставка налога на имущество, % |
СТимущ |
2,2 |
|
|
Ставка налога на прибыль, % |
СТприб |
24 |
Для обоснования эффективности системы используем метод дисконтирования. Допустим единовременные затраты осуществлены за 1 год; со 2 года расчетного периода предприятие получает экономию эксплуатационных затрат, неизменную по годам.
Рассчитаем налоги, уплачиваемые государству в связи с введением новой системы автоматизации.
Налог на имущество, рассчитаем по формуле (7.30):
Ним = (Коt СТим ) / 100 , (7.30)
где Коt - остаточная стоимость внедряемой системы в году t, р. ;
СТим - ставка налога на имущество, % .
Используя полученные данные единовременных затрат (К), затраты на амортизацию системы автоматизации (А) и данные таблицы 10. , определим налог на имущество:
Ним = [(2250000 - 450000) 2.2] / 100 = 39600 руб.
Налог на прибыль, рассчитаем по формуле (7.31):
Нпр = [(Э - Ним) СТпр ] / 100 , (7.31)
где СТпр - ставка налога на прибыль, %;
Э - годовая экономия эксплуатационных затрат, р.
Используя полученные данные годовой экономии эксплуатационных затрат (Э), налога на имущество (Ним) и данные таблицы 10, определим налог на прибыль:
Нпр = [(30960000 + 10000 12 - 39600) 24 ] / 100 = 186480 руб.
Сумма налогов на прибыль и имущество рассчитывается по формуле (7.32):
Н = Нпр + Ним , (7.32)
Н = 186480 + 39600 = 226080 руб.
Экономическую эффективность капитальных вложений на установку системы автоматизации определим методом дисконтирования.
Метод дисконтирования базируется на дисконтных вычислениях по приведению доходов и расходов, связанных с реализацией системы, к некоторому моменту времени (к расчетному году).
Чистый дисконтированный доход (ЧДД) рассчитывается по формуле:
, (7.33)
где - чистый доход в году t,. руб.;
- коэффициент дисконтирования, доли ед.;
- соответственно начальный и конечный годы расчетного периода.
В качестве начального года расчетного периода принимается год начала финансирования работ по созданию проекта, включая проведение научных исследований.
Конечный год расчетного периода определяется моментом завершения жизненного цикла системы, прекращением ее использования.
Проект считается прибыльным, если ЧДД больше нуля.
Чистый доход в году t определяем по формуле:
, (7.34)
где - прибыль предприятия, полученная от внедрения проекта (новой системы), тыс. руб.;
- амортизационные отчисления от стоимости системы, руб.;
- сумма налогов, уплачиваемых предприятием, руб.;
- капитальные вложения в систему, руб.
Коэффициент дисконтирования определяем по формуле:
, (7.35)
где - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, равный ставке банковского процента за кредит, доли ед., (=0,1);
год, затраты и результаты которого приводятся к расчетному году.
Накопленный чистый дисконтированный доход в году t определяется по формуле:
. (7.36)
По формуле (34) строим график зависимости накопленного ЧДД от времени функционирования системы, из которого определяем период возврата капитальных вложений - этот период определяется точкой, где ЧДД равен нулю:
. (7.37)
Расчет рентабельности капитальных вложений производится по формуле:
. (7.38)
где - накопленный чистый дисконтированный доход, руб.
Считается, что рентабельность проекта должна превышать 100 %.
Результаты расчетов единовременных и текущих затрат, а также прибыли обеспечиваемой внедряемой системой служат основой расчета обобщающих показателей. Оформим расчеты в табл. 7.11.
Табл. 7.11
|
Показатели |
Значения по годам расчетного периода |
||||||
|
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
2011 |
2012 |
||
|
Капитальные вложения, руб. |
855434,22 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
Амортизационные отчисления, руб. |
- |
171086,84 |
171086,84 |
171086,84 |
171086,84 |
171086,84 |
|
|
Остаточная стоимость, руб. |
855434,22 |
684347,38 |
513260,53 |
342173,69 |
171086,84 |
- |
|
|
Налог на имущество (2,2 %), руб. |
- |
15055,64 |
11291,73 |
7527,82 |
3763,91 |
- |
|
|
Ежегодная прибыль, руб. |
- |
816600 |
816600 |
816600 |
816600 |
816600 |
|
|
Налог на прибыль (24 %), руб. |
- |
192370,65 |
193273,98 |
194177,32 |
195080,66 |
195984 |
|
|
Чистый доход, руб. |
-855434,22 |
438086,87 |
440947,44 |
443808,01 |
446668,58 |
449529,16 |
|
|
Коэффициент дисконтирования (ЕН=10%), доли ед. |
1 |
0,847 |
0,718 |
0,609 |
0,516 |
0,437 |
|
|
Чистый дисконтированный доход, руб. |
-855434,22 |
371260,06 |
316681,59 |
270115,26 |
230386,69 |
196493,34 |
|
|
Накопленный чистый дисконтированный доход, руб. |
-855434,22 |
-484174,16 |
-167492,58 |
102622,68 |
333009,37 |
529502,7 |
Расчёт коэффициента отдачи капитала производится по формуле:
, (7.39)
По результатам вычислений приведенных в таблице 7.11 построим график зависимости накопленной чистой текущей стоимости от времени эксплуатации системы, представленный на рисунке 7.1.
Рисунок 7.1 - Срок окупаемости системы управления подогревом нефти
По графику, представленному на рисунке 7.1, определяем срок окупаемости проекта, когда значение чистого дисконтированного дохода станет равным нулю. Он составляет примерно 2 года 7 месяцев.
Рентабельность проекта составляет:
R = (НЧДД + К) 100 / К, (7.40)
R = (102622,68 + 855434,22) 100/855434,22 = 111,997 %
Найдём внутреннюю норму доходности, т.е. такую ставку дисконтирования, при которой сумма ЧДД за все годы расчётного периода, включая нулевой год, обратиться в ноль. Расчеты приведены в таблице 7.12.
Таблица 7.12 - Данные для определения окупаемости капитальных вложений
|
Показатель |
годы |
||||||
|
tн |
tк |
||||||
|
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
2011 |
2012 |
||
|
t |
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
Чистый доход, руб. |
-855434,22 |
438086,87 |
440947,4 |
443808 |
446668,58 |
449529,2 |
|
|
Коэффициент дисконтирования, (Е = 0%) |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
|
|
Годовой чистый дисконтированный доход, руб. |
-855434,22 |
438086,87 |
440947,44 |
443808,01 |
446668,58 |
449529,16 |
|
|
Чистый дисконтированный доход проекта, руб. |
-855434,22 |
-417347,35 |
23600,09 |
467408,10 |
914076,68 |
1363605,84 |
|
|
Коэффициент дисконтирования, (Е = 20%) |
1,00 |
0,83 |
0,69 |
0,58 |
0,48 |
0,40 |
|
|
Годовой чистый дисконтированный доход, руб. |
-855434,22 |
365072,39 |
306213,50 |
256833,34 |
215407,30 |
180655,69 |
|
|
Чистый дисконтированный доход проекта, руб. |
-855434,22 |
-490361,83 |
-184148,33 |
72685,01 |
288092,31 |
468748,00 |
|
|
Коэффициент дисконтирования, (Е = 40%) |
1,00 |
0,71 |
0,51 |
0,36 |
0,26 |
0,19 |
|
|
Годовой чистый дисконтированный доход, руб. |
-855434,22 |
312919,19 |
224973,18 |
161737,61 |
116271,50 |
83582,95 |
|
|
Чистый дисконтированный доход проекта, руб. |
-855434,22 |
-542515,03 |
-317541,84 |
-155804,23 |
-39532,73 |
44050,21 |
|
|
Коэффициент дисконтирования, (Е = 60%) |
1,00 |
0,63 |
0,39 |
0,24 |
0,15 |
0,10 |
|
|
Годовой чистый дисконтированный доход, руб. |
-855434,22 |
273804,29 |
172245,09 |
108351,56 |
68156,22 |
42870,44 |
|
|
Чистый дисконтированный доход проекта, руб. |
-855434,22 |
-581629,93 |
-409384,83 |
-301033,27 |
-232877,05 |
-190006,61 |
|
|
Коэффициент дисконтирования, (Е = 80%) |
1,00 |
0,56 |
0,31 |
0,17 |
0,10 |
0,05 |
|
|
Годовой чистый дисконтированный доход, руб. |
-855434,22 |
243381,59 |
136094,89 |
76098,77 |
42549,59 |
23790,05 |
|
|
Чистый дисконтированный доход проекта, руб. |
-855434,22 |
-612052,63 |
-475957,74 |
-399858,97 |
-357309,38 |
-333519,33 |
|
|
Коэффициент дисконтирования, (Е = 100%) |
1,00 |
0,50 |
0,25 |
0,13 |
0,06 |
0,03 |
|
|
Годовой чистый дисконтированный доход, руб. |
-855434,22 |
219043,44 |
110236,86 |
57695,04 |
26800,11 |
13485,87 |
|
|
Чистый дисконтированный доход проекта, руб. |
-855434,22 |
-636390,79 |
-526153,93 |
-468458,88 |
-441658,77 |
-428172,89 |
Графический способ расчета ВНД представлен на рисунке 7.2. На графике внутренняя норма доходности представлена пересечением кривой ЧДД с нулевой линией. То есть ВНД = 49,166 %
Рисунок 7.2 - Внутренняя норма доходности
Если величина ВНД равна проценту за кредит, то ЧДД оказывается равным нулю. Таким образом, вычисляемое значение позволяет судить о приемлемости для предприятия условий кредитования.
Составим таблицу 7.13 чувствительности проекта к изменению основных параметров:
Таблица 7.13 - Чувствительность проекта
|
Параметр |
-20 % |
-10 % |
0 % |
+10 % |
+20 % |
|
|
Капитальные затраты |
990951,61 |
- |
696022,48 |
- |
401093,36 |
|
|
Заработная плата |
- |
709135,32 |
696022,48 |
682909,64 |
- |
|
|
Налоги |
836229 |
- |
696022,48 |
- |
556341,89 |
График анализа чувствительности проекта приведен на рисунке 7.3. Диапазон изменения параметров задан как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения параметра.
Рисунок 7.3 - Чувствительность проекта
Степень чувствительности проекта к изменению того или иного параметра определяется углом наклона прямой к оси Х. Из приведенного графика видно что наиболее чувствительным параметром, влияющим на эффективность проекта являются затраты на зарплату. Так как полученная фигура располагается в области положительных значений, ЧДД то проект риска не имеет, т.к. при заданных изменениях параметров значения ЧДД положительны.
7.6 Выводы по разделу
В результате проведённых расчётов показателей экономической эффективности проекта следует, что рентабельность капитальных вложений равна 111,997 %. Из графика 7.1 определен период возврата капитальных вложений Тв=2,7 года. Полученные результаты экономической эффективности от внедрения проекта отражены в таблице 7.14.
Таблица 7.14 - Итоговые показатели экономической эффективности проекта
|
Показатели |
Значение |
|
|
Капитальные вложения, руб. |
855434,22 |
|
|
Накопленный чистый дисконтированный доход, руб. |
529502,7 |
|
|
Срок окупаемости проекта |
2 года 7 месяцев |
|
|
Внутренняя норма рентабельности, % |
49,166 |
|
|
Пороговая норма рентабельности, % |
30 |
|
|
Экономия эксплуатационных затрат, руб. |
816600 |
|
|
Коэффициент отдачи капитала |
1,619 |
Таким образом, можно сделать вывод о прибыльности разрабатываемой АСУ процессом подогрева нефти в печах типа ПТБ-10. В условиях реальной экономической ситуации реализация данного проекта на предприятии является прибыльной, поскольку суммарный чистый дисконтированный доход положителен.
Заключение
автоматизированный управление программный интерфейс
В результате проделанной работы разработана автоматизированная система управления процессом подогрева нефти в печах типа ПТБ-10, на примере блока печей ПТБ-10А/1-5 установки подготовки нефти ЦПС Южно-Ягунского месторождения. Проект был разработан на контроллере SIMATIC S7-300 фирмы Siemens. Экраны человеко-машинного интерфейса проектировались в программной среде InTouch 9.0. В АСУ ПТБ оператор имеет возможность нпблюдать за изменением основных параметров и может вмешаться в управление объектом.
Спроектированная автоматизированная система управления осуществляет сбор информации с дискретных и аналоговых устройств, которые установлены согласно технологическому процессу подогрева нефти в печах типа ПТБ-10. На основании полученных значений датчиков реализуется алгоритм управления исполнительными механизмами объекта автоматизации по предусмотренному алгоритму.
Произведен расчет надежности АСУ ПТБ. Время наработки на отказ системы в среднем составляет 54268 часов.
В разделе безопасность и экологичность проекта рассмотрены вопросы связанные с безопасностью рабочих осуществляющих обслуживание АСУ ПТБ, рассмотрена экологичность проекта, произведен расчет выбросов дымовых газов в атмосферу.
В экономическом разделе приведен расчет показателей экономической эффективности, графически определен период окупаемости разработанной АСУ ПТБ установки подготовки нефти ЦПС Южно-Ягунского месторождения - 2 года и 7 месяцев, определена рентабельность капитальных вложений - 111,997 %, экономия эксплуатационных затрат составила - 816600 руб.
Список использованных источников
1) Андреев Е.Б., Попадько В.Е. Технические средства систем управления технологическими процессами нефтяной и газовой промышленности. Электронное учебное пособие по курсу "Автоматизация технологических процессов" 2004 . - 273с.
2) А.А. Бессонов., А.В. Мороз., Надежность систем автоматического регулирования. - Л.: Энергоатомиздат, Ленинградское отделение, 1984. - 216с.
3) Безопасность жизнедеятельности и промышленная безопасность. / Под ред. Шантарина В.Д., Учеб. пособ. 2-е изд. - Тюмень.: ТюмГНГУ, 2002. - 308 с.
4) Датчики избыточного давления МИДА-ДИ-13П(М), датчики абсолютного давления МИДА-ДА-13П и взрывозащищенные МИДА-ДИ-13П(М, Г)-Ех, МИДА-ДА-13П(Г)-Ех : Техническое описание и инструкция по эксплуатации - ЗАО МИДАУС, 2000. - 36с.
5) Методические указания к оценке экономической эффективности технических систем в курсовом и дипломном проектировании для студентов направления АСОиУ, АТП, ИВТ дневного и заочного обучения, под ред. Рудневой Л.Н. - Тюмень, ТГНГУ, 2002. - 33с.
6) Электронный каталог по датчикам давления серии «Метран», 2004.
7) Электронный каталог по датчикам температуры серии «Метран», 2004.
8) Siemens® SIMATIC Системное руководство по программируемым контроллерам S7-300 - Siemens AG, 2002 - 654с.
9) Wonderware® FactorySuite™ InTouch™ User's Guide - Invensys Systems, Inc., 2004. - 882с.
10) Wonderware® S7 Tag Creator - Wonderware Corporation, 2004. - 68с.
11) Wonderware® Siemens SIMTIC® NET S7 I/O Server - Wonderware Corporation, 2004. - 28с.
12) www.ad.siemens.ua
13) www.adastra.ru
14) www.analytpribor.ru
15) www.automation-drives.ru
16) www.asutp.interface.ru
17) www.asutp.ru
18) www.elemer.ru
19) www.indusoft.ru
20) www.industrialsystems.ru
21) www.iprog.pp.ru
22) www.klinkmann.com
23) www.wonderware.com
Приложения
Приложение А
(обязательное)
Функциональная схема автоматизации
Рисунок А.1 - Функциональная схема автоматизации
Приложение Б
(обязательное)
Таблица Б.1- Таблица КИПиА
|
Наименование сигнала |
Позиционное обозначение |
Единицы измерения |
Пределы изменения параметра |
Наименование оборудования |
Тип прибора, датчика |
Класс точности |
Пределы измерения прибора, датчика |
Диапазон выходного/входного сигнала |
DI |
DO |
AI |
AO |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
|
|
Розжиг запальной горелки №1 в Печи №1 |
1ET028 |
- |
- |
Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94 |
БИР-М |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Розжиг запальной горелки №2 в Печи №1 |
1ET029 |
- |
- |
Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94 |
БИР-М |
- |
- |
= 24 В |
|||||
|
Розжиг запальной горелки №3 в Печи №1 |
1ET030 |
- |
- |
Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94 |
БИР-М |
- |
- |
= 24 В |
|||||
|
Розжиг запальной горелки №4 в Печи №1 |
1ET031 |
- |
- |
Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94 |
БИР-М |
- |
- |
= 24 В |
|||||
|
Наличие пламени в камере сгорания №1 в Печи №1 |
1BS032 |
- |
- |
Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95 |
СНП-1 |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Наличие пламени в камере сгорания №2 в Печи №1 |
1BS033 |
- |
- |
Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95 |
СНП-1 |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Наличие пламени в камере сгорания №3 в Печи №1 |
1BS034 |
- |
- |
Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95 |
СНП-1 |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Наличие пламени в камере сгорания №4 в Печи №1 |
1BS035 |
- |
- |
Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95 |
СНП-1 |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Давление нефти во входном коллекторе Печи №1 |
1PT010 |
МПа |
0…2,5 |
Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00 |
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01 |
0,5 |
0…2,5 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Давление нефти в выходном коллекторе Печи №1 |
1PT008 |
МПа |
0…2,5 |
Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00 |
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01 |
0,5 |
0…2,5 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Температура нефти во входном коллекторе Печи №1 |
1TT007 |
0С |
-50…+50 |
Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95 |
ТСМУ-205Ех-120мм--50…+500С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X |
0,25 |
-50…+50 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Температура нефти в выходном коллекторе Печи №1 |
1TT011 |
0С |
0…+100 |
Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95 |
ТСМУ-205Ех-250мм-0…+1800С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X |
0,25 |
0…+180 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Давление топливного газа в Печи №1 |
1PT016 |
МПа |
0…0,25 |
Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00 |
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01 |
0,5 |
0…0,25 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Давление воздуха в Печи №1 |
1PT015 |
МПа |
0…0,25 |
Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00 |
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01 |
0,5 |
0…0,25 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Общий расход газа в Печи №1 |
1FT012 |
м3/час |
0…1100 |
Датчик расхода газа |
ДРГ.М-400 |
0,5 |
0…1100 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Расход нефти в Печи №1 |
1FT009 |
м3/час |
0…400 |
Счетчик нефти турбинный ТУ39-1490-90 |
МИГ-200-4 |
0,15 |
0…400 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №1: 20% |
1QE017 |
% |
0…20 |
Сигнализатор загазованности |
СТМ-30-50 |
0,1 |
0…50 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №1: 50% |
1QE017 |
% |
0…50 |
Сигнализатор загазованности |
СТМ-30-50 |
0,1 |
0…50 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Управление регулирующим затвором топливного газа Печи №1 |
1V04 |
- |
- |
Затвор регулирующий дисковый с электроприводом |
МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление клапаном на подводе общего газа к Печи №1 |
1V03 |
- |
- |
Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ |
АТЭК-80-Г НЗ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление клапаном на подводе запального газа к Печи №1 |
1V05 |
- |
- |
Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ |
АТЭК-25-Г НЗ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление задвижкой на подводе нефти к Печи №1 |
1V01 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
Блок управления задвижкой |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление задвижкой на отводе нефти от Печи №1 |
1V02 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
Блок управления задвижкой |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление вентилятором подачи воздуха в Печь №1 |
19 |
Вентилятор ТУ 21-26-260-81 |
В-Ц6-28-10Л-01 |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||||
|
Управление вытяжным вентилятором в Печи №1 |
20 |
Вентилятор ТУ 21-26-260-81 |
В-Ц6-28-10Л-01 |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||||
|
Состояние регулирующего затвора топливного газа Печи №1 |
1V04 |
- |
- |
Затвор регулирующий дисковый с электроприводом |
МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Состояние клапана на подводе общего газа к Печи №1 |
1V03 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
АТЭК-80-Г НЗ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
+ |
|||
|
Состояние клапана на подводе запального газа к Печи №1 |
1V05 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
АТЭК-25-Г НЗ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Состояние задвижки на подводе нефти к Печи №1 |
1V01 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
Блок управления задвижкой |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Состояние задвижки на отводе нефти от Печи №1 |
1V02 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
Блок управления задвижкой |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Состояние вентилятора подачи воздуха в Печь №1 |
19 |
Вентилятор ТУ 21-26-260-81 |
В-Ц6-28-10Л-01 |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||||
|
Состояние вытяжного вентилятора в Печи №1 |
20 |
Вентилятор ТУ 21-26-260-81 |
В-Ц6-28-10Л-01 |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||||
|
Розжиг запальной горелки №1 в Печи №2 |
2ET028 |
- |
- |
Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94 |
БИР-М |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Розжиг запальной горелки №2 в Печи №2 |
2ET029 |
- |
- |
Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94 |
БИР-М |
- |
- |
= 24 В |
|||||
|
Розжиг запальной горелки №3 в Печи №2 |
2ET030 |
- |
- |
Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94 |
БИР-М |
- |
- |
= 24 В |
|||||
|
Розжиг запальной горелки №4 в Печи №2 |
2ET031 |
- |
- |
Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94 |
БИР-М |
- |
- |
= 24 В |
|||||
|
Наличие пламени в камере сгорания №1 в Печи №2 |
2BS032 |
- |
- |
Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95 |
СНП-1 |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Наличие пламени в камере сгорания №2 в Печи №2 |
BS033 |
- |
- |
Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95 |
СНП-1 |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Наличие пламени в камере сгорания №3 в Печи №2 |
2BS034 |
- |
- |
Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95 |
СНП-1 |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Наличие пламени в камере сгорания №4 в Печи №2 |
2BS035 |
- |
- |
Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95 |
СНП-1 |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Давление нефти во входном коллекторе Печи №2 |
2PT010 |
МПа |
0…2,5 |
Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00 |
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01 |
0,5 |
0…2,5 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Давление нефти в выходном коллекторе Печи №2 |
2PT008 |
МПа |
0…2,5 |
Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00 |
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01 |
0,5 |
0…2,5 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Температура нефти во входном коллекторе Печи №2 |
2TT007 |
0С |
-50…+50 |
Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95 |
ТСМУ-205Ех-120мм--50…+500С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X |
0,25 |
-50…+50 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Температура нефти в выходном коллекторе Печи №2 |
2TT011 |
0С |
0…+100 |
Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95 |
ТСМУ-205Ех-250мм-0…+1800С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X |
0,25 |
0…+180 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Давление топливного газа в Печи №2 |
2PT016 |
МПа |
0…0,25 |
Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00 |
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01 |
0,5 |
0…0,25 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Давление воздуха в Печи №2 |
2PT015 |
МПа |
0…0,25 |
Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00 |
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01 |
0,5 |
0…0,25 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Общий расход газа в Печи №2 |
2FT012 |
м3/час |
0…1100 |
Датчик расхода газа |
ДРГ.М-400 |
0,5 |
0…1100 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Расход нефти в Печи №2 |
2FT009 |
м3/час |
0…400 |
Счетчик нефти турбинный ТУ39-1490-90 |
МИГ-200-4 |
0,15 |
0…400 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №2: 20% |
1QE017 |
% |
0…20 |
Сигнализатор загазованности |
СТМ-30-50 |
0,1 |
0…50 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №2: 50% |
2QE017 |
% |
0…50 |
Сигнализатор загазованности |
СТМ-30-50 |
0,1 |
0…50 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Управление регулирующим затвором топливного газа Печи №2 |
2V04 |
- |
- |
Затвор регулирующий дисковый с электроприводом |
МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление клапаном на подводе общего газа к Печи №2 |
2V03 |
- |
- |
Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ |
АТЭК-80-Г НЗ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление клапаном на подводе запального газа к Печи №2 |
2V05 |
- |
- |
Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ |
АТЭК-25-Г НЗ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление задвижкой на подводе нефти к Печи №2 |
2V01 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
Блок управления задвижкой |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление задвижкой на отводе нефти от Печи №2 |
2V02 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
Блок управления задвижкой |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление вентилятором подачи воздуха в Печь №2 |
19 |
Вентилятор ТУ 21-26-260-81 |
В-Ц6-28-10Л-01 |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||||
|
Управление вытяжным вентилятором в Печи №2 |
20 |
Вентилятор ТУ 21-26-260-81 |
В-Ц6-28-10Л-01 |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||||
|
Состояние регулирующего затвора топливного газа Печи №2 |
2V04 |
- |
- |
Затвор регулирующий дисковый с электроприводом |
МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Состояние клапана на подводе общего газа к Печи №2 |
2V03 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
АТЭК-80-Г НЗ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
+ |
|||
|
Состояние клапана на подводе запального газа к Печи №2 |
2V05 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
АТЭК-25-Г НЗ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Состояние задвижки на подводе нефти к Печи №2 |
2V01 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
Блок управления задвижкой |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Состояние задвижки на отводе нефти от Печи №2 |
2V02 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
Блок управления задвижкой |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Состояние вентилятора подачи воздуха в Печь №2 |
19 |
Вентилятор ТУ 21-26-260-81 |
В-Ц6-28-10Л-01 |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||||
|
Состояние вытяжного вентилятора в Печи №2 |
20 |
Вентилятор ТУ 21-26-260-81 |
В-Ц6-28-10Л-01 |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||||
|
Розжиг запальной горелки №1 в Печи №3 |
3ET028 |
- |
- |
Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94 |
БИР-М |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Розжиг запальной горелки №2 в Печи №3 |
3ET029 |
- |
- |
Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94 |
БИР-М |
- |
- |
= 24 В |
|||||
|
Розжиг запальной горелки №3 в Печи №3 |
3ET030 |
- |
- |
Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94 |
БИР-М |
- |
- |
= 24 В |
|||||
|
Розжиг запальной горелки №4 в Печи №3 |
3ET031 |
- |
- |
Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94 |
БИР-М |
- |
- |
= 24 В |
|||||
|
Наличие пламени в камере сгорания №1 в Печи №3 |
3BS032 |
- |
- |
Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95 |
СНП-1 |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Наличие пламени в камере сгорания №2 в Печи №3 |
3BS033 |
- |
- |
Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95 |
СНП-1 |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Наличие пламени в камере сгорания №3 в Печи №3 |
3BS034 |
- |
- |
Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95 |
СНП-1 |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Наличие пламени в камере сгорания №4 в Печи №3 |
3BS035 |
- |
- |
Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95 |
СНП-1 |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Давление нефти во входном коллекторе Печи №3 |
3PT010 |
МПа |
0…2,5 |
Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00 |
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01 |
0,5 |
0…2,5 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Давление нефти в выходном коллекторе Печи №3 |
3PT008 |
МПа |
0…2,5 |
Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00 |
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01 |
0,5 |
0…2,5 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Температура нефти во входном коллекторе Печи №3 |
3TT007 |
0С |
-50…+50 |
Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95 |
ТСМУ-205Ех-120мм--50…+500С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X |
0,25 |
-50…+50 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Температура нефти в выходном коллекторе Печи №3 |
3TT011 |
0С |
0…+100 |
Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95 |
ТСМУ-205Ех-250мм-0…+1800С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X |
0,25 |
0…+180 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Давление топливного газа в Печи №3 |
3PT016 |
МПа |
0…0,25 |
Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00 |
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01 |
0,5 |
0…0,25 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Давление воздуха в Печи №3 |
3PT015 |
МПа |
0…0,25 |
Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00 |
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01 |
0,5 |
0…0,25 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Общий расход газа в Печи №3 |
3FT012 |
м3/час |
0…1100 |
Датчик расхода газа |
ДРГ.М-400 |
0,5 |
0…1100 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Расход нефти в Печи №3 |
3FT009 |
м3/час |
0…400 |
Счетчик нефти турбинный ТУ39-1490-90 |
МИГ-200-4 |
0,15 |
0…400 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №3: 20% |
3QE017 |
% |
0…20 |
Сигнализатор загазованности |
СТМ-30-50 |
0,1 |
0…50 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №3: 50% |
3QE017 |
% |
0…50 |
Сигнализатор загазованности |
СТМ-30-50 |
0,1 |
0…50 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Управление регулирующим затвором топливного газа Печи №3 |
3V04 |
- |
- |
Затвор регулирующий дисковый с электроприводом |
МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление клапаном на подводе общего газа к Печи №3 |
3V03 |
- |
- |
Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ |
АТЭК-80-Г НЗ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление клапаном на подводе запального газа к Печи №3 |
3V05 |
- |
- |
Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ |
АТЭК-25-Г НЗ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление задвижкой на подводе нефти к Печи №3 |
3V01 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
Блок управления задвижкой |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление задвижкой на отводе нефти от Печи №3 |
3V02 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
Блок управления задвижкой |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление вентилятором подачи воздуха в Печь №3 |
19 |
Вентилятор ТУ 21-26-260-81 |
В-Ц6-28-10Л-01 |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||||
|
Управление вытяжным вентилятором в Печи №3 |
20 |
Вентилятор ТУ 21-26-260-81 |
В-Ц6-28-10Л-01 |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||||
|
Состояние регулирующего затвора топливного газа Печи №3 |
3V04 |
- |
- |
Затвор регулирующий дисковый с электроприводом |
МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Состояние клапана на подводе общего газа к Печи №3 |
3V03 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
АТЭК-80-Г НЗ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
+ |
|||
|
Состояние клапана на подводе запального газа к Печи №3 |
3V05 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
АТЭК-25-Г НЗ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Состояние задвижки на подводе нефти к Печи №3 |
3V01 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
Блок управления задвижкой |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Состояние задвижки на отводе нефти от Печи №3 |
3V02 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
Блок управления задвижкой |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Состояние вентилятора подачи воздуха в Печь №3 |
19 |
Вентилятор ТУ 21-26-260-81 |
В-Ц6-28-10Л-01 |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||||
|
Состояние вытяжного вентилятора в Печи №3 |
20 |
Вентилятор ТУ 21-26-260-81 |
В-Ц6-28-10Л-01 |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||||
|
Розжиг запальной горелки №1 в Печи №4 |
4ET028 |
- |
- |
Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94 |
БИР-М |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Розжиг запальной горелки №2 в Печи №4 |
4ET029 |
- |
- |
Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94 |
БИР-М |
- |
- |
= 24 В |
|||||
|
Розжиг запальной горелки №3 в Печи №4 |
4ET030 |
- |
- |
Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94 |
БИР-М |
- |
- |
= 24 В |
|||||
|
Розжиг запальной горелки №4 в Печи №4 |
4ET031 |
- |
- |
Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94 |
БИР-М |
- |
- |
= 24 В |
|||||
|
Наличие пламени в камере сгорания №1 в Печи №4 |
4BS032 |
- |
- |
Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95 |
СНП-1 |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Наличие пламени в камере сгорания №2 в Печи №4 |
4BS033 |
- |
- |
Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95 |
СНП-1 |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Наличие пламени в камере сгорания №3 в Печи №4 |
4BS034 |
- |
- |
Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95 |
СНП-1 |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Наличие пламени в камере сгорания №4 в Печи №4 |
4BS035 |
- |
- |
Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95 |
СНП-1 |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Давление нефти во входном коллекторе Печи №4 |
4PT010 |
МПа |
0…2,5 |
Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00 |
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01 |
0,5 |
0…2,5 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Давление нефти в выходном коллекторе Печи №4 |
4PT008 |
МПа |
0…2,5 |
Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00 |
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01 |
0,5 |
0…2,5 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Температура нефти во входном коллекторе Печи №4 |
4TT007 |
0С |
-50…+50 |
Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95 |
ТСМУ-205Ех-120мм--50…+500С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X |
0,25 |
-50…+50 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Температура нефти в выходном коллекторе Печи №4 |
4TT011 |
0С |
0…+100 |
Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95 |
ТСМУ-205Ех-250мм-0…+1800С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X |
0,25 |
0…+180 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Давление топливного газа в Печи №4 |
4PT016 |
МПа |
0…0,25 |
Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00 |
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01 |
0,5 |
0…0,25 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Давление воздуха в Печи №4 |
4PT015 |
МПа |
0…0,25 |
Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00 |
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01 |
0,5 |
0…0,25 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Общий расход газа в Печи №4 |
4FT012 |
м3/час |
0…1100 |
Датчик расхода газа |
ДРГ.М-400 |
0,5 |
0…1100 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Расход нефти в Печи №4 |
4FT009 |
м3/час |
0…400 |
Счетчик нефти турбинный ТУ39-1490-90 |
МИГ-200-4 |
0,15 |
0…400 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №4: 20% |
4QE017 |
% |
0…20 |
Сигнализатор загазованности |
СТМ-30-50 |
0,1 |
0…50 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №4: 50% |
4QE017 |
% |
0…50 |
Сигнализатор загазованности |
СТМ-30-50 |
0,1 |
0…50 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Управление регулирующим затвором топливного газа Печи №4 |
4V04 |
- |
- |
Затвор регулирующий дисковый с электроприводом |
МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление клапаном на подводе общего газа к Печи №4 |
4V03 |
- |
- |
Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ |
АТЭК-80-Г НЗ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление клапаном на подводе запального газа к Печи №4 |
4V05 |
- |
- |
Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ |
АТЭК-25-Г НЗ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление задвижкой на подводе нефти к Печи №4 |
4V01 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
Блок управления задвижкой |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление задвижкой на отводе нефти от Печи №4 |
4V02 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
Блок управления задвижкой |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление вентилятором подачи воздуха в Печь №4 |
19 |
Вентилятор ТУ 21-26-260-81 |
В-Ц6-28-10Л-01 |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||||
|
Управление вытяжным вентилятором в Печи №4 |
20 |
Вентилятор ТУ 21-26-260-81 |
В-Ц6-28-10Л-01 |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||||
|
Состояние регулирующего затвора топливного газа Печи №4 |
4V04 |
- |
- |
Затвор регулирующий дисковый с электроприводом |
МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Состояние клапана на подводе общего газа к Печи №4 |
4V03 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
АТЭК-80-Г НЗ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
+ |
|||
|
Состояние клапана на подводе запального газа к Печи №4 |
4V05 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
АТЭК-25-Г НЗ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Состояние задвижки на подводе нефти к Печи №4 |
4V01 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
Блок управления задвижкой |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Состояние задвижки на отводе нефти от Печи №4 |
4V02 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
Блок управления задвижкой |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Состояние вентилятора подачи воздуха в Печь №4 |
19 |
Вентилятор ТУ 21-26-260-81 |
В-Ц6-28-10Л-01 |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||||
|
Состояние вытяжного вентилятора в Печи №4 |
20 |
Вентилятор ТУ 21-26-260-81 |
В-Ц6-28-10Л-01 |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||||
|
Розжиг запальной горелки №1 в Печи №5 |
5ET028 |
- |
- |
Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94 |
БИР-М |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Розжиг запальной горелки №2 в Печи №5 |
5ET029 |
- |
- |
Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94 |
БИР-М |
- |
- |
= 24 В |
|||||
|
Розжиг запальной горелки №3 в Печи №5 |
5ET030 |
- |
- |
Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94 |
БИР-М |
- |
- |
= 24 В |
|||||
|
Розжиг запальной горелки №4 в Печи №5 |
5ET031 |
- |
- |
Блок искрового розжига ТУ39-053-0143780-94 |
БИР-М |
- |
- |
= 24 В |
|||||
|
Наличие пламени в камере сгорания №1 в Печи №5 |
5BS032 |
- |
- |
Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95 |
СНП-1 |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Наличие пламени в камере сгорания №2 в Печи №5 |
5BS033 |
- |
- |
Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95 |
СНП-1 |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Наличие пламени в камере сгорания №3 в Печи №5 |
5BS034 |
- |
- |
Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95 |
СНП-1 |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Наличие пламени в камере сгорания №4 в Печи №5 |
5BS035 |
- |
- |
Сигнализатор наличия пламени ТУ3667-068-00143780-95 |
СНП-1 |
- |
- |
= 24 В |
+ |
||||
|
Давление нефти во входном коллекторе Печи №5 |
5PT010 |
МПа |
0…2,5 |
Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00 |
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01 |
0,5 |
0…2,5 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Давление нефти в выходном коллекторе Печи №5 |
5PT008 |
МПа |
0…2,5 |
Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00 |
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01 |
0,5 |
0…2,5 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Температура нефти во входном коллекторе Печи №5 |
5TT007 |
0С |
-50…+50 |
Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95 |
ТСМУ-205Ех-120мм--50…+500С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X |
0,25 |
-50…+50 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Температура нефти в выходном коллекторе Печи №5 |
5TT011 |
0С |
0…+100 |
Термопреобразователь ТУ 4227-003-13282997-95 |
ТСМУ-205Ех-250мм-0…+1800С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X |
0,25 |
0…+180 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Давление топливного газа в Печи №5 |
5PT016 |
МПа |
0…0,25 |
Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00 |
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01 |
0,5 |
0…0,25 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Давление воздуха в Печи №5 |
5PT015 |
МПа |
0…0,25 |
Датчик избыточного давления взрывозащищенный ТУ 4212-044-1800448-00 |
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01 |
0,5 |
0…0,25 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Общий расход газа в Печи №5 |
5FT012 |
м3/час |
0…1100 |
Датчик расхода газа |
ДРГ.М-400 |
0,5 |
0…1100 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Расход нефти в Печи №5 |
5FT009 |
м3/час |
0…400 |
Счетчик нефти турбинный ТУ39-1490-90 |
МИГ-200-4 |
0,15 |
0…400 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №5: 20% |
5QE017 |
% |
0…20 |
Сигнализатор загазованности |
СТМ-30-50 |
0,1 |
0…50 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №5: 50% |
5QE017 |
% |
0…50 |
Сигнализатор загазованности |
СТМ-30-50 |
0,1 |
0…50 |
4…20 мА |
+ |
||||
|
Управление регулирующим затвором топливного газа Печи №5 |
5V04 |
- |
- |
Затвор регулирующий дисковый с электроприводом |
МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление клапаном на подводе общего газа к Печи №5 |
5V03 |
- |
- |
Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ |
АТЭК-80-Г НЗ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление клапаном на подводе запального газа к Печи №5 |
5V05 |
- |
- |
Клапан быстродействующий предохранительно-запорный АТЭК 492124.000 ТУ |
АТЭК-25-Г НЗ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление задвижкой на подводе нефти к Печи №5 |
5V01 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
Блок управления задвижкой |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление задвижкой на отводе нефти от Печи №5 |
5V02 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
Блок управления задвижкой |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Управление вентилятором подачи воздуха в Печь №5 |
19 |
Вентилятор ТУ 21-26-260-81 |
В-Ц6-28-10Л-01 |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||||
|
Управление вытяжным вентилятором в Печи №5 |
20 |
Вентилятор ТУ 21-26-260-81 |
В-Ц6-28-10Л-01 |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||||
|
Состояние регулирующего затвора топливного газа Печи №5 |
5V04 |
- |
- |
Затвор регулирующий дисковый с электроприводом |
МЭОФ-40/25-0,25-0,25У-II ВТ4-00ТУ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Состояние клапана на подводе общего газа к Печи №5 |
5V03 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
АТЭК-80-Г НЗ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
+ |
|||
|
Состояние клапана на подводе запального газа к Печи №5 |
5V05 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
АТЭК-25-Г НЗ |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Состояние задвижки на подводе нефти к Печи №5 |
5V01 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
Блок управления задвижкой |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Состояние задвижки на отводе нефти от Печи №5 |
5V02 |
- |
- |
Задвижка запорная с электроприводом |
Блок управления задвижкой |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||
|
Состояние вентилятора подачи воздуха в Печь №5 |
19 |
Вентилятор ТУ 21-26-260-81 |
В-Ц6-28-10Л-01 |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||||
|
Состояние вытяжного вентилятора в Печи №5 |
20 |
Вентилятор ТУ 21-26-260-81 |
В-Ц6-28-10Л-01 |
- |
- |
= 24 В |
++ |
||||||
|
Итого: |
90 |
75 |
55 |
0 |
Приложение В
(обязательное)
Таблица В.1- Таблица RTU
|
№ слота |
Модуль |
№ контакта |
Адрес переменной |
Наименование сигнала |
Единицы измерения |
Пределы измерения прибора, датчика |
Диапазон выходного/ входного сигнала |
DI |
DO |
AI |
AO |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
|
|
0 |
CPU 314 |
- |
- |
SIMATIC S7-300, CPU 314 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
1 |
CP 343-1 Lean |
- |
- |
SIMATIC S7-300, CP 343-1 Lean |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
2 |
SM 331 |
0 |
F8:0 |
Температура нефти во входном коллекторе Печи №1 |
0С |
-50…+50 |
4-20 мА |
+ |
||||
|
1 |
F8:1 |
Температура нефти в выходном коллекторе Печи №1 |
0С |
0…+180 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
2 |
F8:2 |
Давление нефти во входном коллекторе Печи №1 |
МПа |
0…2,5 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
3 |
F8:3 |
Давление нефти в выходном коллекторе Печи №1 |
МПа |
0…2,5 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
4 |
F8:4 |
Давление топливного газа в Печи №1 |
МПа |
0…0,25 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
5 |
F8:5 |
Давление воздуха в Печи №1 |
МПа |
0…0,25 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
6 |
F8:6 |
Положение регулирующего затвора расхода основного газа Печи №1 |
% |
0…100 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
7 |
F8:7 |
Общий расход газа в Печи №1 |
м3/час |
0…1100 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
3 |
SM 331 |
0 |
F8:8 |
Расход нефти в Печи №1 |
м3/час |
0…400 |
4-20 мА |
+ |
||||
|
1 |
F8:9 |
Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №1: 20% |
% |
0…50 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
2 |
F8:10 |
Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №1: 50% |
% |
0…50 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
3 |
F8:11 |
Температура нефти во входном коллекторе Печи №2 |
0С |
-50…+50 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
4 |
F8:12 |
Температура нефти в выходном коллекторе Печи №2 |
0С |
0…+180 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
5 |
F8:13 |
Давление нефти во входном коллекторе Печи №2 |
МПа |
0…2,5 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
6 |
F8:14 |
Давление нефти в выходном коллекторе Печи №2 |
МПа |
0…2,5 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
7 |
F8:15 |
Давление топливного газа в Печи №2 |
МПа |
0…0,25 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
4 |
SM 331 |
0 |
F8:16 |
Давление воздуха в Печи №2 |
МПа |
0…0,25 |
4-20 мА |
+ |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
|
|
1 |
F8:17 |
Положение регулирующего затвора расхода основного газа Печи №2 |
% |
0…100 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
2 |
F8:18 |
Общий расход газа в Печи №2 |
м3/час |
0…1100 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
3 |
F8:19 |
Расход нефти в Печи №2 |
м3/час |
0…400 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
4 |
F8:20 |
Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №2: 20% |
% |
0…50 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
5 |
F8:21 |
Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №2: 50% |
% |
0…50 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
6 |
F8:22 |
Температура нефти во входном коллекторе Печи №3 |
0С |
-50…+50 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
7 |
F8:23 |
Температура нефти в выходном коллекторе Печи №3 |
0С |
0…+180 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
5 |
SM 331 |
0 |
F8:24 |
Давление нефти во входном коллекторе Печи №3 |
МПа |
0…2,5 |
4-20 мА |
+ |
||||
|
1 |
F8:25 |
Давление нефти в выходном коллекторе Печи №3 |
МПа |
0…2,5 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
2 |
F8:26 |
Давление топливного газа в Печи №3 |
МПа |
0…0,25 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
3 |
F8:27 |
Давление воздуха в Печи №3 |
МПа |
0…0,25 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
4 |
F8:28 |
Положение регулирующего затвора расхода основного газа Печи №3 |
% |
0…100 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
5 |
F8:29 |
Общий расход газа в Печи №3 |
м3/час |
0…1100 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
6 |
F8:30 |
Расход нефти в Печи №3 |
м3/час |
0…400 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
7 |
F8:31 |
Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №3: 20% |
% |
0…50 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
6 |
SM 331 |
0 |
F8:32 |
Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №3: 50% |
% |
0…50 |
4-20 мА |
+ |
||||
|
1 |
F8:33 |
Температура нефти во входном коллекторе Печи №4 |
0С |
-50…+50 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
2 |
F8:34 |
Температура нефти в выходном коллекторе Печи №4 |
0С |
0…+180 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
3 |
F8:35 |
Давление нефти во входном коллекторе Печи №4 |
МПа |
0…2,5 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
4 |
F8:36 |
Давление нефти в выходном коллекторе Печи №4 |
МПа |
0…2,5 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
5 |
F8:37 |
Давление топливного газа в Печи №4 |
МПа |
0…0,25 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
6 |
F8:38 |
Давление воздуха в Печи №4 |
МПа |
0…0,25 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
7 |
F8:39 |
Положение регулирующего затвора расхода основного газа Печи №4 |
% |
0…100 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
7 |
SM 331 |
0 |
F8:40 |
Общий расход газа в Печи №4 |
м3/час |
0…1100 |
4-20 мА |
+ |
||||
|
1 |
F8:41 |
Расход нефти в Печи №4 |
м3/час |
0…400 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
2 |
F8:42 |
Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №4: 20% |
% |
0…50 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
3 |
F8:43 |
Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №4: 50% |
% |
0…50 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
4 |
F8:44 |
Температура нефти во входном коллекторе Печи №5 |
0С |
-50…+50 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
5 |
F8:45 |
Температура нефти в выходном коллекторе Печи №5 |
0С |
0…+180 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
6 |
F8:46 |
Давление нефти во входном коллекторе Печи №5 |
МПа |
0…2,5 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
7 |
F8:47 |
Давление нефти в выходном коллекторе Печи №5 |
МПа |
0…2,5 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
8 |
SM 331 |
0 |
F8:48 |
Давление топливного газа в Печи №5 |
МПа |
0…0,25 |
4-20 мА |
+ |
||||
|
1 |
F8:49 |
Давление воздуха в Печи №5 |
МПа |
0…0,25 |
4-20 мА |
+ |
||||||
|
2 |
F8:50 |
Положение регулирующего затвора расхода основного газа Печи №5 |
Подобные документы
Общая характеристика системы контроля и управления. Разработка автоматизированной 2-х уровневой системы управления технологическим процессом вакуумной компрессорной станции № 23 Самотлорского месторождения на базе продукции компании Rockwell Automation.
дипломная работа [2,6 M], добавлен 29.09.2013Формулирование требований к элементам автоматизированной системы управления линией по производству картона с белым покровным слоем. Выбор оборудования, которое необходимо для управления. Составление алгоритма работы системы человеко-машинного интерфейса.
контрольная работа [391,6 K], добавлен 02.10.2013Процесс создания автоматизированной системы управления. Требования, предъявляемые к техническому обеспечению вычислительной системы. Разработка общей концепции и алгоритмов работы вычислительной системы. Выбор аппаратных средств локальных сетей.
дипломная работа [7,6 M], добавлен 28.08.2014Технология получения товарной нефти. Цели, задачи, функции, выполняемые системой автоматизации. Организация автоматизированной системы управления этановым производством в виде двухуровневой иерархической структуры. Программное обеспечение рабочих станций.
курсовая работа [676,8 K], добавлен 31.10.2015Техническое задание на разработку автоматизированной системы и складского учета управления универсальной торговой базы. Проектирование информационной системы и выбор среды для создания программного продукта. Создание интерфейса и руководство пользователя.
дипломная работа [2,1 M], добавлен 11.07.2015Выбор и краткое описание исполнительного оборудования и датчиков. Схема подключения оборудования к Koyo d0-06dd1 и расчет стоимости системы. Создание таблицы символов и разработка программы на языке релейной логики. Создание человеко-машинного интерфейса.
контрольная работа [1,7 M], добавлен 10.08.2014Общая характеристика и организационная структура ОАО "Каравай". Комплексное проектирование автоматизированной системы учета готовой продукции для исследуемой организации в программной среде Borland Delphi 9.0. Оценка экономической эффективности проекта.
курсовая работа [1,9 M], добавлен 14.09.2012Анализ существующих систем управления базами данных и выбор оптимальной. Создание автоматизированной информационной системы "Поликлиника", определение сущностей и взаимосвязей, описание физической модели, проектирование интерфейса, алгоритм программы.
курсовая работа [3,1 M], добавлен 21.11.2009Предмет деятельности лесхоз-техникума, функционально-иерархическая схема. Информационное и организационное обеспечение автоматизированной системы управления. Функциональная структура АРМ "Заочное образование". Проектирование структуры базы данных.
курсовая работа [170,7 K], добавлен 18.05.2011Человеко-машинный интерфейс. Текстовый и смешанный (псевдографический) интерфейсы. Применение человеко-машинного интерфейса в промышленности. Программные средства для разработки человеко-машинного интерфейса. Среда разработки мнемосхем GraphworX32.
дипломная работа [5,3 M], добавлен 19.03.2010
