Проектирование автоматизированной системы управления насосными агрегатами ДНС Покамасовского месторождения

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА

Кафедра Кибернетических систем

специальность 220201 «Управление и информатика в технических системах»

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к дипломному проекту на тему: «Проектирование автоматизированной системы управления насосными агрегатами ДНС Покамасовского месторождения»

  Дипломник                          гр. УИТСз-04-1, Паневина И. П.

  Руководитель                                     ассистент каф. КС Шелест А. А.

  Консультанты:                                        к.б.н., доцент каф. ПромЭко

                                                               Булгакова Е. В.

                                                              к. э. н., доцент каф. ЭкУП 

Вейнбендер Т. Л.

          Работа к защите допущена:

              Нормоконтроль:    ____________ д.т.н., доцент каф. КС Пиндак А.В.

          Зав. кафедрой КС:                                д.т.н., проф. Кузяков О.Н.

          Дата защиты _________                                    Оценка___________

Тюмень 2010

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА

Кафедра Кибернетических систем

Ответственный за выпуск специальности УИТС,

д.т.н., проф. Кузяков О.Н.

__________________________________

«______»_____________________2010 г.

Задание на дипломное проектирование

Студентке Паневиной И. П._____________________________________________

1. Тема проекта утверждена приказом по университету от

«29» марта 2010 г.   № 109/102-а

Проектирование автоматизированной системы управления насосными агрегатами ДНС Покамасовского месторождения_______________________________________

2. Срок сдачи студентом законченного проекта «2»  июня 2010 г.

3. Исходные данные к проекту

Технологический регламент ДНС Покамасовского месторождения__

4. Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов)

Характеристика автоматизированной системы управления__________________

Разработка автоматизированной системы управления ______________________

Оценка экономической эффективности проекта____________________________

Оценка безопасности и экологичности проекта____________________________

5. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей)

______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

8

6. Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проекта) ______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Экономический раздел      ________________ Вейнбендер Т. Л., к.э.н., доцент каф. ЭкУП

Задание: оценить экономическую эффективность проекта___________________

____________________________________________________________________

Безопасность

жизнедеятельности             _____________ Булгакова Е. В., к.б.н., доцент каф. ПромЭко

Задание: оценить безопасность и экологичность проекта____________________

____________________________________________________________________

Дата выдачи задания "29" марта 2010г.

                                          Руководитель  __________________      (Шелест А. А.)

Задание принял к исполнению "29" марта 2010 г.

(подпись студента)
 

8

Реферат

Пояснительная записка содержит 80 страниц машинописного текста, 26 таблиц, 13 рисунков, список использованных источников – 19 наименований, 4 приложения.

АВТОМАТИЗАЦИЯ, НАСОСНЫЙ АГРЕГАТ, ИЗМЕРЕНИЕ, РЕГУЛИРОВАНИЕ, УПРАВЛЕНИЕ, УРОВЕНЬ, ДАВЛЕНИЕ, ТЕМПЕРАТУРА, КОНТРОЛЛЕР, ДАТЧИК, ЭКРАН ОПЕРАТОРОВ, TRACE MODE.

Объектом исследования является насосные станции ДНС Покамасовского месторождения.

Цель проекта – разработка проекта автоматизации насосных агрегатов.

Разработан проект управления насосными агрегатами, включающий в себя:

–     выбор аппаратных средств;

–     выбор средства разработки человеко-машинного интерфейса;

–     создание программного обеспечения в пакете Trace Mode 6.06.3;

–     расчет надежности измерительного канала системы;

–     оценку экономической эффективности проекта;

–     оценку безопасности и экологичности проекта.

Область применения внедрение проекта возможно в ДНС Покамасовского месторождения.

Содержание

Введение

1              Характеристика автоматизированной системы управления

1.1              Характеристика объекта управления

1.2              Назначение АСУ

2              Проектирование автоматизированной системы управления

2.1              Структура системы

2.2              Комплекс технических средств нижнего уровня

2.2.1              Выбор средства измерения давления

2.2.2              Выбор средства измерения температуры подшипников

2.2.3              Выбор средства измерения температуры помещений

2.2.4              Выбор датчиков вибрации

2.2.5              Выбор сигнализатора загазованности

2.3              Средство управления и сбора данных

2.3.1              Функции контроллерных средств

2.3.2              Выбор контроллера

2.3.3              Выбор конфигурации контроллера

2.4              Разработка  алгоритмов  работы  автоматизированной  системы управления

2.4.1              Описание логики алгоритма контроля параметров и управления насоса внешней откачки нефти БН-1/1

2.4.2              Описание логики алгоритма контроля и управления насоса подтоварной воды  Н-4/1

2.4.3              Описание логики алгоритма управления аварийной сигнализацией блочных помещений

2.4.4              Описание логики алгоритма контроля параметров и управления вытяжным вентилятором

2.5              Программное обеспечение автоматизированного рабочего места

2.5.1              Выбор средства разработки

2.5.2              Разработка экранов             

2.6              Расчет надежности измерительных каналов системы

2.6.1              Канал измерения давления

2.6.2              Канал измерения температуры подшипников

3              Комплексная оценка экономической эффективности

3.1              Расчет стоимости машино-часа ЭВМ

3.2              Расчет затрат на разработку проекта системы

3.3              Расчет затрат на разработку программного обеспечения

3.4              Затраты на изготовление, внедрение и отладку системы

3.5              Расчет экономии эксплуатационных затрат

3.6              Выводы по разделу

4              Безопасность и экологичность проекта

4.1.1              Микроклимат

4.1.2              Освещение

4.1.3              Шум и вибрации

4.1.4              Электробезопасность, молниезащита и защита от статического электричества

4.1.5              Пожаровзрывобезопасность

4.2              Экологичность проекта

4.3              Чрезвычайные ситуации

4.3.1              Характерные чрезвычайные ситуации для региона

4.3.2              Перечень возможных чрезвычайных ситуаций в насосной станции

4.3.3              Расчет параметров ударной волны

4.3.4              Действия при ЧС

4.4              Выводы

Заключение

Список использованных источников

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Приложение Г

Введение

В последние 10-15 лет на предприятиях нефтяной и газовой промышленности происходят значительные изменения. О том, что технологические процессы в нефтегазовой отрасли не могут быть реализованы без автоматизации, известно всем и давно. Действительно, нужно измерять, контролировать основные технологические параметры процессов, следить за их отклонениями. Нужно иметь возможность дистанционно (из диспетчерского пункта) включать и отключать отдельные агрегаты, открывать и закрывать задвижки; обеспечивать режимы работы установок путём поддержания наиболее важных параметров на заранее рассчитанных значениях.

Реализация этих и многих других функций систем автоматизации значительно видоизменилась в результате бурного внедрения в промышленности микропроцессоров, персональных компьютеров и прикладного программного обеспечения.

Удешевление микропроцессорных устройств и расширение их функций сделало возможным построение так называемых «интеллектуальных датчиков», которые вычисляют значения косвенных параметров на основе прямых измерений по запрограммированным формулам, показывают значения измеряемых параметров на жидкокристаллических индикаторах, преобразуют измеряемый параметр в стандартный унифицированный сигнал для его передачи по каналам связи. Появились новые средства измерительной техники, такие как ультразвуковые, электромагнитные и кориолисовы расходомеры, радарные и ультразвуковые уровнемеры и т.п.

Существенным этапом в развитии систем автоматизации стало появление программируемых логических контроллеров. И если назначение первых ПЛК сводилось, в основ ном, к реализации функций «включить-отключить» на основе логических выражений, то в дальнейшем в ПЛК появились модули автоматического регулирования, реализующие стандартные законы регулирования. С учётом расширяющихся возможностей программирования современных ПЛК и так называемых «управляющих процессов» стало возможным создание сложных многоконтурных систем управления, теория которых была известна давно, но техническая реализация не вызывала энтузиазма из-за отсутствия технических средств.

Естественно, при появлении новой техники возникли трудности с её освоением. Нужно было суметь «запрограммировать» ПЛК в соответствии с разработанными алгоритмами. Решение было найдено в разработке специальных методов программирования, понятных широкой массе специалистов по автоматизации.

При всём многообразии новых технических средств автоматизации оператор по добыче нефти и газа наиболее тесно взаимодействует с современными пультами (панелями, станциями) управления, на мониторах которых отображаются мнемосхемы технологических процессов с указанием значений наиболее важных технологических параметров и сопровождением системами сигнализации, блокировок и защит. Создают такие экранные формы с помощью специальных программ пакетов операторского интерфейса. Каждый такой пакет состоит из двух частей: среды разработки, с помощью которой специалисты по автоматизации создают систему управления, и среды исполнения, в которой работает оператор по добыче нефти и газа. Оператор имеет возможность вмешиваться в ход технологического процесса в рамках своей ответственности в соответствии с действующими регламентами и инструкциями [1].

1     Характеристика автоматизированной системы управления

1.1        Характеристика объекта управления

Автоматизации подлежат следующие объекты:

–     насосные блоки внешней откачки БН-1/1 и БН-1/2;

–     насосная подтоварной воды (НПВ) Н-4.

Насосы внешней откачки предназначены для транспортировки нефти в напорный нефтепровод ЦППН НГДУ. На вход поступает нефть с буферной емкости. С выхода насосного блока нефть поступает в узел учета нефти.

НПВ предназначена для транспортировки воды в КНС Покамасовского месторождения. На вход поступает вода с резервуаров.

В состав НПВ входят 3 насоса ЦНС 60х198, из которых один рабочий, остальные резервные.

В помещениях насосных агрегатов установлены вытяжные вентиляторы, которые включаются при высокой загазованности в помещении [2].

1.2        Назначение АСУ

Система предназначена для выполнения следующих функций:

а)   местного контроля давления на приеме и выкиде насосных агрегатов;

б)   дистанционной индикации:

1)       давления на приеме и выкиде насосных агрегатов;

2)       температуры подшипников двигателей и насосных агрегатов;

3)       состояния вытяжных вентиляторов в помещениях насосных;

4)       состояния насосных агрегатов.

в)   аварийной сигнализации:

1)       пожара в насосных станциях;

2)       превышения 1-го и 2-го порога загазованности около насосных агрегатов;

3)       превышения виброскорости подшипников насосных агрегатов и двигателей.

г)   дистанционного управления:

1)       насосными агрегатами;

2)       вытяжными вентиляторами в насосных станциях.

д)   сохранения полученной информации в архивах;

е)   представления текущих и накопленных данных в виде графиков.

2     Проектирование автоматизированной системы управления

2.1        Структура системы

Структура системы логически разделена на три уровня:

–     нижний уровень - уровень датчиков и исполнительных механизмов;

–     средний уровень - уровень программируемых логических контроллеров (ПЛК);

–     верхний уровень - уровень программно-технических средств оперативного контроля и управления ТП.

Структура системы представлена на рисунке 1.

Рисунок 1                     

2.2        Комплекс технических средств нижнего уровня

2.2.1      Выбор средства измерения давления

Для измерения давления проведем сравнительный анализ следующих датчиков:

–     JUMO 404753;

–     EJX430A;

–     Метран 150.

Преобразователь давления JUMO тип 404753 предназначен для измерения давления неагрессивных и агрессивных газов, паров, жидкостей и пыли. Прибор работает по пьезорезистивному принципу измерений.

Выходной сигнал представляет собой сигнал постоянного тока, прямопропорциональный входному давлению.

Измерительный преобразователь давления тип 404753 удовлетворяет требованиям для взрывозащищенного оборудования группы II категорий 1/2 G/D для применения

–     во взрывоопасных зонах 1 и 2, где взрывоопасность атмосферы обуславливается наличием горючих газов или паров ЛВЖ (Gas);

–     во взрывоопасных зонах 20, 21 и 22, где взрывоопасность атмосферы обуславливается наличием горючих пылей или волокон (Dust).

Подключение к процессу (штуцер для отбора давления) допускается монтировать в зоне 0.

Взрывобезопасность II 1/2 GD   EEx ia IIC T4…T6 Т/Та(T4) ≤ 95 °C; (T5)≤ 85 °C; (T6) ≤ 70 °C IP 65

Номинальные условия эксплуатации согласно DIN 16 086 и DIN IEC 770/5.3

Диапазон измерений 0-60МПа.

Давление разрыва 10-кратный верхний предел измерений, макс. 2000 бар.

Материал деталей, соприкасающихся с измеряемой средой:

–     серийно нерж. сталь № 1.4436, 1.4571;

–     при диапазонах ≥ 60 бар нерж. сталь № 1.4571, 1.4542;

–     для опции 406 (исполнение зонд уровня) материал кабеля PE (полиэтилен).

Выходной сигнал 4… 20 мА, двухпроводной.

Дрейф нуля ≤ 0,3 % от конечного значения

Температурный гистерезис

–     для диапазонов измерения ≤ 600 мбар: ≤ ± 1 % от кон. знач.;

–     для диапазонов измерения > 600 мбар: ≤ ± 0,5 % от кон. знач.

Влияние температуры окружающей среды

Для диапазонов 250 и 400 мбар:

–     нулевая точка: ≤ 0,03 %/К норма,≤ 0,05 %/К макс.

–     диапазон измерений: ≤ 0,02 %/К норма, ≤ 0,04 %/К макс.

Для диапазонов от 600 мбар:

–     нулевая точка: ≤ 0,02 %/К норма, ≤ 0,04 %/К макс.

–     диапазон измерений: ≤ 0,02 %/К норма, ≤ 0,04 %/К макс.

Отклонение характеристики ≤ 0,5 % от конечного значения (при установке граничной точки).

Гистерезис ≤ 0,1 % от конечного значения.

Нестабильность за год ≤ 0,5 % от конечного значения

Напряжение питания DC 11... 28 B (из искробезопасной цепи).

Остаточная пульсация:

–     пики напряжения не должны быть меньше или больше приведенных выше знаний;

–     макс. потребляемый ток 45 мА (при DC 24 В).

Влияние напряжения питания ≤ 0,03 % от конечного значения.

Допустимая температура окружающей среды 40… +85 °C.

Температура хранения 40… +85 °C.

Допустимая температура измеряемой среды 40… +85 °C (40… +200 °C при расширении типа 0004).

Результаты сравнения сведены в таблицу 1.

Таблица 1                    – Таблица сравнения датчиков давления

Выбираем средство измерения давления Метран 150, так как оно имеет самую низкую цену.

Для измерение избыточного давления будем использовать Метран 150CG.

2.2.2      Выбор средства измерения температуры подшипников

Для измерения температуры проведем сравнительный анализ следующих датчиков:

–     ТСП Метран-246;

–     JUMO 90.1109;

–     Sitrans T 7MC-1DB.

Результаты сравнения сведены в таблицу 2.

Таблица 2                    – Таблица сравнения датчиков температуры

Для измерения температуры подшипников выбираем ТСП Метран-246, поскольку он обладает самой низкой стоимостью.

2.2.3      Выбор средства измерения температуры помещений

Произведем сравнительный анализ датчиков нескольких фирм. Характеристики представлены в таблице 3.

Таблица 3                    – Характеристики датчиков измерения температуры.

Как видно из таблицы ТХАУ Метран-271 имеет самую низкую стоимость, поэтому выбираем его в качестве датчика измерения температуры насосных помещений.

2.2.4      Выбор датчиков вибрации

Произведем сравнительный анализ датчиков вибрации нескольких фирм. Характеристики представлены в таблице 4.

Таблица 4                    Характеристики датчиков измерения вибрации.

Выбираем датчик ДВСТ-1, так как это средство измерения имеет самую низкую цену.

2.2.5      Выбор сигнализатора загазованности

При выборе комплекта стационарного сигнализатора обращают внимание на требования заказчика. Если нет определенных пожеланий, обычно применяют датчики загазованности СТМ-10. Преимущество этих датчиков определено большим сроком эксплуатации, невысокой ценой.

Сравнение датчиков загазованности приведены в таблице 5.

Таблица 5                    - Основные характеристика сигнализаторов загазованности

В качестве сигнализатора загазованности выбираем СТМ-10.

2.3        Средство управления и сбора данных

2.3.1      Функции контроллерных средств

В настоящее время микропроцессорная техника внедряется во все сферы деятельности человека. И современную автоматизацию трудно представить без участия в ней микропроцессорных средств. Взять хотя бы компьютер, знакомый всем со школьной скамьи. А ведь этот самый компьютер - одно из важнейших программно-технических средств автоматизации.

Есть еще одно микропроцессорное устройство, хорошо известное в кругу специалистов по автоматизации, - контроллер. Как и компьютер, контроллер - обязательный компонент любой современной системы управления.

Контроллер получил свое название от слова control - управление. Уже из названия становится понятным, что основное на­значение этого устройства - управление. Первая основная область применения контроллеров (80-е годы прошлого столетия) - дискретные системы управления, в основу функционирования которых положена логика. Так появилось название этих устройств, сохранившееся до настоящего времени - программируемые логические контроллеры (ПЛК).

Следует отметить, что современные ПЛК далеко ушли в своем развитии от ранних представителей этого класса технических средств автоматизации. За последние 8-10 лет существенно рас­ширились их функции и вычислительные возможности. Сегодня ПЛК способны решать задачи по управлению сложными объектами как в непрерывных, так и в дискретных производствах.

В иерархии уровней АСУТП (автоматизированной системы управления технологическими процессами) ПЛК занимают определенный уровень - первый или нижний.

На их основе строятся системы автоматического управления (САУ) отдельными аппаратами, установками или блоками технологического процесса. Функционирование САУ происходит без постоянного присутствия обслуживающего персонала в автоматическом режиме по алгоритмам и программам, созданным на стадии проектирования системы управления (прикладное ПО - программное обеспечение).

Объект управления в этой иерархии представлен измерительными преобразователями (ИП) различных технологических параметров - давления, уровня, температуры, расхода и т.д., а также исполнительными устройствами (ИУ) - регулирующими клапанами, кранами, задвижками. С помощью этих технических средств САУ осуществляют сбор данных, характеризующих со­стояние объекта, и реализуют управляющие воздействия на объект в целях обеспечения заданных (экономически целесообразных) режимов его функционирования.

Уровень оперативно-производственной службы (ОПС) - в дальнейшем изложении материала второй или верхний уровень АСУТП - реализует оперативное и режимное управление технологическим процессом. Основные составляющие этого уровня - оперативный персонал (операторы, диспетчеры, специалисты) и  программно-технические средства. К их числу, прежде всего, относятся компьютеры, на базе которых создаются автоматизированные рабочие места (АРМ) операторов и специалистов, и серверы баз данных, в основу функционирования которых положено прикладное ПО. Присутствие оперативного персонала на этом уровне и определило само название системы - АСУТП (автоматизированная система управления технологическим процессом). Понятие «автоматизированная» по определению предполагает участие человека в управлении. Таким образом, АСУТП - это человеко-машинная система.

В небольших системах управления локальные ПЛК могут напрямую по сети взаимодействовать с сервером и АРМ (без интерфейсного контроллера). Но имеется достаточно большое число проектов АСУТП, предусматривающих в своей структуре интерфейсные контроллеры (концентраторы).

В зависимости от задач, решаемых системой управления, контроллеры способны выполнять широкий набор функций. К основным (базовым) функциям локальных контроллеров относятся:

–     сбор и первичная обработка информации о параметрах технологического процесса и состоянии оборудования;

–     хранение технологической и вспомогательной информации;

–     автоматическая обработка технологической информации;

–     формирование управляющих воздействий - дискретное управление и регулирование;

–     исполнение команд с пункта управления;

–     самодиагностика контроллера;

–     обмен информацией с верхним уровнем управления.

Функция «Сбор и первичная обработка информации» подразумевает:

–     циклический опрос устройств связи с объектом (УСО);

–     аналогово-цифровое преобразование сигналов;

–     первичную обработку сигналов для компенсации воздействия помех (фильтрация сигналов);

–     определение достоверности информации по отклонениям сигналов датчиков за пределы измерительного диапазона.

Функция «Хранение технологической и вспомогательной ин­формации» обеспечивает запись и хранение в памяти контроллера технологических данных и данных, обеспечивающих заданный режим работы технологического оборудования. Данная функция также обеспечивает сохранность информации при отказах технических средств или питания.

Реализация функции «Автоматическая обработка технологи­ческой информации, формирование управляющих воздействий» предполагает дискретное управление в соответствии с алгоритмами управления, разработанными на этапе проектирования сис­темы, и регулирование (стабилизация технологических параметров на заданном уровне) по стандартным (П, ПИ, ПИД) или специализированным алгоритмам.

Функция «Исполнение команд с пункта управления» обеспечивает возможность вмешательства оперативного персонала в автоматическое ведение технологического процесса. При этом оперативный персонал может осуществлять пуск, отключение, переключение технологического оборудования, а также выполнять режимное управление процессом - задавать уставки регулирования, уровни срабатывания блокировок, сигнализаций, алгоритмов автоматического ввода резервного оборудования и др.

Функция «Самодиагностика контроллера» включает в себя проверку работоспособности как технических, так и программных средств контроллера с оповещением оперативного персонала.

Функция «Обмен информацией» является одной из важнейших функций контроллера. Эта функция осуществляется в автоматическом режиме и реализуется специализированными средствами контроллера с использованием протоколов приема/передачи данных.

2.3.2      Выбор контроллера

Для реализации среднего уровня сравним следующие контроллеры:

–     I-8810;

–     Simatic S7-300;

–     CompactLogix.

Для выбора контроллерного средства составим таблицу сравнения.

Таблица 6                    Сравнительная таблица контроллерных средств

Контроллер фирмы ICPDAS имеет самую низкую стоимость, потому выбираем контроллер I-8810.

2.3.3      Выбор конфигурации контроллера

В системе производится ввод и вывод следующих сигналов:

–     аналоговых входных сигналов – 53 (из них 20 сигналов термосопротивлений);

–     дискретных входных сигналов – 17;

–     дискретных выходных сигналов – 26.

Для опроса 20 сигналов термосопротивлений необходимо 3 8-канальных модуля I-87015.

Для   опроса   33   аналоговых  сигналов с учетом запаса необходимо 2 16-канальных модуля I-8017HS и один 8-канальный модуль I-8017H.

Для опроса 17 дискретных сигналов с учетом запаса необходим один 32-канальный модуль I-8040.

Для формирования 26 дискретных сигналов с учетом запаса необходим один 32-канальный модуль I-8041.

Количество резервных входов/выходов представлено в таблице 9.

Таблица 7                    – Количество резервных входов/выходов

Для питания контроллера и модулей необходим внешний блок питания.

Контроллер потребляет 5,1 Вт. Встроенный источник питания потребляет 20 Вт. Необходим источник питания с выходной мощностью более 25.1 Вт. Поэтому выбираем блок питания ACE-540A той же фирмы с выходной мощностью 48 Вт. Характеристики блока питания представлены в таблице 8.

Таблица 8                    Технические характеристики блока питания ACE-540A

В итоге получилась следующая конфигурация контроллера:

–     3 7-канальных модуля ввода сигналов термосопротивления I-87015

–     2 16-канальных модуля аналогового ввода I-8017HS;

–     1 8-канальный модуль аналогового ввода I-8017H;

–     1 32-канальный модуль дискретного ввода I-8040;

–     1 32-канальный модуль дискретного вывода I-8041.

2.4        Разработка алгоритмов работы автоматизированной системы управления

2.4.1      Описание логики алгоритма контроля параметров и управления насоса внешней откачки нефти БН-1/1

Программа контроля и управления измерительной аппаратурой насоса БН-1/1  начинается с запроса изменения уставок управления. Оператор производит перенастройку параметров управления с АРМ оператора.

Программа контроля и управления включает в себя блок технологических защит, блок блокировок, блок управления и блок индикации.

Блок технологических защит включает в себя контроль пожара, 2-го порога загазованности, вибрации подшипников, давления на приеме и выкиде насоса, температуры подшипников насоса и двигателя. При выходе какого-либо параметра за границы уставок производится останов насоса БН-1/1 и установка флага «Авария БН-1/1».

Блок блокировок включает в себя контроль 1-го порога загазованности, температуры подшипников насоса и двигателя. При выходе параметров за границы уставок производится блокировка повторного пуска насоса БН-1/1.

Блок управления включает в себя алгоритм управления насоса, в зависимости от режима его работы. Алгоритм управления насоса начинается с опроса флага          «Авария БН-1/1».  Если флаг установлен, то выдается команда «Нет готовности к пуску» и блок контроля на этом заканчивается. В противном случае производится опрос флага «Блокировка пуска». Если флаг установлен, то команда «Готовность к пуску» не выдается. При снятом флаге «Блокировка пуска» и рабочем давлении на приеме насоса выдается команда «Готовность пуска».

При нажатой дистанционной кнопке «Стоп» на АРМе оператора производится останов насосного агрегата БН-1/1. При нажатой по месту кнопке «Стоп» на АРМе оператора также производится останов насосного агрегата БН-1/1.

Пуск насоса возможен только по месту при наличии разрешающего сигнала «Готовность к пуску», который генерирует система автоматики.

Блок индикации включает в себя контроль ВАП, НАП, ВПП, НПП технологических параметров насосного агрегата БН-1/1.

Алгоритм контроля параметров и управления технологическим оборудованием насоса БН-1/1 (аналогично БН-1/2) представлен в приложении В.

2.4.2      Описание логики алгоритма контроля и управления насоса подтоварной воды  Н-4/1

Программа контроля и управления измерительной аппаратурой насоса Н-4/1  начинается с запроса изменения уставок управления. Оператор производит перенастройку параметров управления с АРМ оператора.

Программа контроля и управления включает в себя блок технологических защит, блок блокировок, блок управления и блок индикации.

Блок технологических защит включает в себя контроль пожара, температур подшипников насоса и двигателя, вибрации подшипников, давления на приеме и выкиде насоса. При выходе какого-либо параметра за границы уставок производится останов насоса Н-4/1 и установка флага «Авария Н-4/1»

Блок блокировок включает в себя контроль температур подшипников насоса и двигателя. При выходе какого-либо параметра за границы уставок производится блокировка повторного пуска насоса Н-4/1.

Блок управления включает в себя алгоритм управления насоса, в зависимости от режима его работы. Алгоритм управления насоса начинается с опроса флага          «Авария Н-4/1».  Если флаг установлен, то выдается команда «Нет готовности к пуску» и блок контроля на этом заканчивается. В противном случае производится опрос флага «Блокировка пуска». Если флаг установлен, то команда «Готовность к пуску» не выдается. При снятом флаге «Блокировка пуска» и рабочем давлении на приеме насоса, выдается команда «Готовность пуска».

При нажатой дистанционной кнопке «Стоп» на АРМе оператора производится останов насосного агрегата Н-4/1.

Пуск насоса возможен только по месту при наличии разрешающего сигнала «Готовность к пуску», который генерирует система автоматики.

Блок индикации включает в себя контроль ВАП, НАП, ВПП, НПП технологических параметров насосного агрегата Н-4/1.

Все события и параметры технологического процесса фиксируются в базе данных, которые  затем можно просмотреть в журнале событий и тревог и графиках технологических параметров, за любой промежуток времени.

Алгоритм контроля параметров и управления технологическим оборудованием насоса Н-4/1 (аналогично для Н-4/2, Н-4/3) представлен в приложении В.

2.4.3      Описание логики алгоритма управления аварийной сигнализацией блочных помещений

Программа контроля и управления аварийной сигнализацией начинается с контроля загазованности в помещении. При возникновении сигнала о загазованности 1 ступени выдается команда на включение световой сигнализации.

При возникновении сигнала о загазованности 2 ступени выдается команда на включение световой сигнализации загазованности 2 ступени.

Затем производится контроль наличия пожара в помещении. При возникновении сигнала о пожаре выдается команда на включение световой и звуковой сигнализации пожара. Звуковой сигнал непрерывный.

Съем сигнализации осуществляется кнопкой «Съем сигнализации».

Алгоритм управления аварийной сигнализацией блочных помещений представлен в приложении В.

2.4.4      Описание логики алгоритма контроля параметров и управления вытяжным вентилятором

Управление вытяжным вентилятором (ВВ) осуществляется в двух режимах:

–     автоматическом;

–     местном.

На верхнем уровне АРМ оператора должны отображаться следующие состояния вентилятора:

–     включен;

–     выключен;

–     неисправность – не включился;

–     неисправность – не выключился.

В начале работы алгоритма происходит опрос входов контроллера на наличие сигналов загазованности и пожара в блоке.

В местном режиме управления включение и выключение вентилятора происходит кнопкой по месту.

ВВ автоматически включается при поступлении на контроллер сигнала о загазованности I ступени, и выключается при загазованности II ступени и сигналу о пожаре независимо от режима управления.

Если после подачи команды на включение ВВ в местном или в автоматическом режиме, вентилятор не включился, то  выставляется флаг «Неисправность – не включился». После подтверждения этого события оператором, этот флаг должен сниматься.

Если после подачи команды на выключение ВВ в местном или в автоматическом режиме, вентилятор не выключился, то  выставляется флаг «Неисправность – не выключился». После подтверждения этого события оператором, этот флаг должен сниматься.

Алгоритм управления ВВ представлен в приложении В.

2.5        Программное обеспечение автоматизированного рабочего места

2.5.1      Выбор средства разработки

Для разработки программного обеспечения автоматизированного рабочего места рассмотрим следующие программные продукты:

–     Trace Mode 6.06.3;

–     InTouch 9.5;

–     CitectSCADA 7.1.

TRACE MODE® 6 состоит из инструментальной системы (интегрированной среды разработки) и из набора исполнительных модулей.

С помощью исполнительных модулей TRACE MODE® проект АСУ запускается на исполнение в реальном времени. TRACE MODE позволяет создавать проект сразу для нескольких исполнительных модулей - узлов проекта.

Инструментальная система  включает полный набор средств разработки АСУТП, а именно средства создания:

–     операторского интерфейса (SCADA/HMI);

–     распределенных систем управления (РСУ);

–     промышленной базы данных реального времени;

–     программ для промышленных контроллеров (SOFTLOGIC), а также средства управления бизнес-процессами производства (АСУП):

–     систем управления основными фондами и техническим обслуживанием оборудования (EAM);

–     систем управления персоналом (HRM);

–     систем управления производством (MES).

Исполнительные модули для АСУТП и АСУП различаются. Модули для АСУТП (класс SOFTLOGIC и SCADA/HMI) входят в комплекс TRACE MODE®, а исполнительные модули для АСУП (класс EAM, HRM, MES) - в комплекс T-FACTORY.exe™.

Вместе TRACE MODE® и T-FACTORY™ дают решения для комплексного управления в реальном времени технологическими процессами и производственным бизнесом, образуя интегрированную платформу для управления производством.

TRACE MODE® 6 удобна и проста в использовании. Тем не менее, архитектура системы позволяет создавать крупные АСУ корпоративного уровня с десятками  тысяч сигналов .

Основные характеристики Trace Mode 6.06.3:

–     поддержка 2197 контроллеров, УС О  и плат ввода-вывода;

–     более 1000 графических изображений;

–     более 150 алгоритмов обработки данных и управления;

–     поддержка управления нечеткой логики;

–     высокая надежность;

–     многоплатформенность.

Среди специальных технологий и особенностей, повышающих производительность труда разработчиков:

–     принцип автопостроения проекта;

–     единая база данных распределенного проекта;

–     богатые библиотеки драйверов, алгоритмов и графических объектов;

–     мощные средства отладки;

–     встроенная система горячего резервирования;

–     собственный генератор отчетов;

–     промышленная база данных реального времени SIAD/SQL 6.

Технология интегрированной разработки АСУ ТП объединяет программирование как операторского интерфейса, так и промышленных контроллеров.

Инструментальная система состоит из следующих редакторов:

–     редактор базы каналов;

–     редактор представления данных (РПД);

–     редактор шаблонов.

Редактор базы каналов необходим для разработки структуры проекта, а также включает математические основы обработки данных и управления (распределенная база реального времени):

–     описываются конфигурации всех  рабочих станций, УСО, контроллеров;

–     настраиваются информационные потоки между ними;

–     описываются входные, выходные сигналы, их связь с устройствами сбора данных и управления;

–     настраиваются законы первичной обработки данных, технологические границы;

–     осуществляется настройка архивирования и сетевого обмена  и т.д.

Редактор представления данных предназначен для разработки графической составляющей проекта:

–     создание статических рисунков технологического процесса;

–     динамические формы отображения и управления накладываются на статику.

Редактор шаблонов используется для разработки шаблонов документов. Кроме того, в интегрированную среду разработки TRACE MODE® 6 встроены:

–     редактор программ;

–     построитель связей с СУБД;

–     редактор паспортов оборудования (EAM);

–     редактор персонала (HRM);

–     редактор материальных ресурсов (MES).

InTouch – это пакет мощных и гибких средств разработки операторских интерфейсов для создания АСУ ТП дискретных и непрерывных производств, распределенных систем управления, диспетчерского управления и сбора данных (SCADA) и других областей промышленного применения. InTouch - самый популярный в мире HMI-пакет. Он позволяет следить за работой предприятия, наблюдая за процессами, графически отображенными на экранах в реальном масштабе  времени.

Применение программной среды InTouch 9.5 фирмы Wonderware позволяет решать следующие основные задачи:

–     сбор сигналов, определяющих состояние производственного процесса в текущий момент времени (температура, давление, положение и т.д.) с промышленной аппаратуры (контроллеры, датчики и т.д.);

–     графическое отображение собранных данных на экране компьютера в удобной для оператора форме (на мнемосхемах, индикаторах, сигнальных устройствах, в виде текстовых сообщений и т.д.);

–     автоматический мониторинг за состоянием контролируемых параметров, генерация сигналов тревоги, выдача сообщений оператору в графической и текстовой форме в случае выхода значений параметров за пределы заданного диапазона;

–     контроль действий оператора путем регистрации его в системе с помощью имени и пароля, и назначения ему определенных прав доступа, ограничивающих возможности оператора (если это необходимо) по управлению производственным процессом;

–     вывод (автоматически или по команде оператора) управляющих воздействий посредством промышленных контроллеров на исполнительные механизмы для регулировки непрерывных или дискретных процессов, подача сообщений персоналу на информационное табло;

–     автоматическое ведение журналов событий и аварийных сообщений, в которых регистрируется изменение контролируемых параметров и наступление аварийных ситуаций;

–     создание отчетных документов.

WindowMaker – это программная среда разработки, в которой для создания диалоговых окон используется объектно-ориентированная графика. В среде разработки создаются мнемосхемы, определяются и привязываются к аппаратным средствам входные и выходные сигналы и параметры, разрабатываются алгоритмы визуализации, назначаются права пользователей ПО АСУ ТП.

Разработанное ПО функционирует в среде исполнения InTouch 9.5 WindowViewer. WindowViewer осуществляет регистрацию пользователей и создание необходимых отчетов по контролируемым параметрам устройств ТП и по аварийным сообщениям.

Ограниченный вариант WindowViewer – FactoryFocus предназначен только для просмотра выводимой технологической информации. FactoryFocus позволяет пользователю ПО АСУ ТП только наблюдать за ходом ТП в режиме реального времени. При этом пользователь не имеет права применить никакие управляющие воздействия на контролируемые устройства ТП.

Такое разграничение прав пользователей позволяет предотвратить несанкционированное изменение ПО, не определенное порядком работы АСУ ТП.

Основные свойства ПО АСУ ТП, выполненного в программной среде InTouch 9.5, следующие:

–     простота использования и неограниченные возможности для дальнейшей разработки ПО (любое число мнемосхем, неограниченная сложность алгоритмов и пр.);

–     использование стандартных протоколов обмена данными (DDE, OPC, TCP/IP и др.);

–     высокая скорость работы благодаря механизму, динамически регулирующему скорость опроса входных сигналов (опрос происходит только при изменении значения контролируемого параметра);

–     архитектура клиент-сервер для эффективной работы в сети;

–     база данных ведется только на сервере, нет необходимости копировать ее на клиентские станции;

–     открытость – можно добавлять и использовать готовые компоненты других фирм вследствие поддержки технологий ActiveX и OPC;

–     интеграция с другими программными пакетами фирмы Wonderware и простой обмен данными с популярными программными пакетами для операционной системы MS Windows XP Professional SP2 – Microsoft Excel, Microsoft Access, Microsoft Visual Basic и др.;

–     возможность создания библиотек алгоритмов;

–     многозадачный режим функционирования (многопоточное выполнение пользовательских алгоритмов);

–     возможность работы с 64000 сигналов и параметров (тэгов);

–     автоматический контроль качества сигналов, поступающих с датчиков и контроллеров;

–     средства сетевой разработки – обновление приложений на рабочих станциях происходит автоматически путем копирования изменений со станции разработки;

–     распределенная система отслеживания и регистрации аварийных ситуаций одновременно поддерживает множество серверов («провайдеров») аварийных ситуаций, что дает возможность операторам видеть информацию об авариях во многих удаленных местах синхронно.

Для сравнения средств разработки составим таблицу 9.

Таблица 9                    – Сравнительная таблица средств разработки

* - цена указана за 128 каналов. Средство разработки + исполнительный модуль.

Как видно из таблицы, каждый программный продукт имеет свои преимущества. Итоговая стоимость проекта, разработанного в Trace Mode, самая низкая. К тому же сама среда разработки существует в бесплатном варианте, что позволяет ознакомиться с возможностями пакета в полной мере. Поэтому для разработки программного обеспечение АРМ выбираем программный продукт Trace Mode 6.06.3.

2.5.2      Разработка экранов

Были разработаны следующие экраны:

–     главный экран;

–     экран насосных агрегатов;

–     экран трэндов.

На рисунке 2 изображен главный экран.

Рисунок 2                     

На данном экране отображается:

–     состояние насосных агрегатов;

–     состояние вытяжных вентиляторов;

–     температура в насосных помещениях.

Внизу экрана отображаются события.

С главного экрана можно перейти на экран отдельного насосного агрегата или экран трэндов.

При превышении одного из порогов загазованности в соответствующем помещении зажигается сигнал аварии, строка состояния окрашивается в красный цвет и выводится соответствующее сообщение, как показано на рисунке 3.

Рисунок 3                     

В случае пожара соответствующее помещение меняет цвет на красный, зажигается сигнал пожара, строка состояния окрашивается в красный цвет и выводится соответствующее сообщение, как показано на рисунке 4.

Рисунок 4                     

На рисунке 5 отображен экран насосного агрегата.

Рисунок 5                     

На экране отображены следующие параметры:

–     значения давлений на приеме и выкиде насосного агрегата;

–     состояние насосного агрегата;

–     температура подшипников насоса и двигателя.

С экрана насосного агрегата можно перейти на экран другого насосного агрегата, главный экран или экран трэндов.

Также предусмотрена возможность останова насосного агрегата при нажатии на кнопку «СТОП».

Также, как на главном экране, внизу отображаются события.

На рисунке 6 представлен экран трэндов.

Рисунок 6                     

На данном экране отображаются графики изменения температуры в насосных помещениях.

С экрана трэндов можно перейти на экран любого насосного агрегата или главный экран.

Внизу экрана отображаются события.

2.6        Расчет надежности измерительных каналов системы

2.6.1      Канал измерения давления

Для расчета показателей надежности рассмотрим структурную схему соединений элементов. Цепочка включает датчик давления Метран-150, модуль аналогового ввода I-8017H, контроллер I-8810 и источник питания ACE-540A.

Рисунок 7                    – Структурная схема соединений элементов

Характеристика элементов цепочки представлена в таблице 10.

Таблица 10                – Характеристика элементов

Интенсивность отказов всей цепочки вычисляется по формуле

где i – интенсивности отказов i – го модуля.

По данным таблицы 10 находим суммарную интенсивность отказов рассматриваемой цепочки:

Среднее время безотказной работы вычисляется по формуле

                                                                                    (2.1)

Используя полученную суммарную интенсивность отказов, по формуле (2.1) находим среднее время безотказной работы:

Рассчитаем вероятность безотказной работы цепочки по формуле

P(t)=e-λt

Получаем

Зависимость вероятности безотказной работы цепочки от времени представлена на рисунке 8.

Рисунок 8                     

С учетом полученных данных найдем вероятность безотказной работы через 5 лет:

2.6.2      Канал измерения температуры подшипников

Для расчета показателей надежности рассмотрим структурную схему соединений элементов. Цепочка включает датчик термосопротивления ТСП Метран-246, модуль ввода сигналов термосопротивления I-87015, контроллер I-8810 и источник питания ACE-540A.

Рисунок 9                    – Структурная схема соединений элементов

Характеристика элементов цепочки представлена в таблице 11.

Таблица 11                – Характеристика элементов

Интенсивность отказов всей цепочки вычисляется по формуле

где i – интенсивности отказов i – го модуля.

По данным таблицы 11 находим суммарную интенсивность отказов рассматриваемой цепочки:

Среднее время безотказной работы вычисляется по формуле

                                                                                    (2.1)

Используя полученную суммарную интенсивность отказов, по формуле (2.1) находим среднее время безотказной работы:

Рассчитаем вероятность безотказной работы цепочки по формуле

P(t)=e-λt

Получаем

Зависимость вероятности безотказной работы от времени представлена на рисунке 10.

Рисунок 10                 

С учетом полученных данных найдем вероятность безотказной работы через 5 лет:

3     Комплексная оценка экономической эффективности

3.1        Расчет стоимости машино-часа ЭВМ

Стоимость машино-часа ЭВМ рассчитывается по формуле

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

Тпол - годовой фонд работы ЭВМ, час.

Эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле

Sэкс =12Зо (1+Кд)(1+Кр)(1+Ксн)+А+Тр+Э+М+Нрэкс

где               Зо - месячная оплата труда обслуживающего персонала, р.;

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

Тр - затраты на ремонт, р/год;

Э - затраты на электроэнергию, р/год;

М - затраты на материалы, р.;

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

Затраты амортизацию вычисляются по формуле

А = Кэвм Нэвм

где               Кэвм - балансовая стоимость ЭВМ, р.; Нэвм - норма амортизационных отчислений от стоимости ЭВМ, доли ед.

Затраты на ремонт вычислим по формуле

Тр = Кэвм  Ктрэвм

где Ктрэвм - коэффициент, учитывающий затраты на ремонт ЭВМ.

Данные для расчета стоимости машино-часа ЭВМ приведены в таблице 12.

Таблица 12                - Данные для расчета стоимости машино-часа ЭВМ

Подставив данные из таблицы 12 получаем затраты на амортизацию (А) и затраты на ремонт (Тр)  соответственно.

А = 30000  0,2 = 6000 руб.

Тр = 30000  0,05 = 1500 руб.

Затраты на электроэнергию, потребляемую ЭВМ за год эксплуатации определяем по формуле

Э = Ц  Тпол  N  Км

где               Ц - цена за один кВт/ч электроэнергии, р.; N - потребляемая мощность, кВт ; Тпол - годовой фонд работы ЭВМ, час.

Подставив данные из таблицы 12 получаем затраты на электроэнергию (Э).

Э = 1,2  2044  0,4= 981 руб.

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

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

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

Подставив данные из таблицы 12 в формулу получим Нрэкс.

Нрэкс = 12  300  (1 + 0,5)  (1 + 0,7)  0,15 = 1377 руб.

Sэкс =12300(1+0,5)(1+0,7)(1+0,26)+6000+1500+981+500+1377=21925 руб.

Вычислим стоимость одного машино-часа (Смч).

Смч = 21925 руб/2044 ч = 11 руб./ч.

3.2        Расчет затрат на разработку проекта системы

Затраты на разработку можно представить в виде

Краз = Зо  Траз  (1+Кд)  (1+Кр)  (1+Ксн)  (1+Кн.раз)+Смч Траз Кч

где               Зо - месячный оклад разработчика, р.;

Траз - трудоемкость разработки проекта и проектной документации, чмес.;

Кд, Кр - соответственно коэффициенты доплат к заработной плате и районный, доли ед.;

Ксн - коэффициент отчислений на социальные нужды, доли ед.;

Кнраз - коэффициент накладных расходов, доли ед;

Кч - коэффициент перевода единиц времени.

Данные для расчета единовременных затрат предприятия разработчика приведены в таблице 13.

Таблица 13                - Данные для расчета единовременных затрат предприятия разработчика

Краз=200001(1+0,5)(1+0,7)(1+0,26)(1+0,15)+111168= 75701 руб.

3.3        Расчет затрат на разработку программного обеспечения

Расчет затрат на разработку программного обеспечения проводится по формуле

Кпрог=Зо  Тпрог (1+Кд)(1+Кр)(1+Ксн)(1+Кн.прог) +Смч  Тпрог   Кч                             (3.1)

где                Зо  - месячный оклад программиста, тыс.р;

Тпрог – трудоемкость разработки программного обеспечения, ч/мес;

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

Cмч - стоимость машино-часа ЭВМ, р.;

Кч - коэффициент перевода единиц времени.

Вычислим капитальные затраты на разработку программного обеспечения Кпрог, по формуле (3.1) и исходных данных таблицы 13:

Кпрог=200000,5(1+0,5)(1+0,7)(1+0,26)(1+0,15) +110,5168=37850 руб.

3.4        Затраты на изготовление, внедрение и отладку системы

Затраты на основную заработную плату при изготовлении устройства равны:

L0 = ТмЗо(1+Кд) (1+Кр)(1+Ксн)

где               Зо - месячная зарплата изготовителя устройства, р.;

Тм - трудоемкость изготовления устройства, чел  мес.

L0=1  20000(1+0,5) (1+,0,7) (1+0,26)=46620 руб.,

Учитывая коэффициент транспортных затрат определим транспортные расходы  по формуле

Ртрп =Цоб  Ктрп

где               Ктрп - коэффициент, системы учитывающий транспортные расходы, доли ед.;

Цоб - сметная стоимость вводимой системы, руб.;

Для подсчета стоимости оборудования составим таблицу 14.

Таблица 14                - Смета затрат на материалы и покупные комплектующие изделия

Ртрп = 1100000 0,08= 88000 руб.

Стоимость монтажных и работ

Рм = Цоб  Км

где               Км  коэффициент, наладочных учитывающий стоимость монтажных и наладочных работ, доли ед.

Рм = 1100000 0,18 = 198000 руб.

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

Нризг = Тмон  Зраз  (1 + Кпр)  (1 + Кр)  Кнризг

Подставив данные получаем сумму накладных расходов

Нризг = 1  20000  (1 + 0.5)  (1 + 0.7)  0.15 = 7650 руб.

Полученные результаты заносим в таблицу 15 и находим общую сумму капитальных затрат на изготовление системы.

Таблица 15                Результирующая таблица для расчетов по статьям калькуляции

В итоге

К=Краз + Кпрог + Кизг = 75701+ 37850+ 1440270= 1553822 руб.

3.5        Расчет экономии эксплуатационных затрат

Годовые эксплуатационные затраты в условиях функционирования системы могут быть определены по формуле

С = Сэл + Срем + Са                                                                       (3.2)

где                 Сэл - затраты на электроэнергию, потребляемую системой, р.;

Cзп - зарплата обслуживающего персонала с начислениями, р.;

Cрем - затраты на ремонт, р.;

Cа  - затраты на амортизацию, р.

Исходные данные для расчета представлены в таблице 16.

Таблица 16                Исходные данные для расчета затрат на эксплуатацию

Расчет годовых затрат на электроэнергию производим по формуле

Cэл = N  Цэл  Тзад

где                N - мощность, потребляемая системой, кВт;

Цэл - стоимость одного кВтч электроэнергии, р.;

Тзад - годовой фонд работы системы при выполнении задачи, час.

Годовые затраты на электроэнергию действующего варианта системы:

Cэл = 1  1,2  8760= 10512 руб.

Текущие затраты на ремонт системы находим по формуле

где                Кобор - балансовая стоимость системы, р.;

Кпр  - норма отчислений на ремонт, %.

Cпр = 1100000  0,05 = 55000 руб.

Затраты на амортизацию оборудования находим по формуле

Cа = Кобор  На

где               Кобор - балансовая стоимость системы, р.;

На - норма амортизационных отчислений, % .

Са = 1100000  0,2 = 220000 руб.

Введение в работу новой системы позволяет сократить 1 человека (снимается необходимость обслуживания системы слесарем КИПиА). В таблице 17 представлены исходные данные действующей и проектируемой системы.

Сокращение персонала влечёт за собой сокращение расходов на заработную плату

Cэ = 12  15000  (1+0,5)  (1+0,7)  (1+0,26) = 1156680 руб.

Таблица 17                Исходные данные действующей и проектируемой системы

Для  полного расчета годовых эксплуатационных затрат в условиях функционирования системы нужно подставим полученные значения в формулу (3.2)

С = 10512+  55000 + 220000 руб.= 285512 руб.

Экономия составляет

Э= Cэ-С=1156680-285512=871168 руб.

Показатели эффективности проекта приведены в таблице 18.

Таблица 18                - Показатели эффективности проекта

Точка пересечения линии ЧДДН и оси абсцисс позволяет определить период окупаемости единовременных затрат. При вложении собственных средств предприятия в реализацию проекта срок окупаемости составит – 4,6 года.

Рисунок 11                 

Рентабельность составляет

R = (НЧДД + К)  100 / К

R = (93122+ 1553822)  100/ 1553822= 106 %             

Для построения кривой зависимости текущей дисконтированной стоимости и коэффициента эффективности капитальных вложений зададимся несколькими значениями Ен, рассчитаем для них т , определим НЧДД и по полученным точкам построим кривую. Расчет необходимых показателей приведен в таблице 19.

Таблица 19                - Данные для построения графика текущей дисконтированной стоимости

Рисунок 12                 

На рисунке 12 точка пересечения НЧДД с горизонтальной осью показывает значение ВНД. Она составляет 15%.

Это значит, что при финансировании проекта автоматизации производства за счет заемных средств (т.е. с привлечением банковского кредита) реализация этого проекта целесообразна при ставке за кредит не больше 15%.

При большей ставке ЧДДН<0, то реализация проекта будет убыточной.

3.6        Выводы по разделу

Основные экономические показатели сведены в таблицу 20.

Таблица 20                - Обобщающие показатели экономической эффективности проекта

4     Безопасность и экологичность проекта

4.1.1      Микроклимат

К микроклиматическим условиям относят:

–     температура воздуха;

–     его влажность;

–     скорость движения и излучение от нагретых предметов;

–     барометрическое давление.

Влажность воздуха определяется содержанием в нем водяных паров. Физиологически оптимальной является относительная влажность в пределах 40-60%. Повышенная влажность воздуха (более 75-85%) в сочетании с низкими температурами оказывает значительное охлаждающее действие. относительная влажность менее 25% приводит к высыханию слизистых оболочек.

Человек начинает ощущать движение воздуха при его скорости примерно 0,1 м/с. Большая скорость движения воздуха, особенно в условиях низких температур, вызывает увеличение теплопотерь конвекций и испарений и ведет к сильному охлаждению организма.

Оптимальные величины показателей микроклимата соблюдаются на рабочих местах производственных помещений, на которых выполняются работы операторского типа, связанные с нервно-эмоциональным напряжением (в кабинах, на пультах и постах управления технологическими процессами, в залах вычислительной техники и др.). Перечень других рабочих мест и видов работ, при которых должны обеспечиваться оптимальные величины микроклимата определяются Санитарными правилами по отдельным отраслям промышленности и другими документами, согласованными с органами Государственного санитарно-эпидемиологического надзора в установленном порядке. Оптимальные величины показателей микроклимата на рабочих местах производственных помещений приведены в таблице 21.

Таблица 21                Оптимальные величины показателей микроклимата на рабочих местах производственных помещений [20]

4.1.2      Освещение

Естественное освещение должно осуществляться через светопроемы (окна), ориентированные преимущественно на север и северо-восток, и обеспечивать коэффициент естественной освещенности не ниже 1,5%. Рабочие места по отношению к световым проемам должны располагаться так, чтобы естественный свет падал сбоку, преимущественно слева.

Искусственное освещение в помещениях эксплуатации ВДТ и ПЭВМ должно осуществляться системой общего равномерного освещения. В качестве источников света при искусственном освещении должны применяться преимущественно люминесцентные лампы типа ЛБ.  Общее освещение следует выполнять в виде сплошных или прерывистых линий светильников, расположенных сбоку от рабочих мест.

В нашем случае, когда одного естественного освещения в помещениях недостаточно, устраивают совмещенное освещение. При этом дополнительное искусственное освещение применяют не только в темное, но и в светлое время суток.

Рекомендуемая освещенность для работы с экраном дисплея составляет 200 лк, а при работе над документами - 400 лк согласно СНиП 23-05-95. Рекомендуемые яркости в поле зрения операторов должны лежать в пределах 1:5 - 1:10. Контрастность изображения знака не менее 0,8.

При выборе источника искусственного освещения учитываются следующие факторы: номинальное напряжение (В), мощность лампы (Вт), максимальная сила света (Кд), световую отдачу (лм/Вт), спектральный состав. 

Произведем расчет искусственного освещения.

Расчет произведем с помощью метода «коэффициент использования», где необходимо определить световой поток лампы в светильнике (F), лм:

где               – нормируемая освещенность, лк, =300 лк;

– коэффициент запаса, =1,5;

– площадь освещаемой поверхности, , =20;

– коэффициент неравномерности освещения, =1,1;

– число ламп в светильнике, =2;

– число светильников, =6;

– коэффициент использования светового потока.

Для определения коэффициента использования светового потока находим индекс помещения i по формуле

где – длина, ширина, высота подвеса светильников над рабочей поверхностью.

Коэффициент отражения потолка принимаем 70 %.

Коэффициент отражения стен принимаем 50 %.

В соответствии с полученными значениями выбираем коэффициент использования светового потока (для светильников, снабженных люминесцентными лампами) %.

В данном случае подходят люминесцентные лампы ЛД 40, со следующими техническими данными:

–     мощность 40 Вт;

–     световой поток 2340 лм;

–     световая отдача 58 лм/Вт.

Для определения необходимого числа светильников, используем  формулу

Следовательно, в помещении должно быть 6 светильников с 2 лампами мощностью 40 Вт каждая.

4.1.3      Шум и вибрации

Шум представляет собой беспорядочное сочетание звуков различной силы и частоты.

В таблице 22 представлены предельно-допустимые уровни звукового давления, уровни звука и эквивалентные уровни звука для диспетчерского пункта [21].

Таблица 22                - Допустимые уровни шума

Снижение уровня шума до значений ниже допустимых нормами достигается различными методами.

Шум, создаваемый электромагнитными аппаратами, можно снизить плотным сжатием пакетов стальных сердечников, закреплением деталей в магнитной цепи с воздушными зазорами (например, у реле, контакторов и др.). У коллекторов электрических машин шум, создаваемый щетками, снижается чистотой обработки коллектора.

Шум от прямых передач в соединении валов машин и механизмов снижается при использовании эластичных прокладок между частями соединительных муфт.

Аэродинамический шум, создаваемый выхлопными газами двигателей внутреннего сгорания, снижается с помощью специальных глушителей, в которых осуществляется дробление газового потока.

Непосредственно на производстве  снижение уровня шума достигается путем правильной технической эксплуатации электрического и механического оборудования, своевременного и качественного проведения профилактических ремонтов, а также применением звукопоглощающих устройств (капоты, закрывающие механизмы, боксы, звукоотражающие экраны, звукопоглощающие облицовки стен и др.).

Для защиты рабочего от прямого воздействия звуковой энергии на пути распространения звуковых волн устанавливают отражающие экраны, которые весьма эффективны при защите от высокочастотных составляющих спектра шума. Звукопоглощающие облицовки из волокнистых материалов позволяют снизить уровень шума в помещениях на 8 – 12 дБ, причем большее снижение происходит на высоких частотах.

При передаче шума по вентиляционным каналам и другим воздуховодам рекомендуется в качестве глушителей применять облицовки из звукопоглощающих материалов или устанавливать пластинчатые глушители, в которых происходит разделение воздушных потоков.

В качестве индивидуальной защиты рабочих от шума применяют вкладыши из ваты, пропитанной воском или глицерином, или пробочки из губчатой резины, закладываемые в наружное отверстие уха, и специальные противошумы, плотно закрывающие ухо.

Вибрация на рабочих местах не должна превышать предельно допустимых величин регламентированных по ГОСТ 12.1.012-90 «Вибрация. Общие требования безопасности», значения приведены в таблице 23.

Таблица 23                - Допустимые уровни вибрации

Защита от вибрации осуществляется прежде всего совершенствованием кинематики механизмов. Для ограничения распространения вибрации по материалу жестких конструкций рекомендуется применять изолирующие упругие прокладки (резина, войлок) или пружины, на которые опирается вибрирующий механизм или его узел.

В качестве индивидуальной защиты от вибраций, передаваемых человеку через ноги, рекомендуется носить обувь на войлочной или толстой резиновой подошве. Для защиты рук рекомендуются виброгасящие перчатки.

4.1.4      Электробезопасность, молниезащита и защита от статического электричества

К электрооборудованию, применяемому на нефтеперекачивающей станции, относятся генераторы, электродвигатели, пускатели, приборы, которые контролируют параметры и режимы работы магистральных агрегатов, агрегатов вспомогательных систем.

В правилах эксплуатации магистральных нефтепроводов изложен ряд требований, выполнение которых обеспечивает безопасность людей в отношении поражения электрическим током, их пожаро- и взрывобезопасность, а также надежность и безаварийность работы электрооборудования,  установленного в производственных помещениях. Все электрооборудование блочно-комплектных устройств: освети­тельная арматура, пускозащитная аппаратура, силовая и осветительная про­водка, цепи управления и аппаратура управления - поставляется заводами-изготовителями комплектно с устройствами.

Прокладка наружных электрических сетей предусмотрена по кабель­ным эстакадам в коробах и лотках.

Монтаж кабельных линий и подключение аппаратуры выполняется в соответствии с требованиями ПУЭ.

Поражения людей электрическим током могут быть вследствие следующих причин:

–     случайное прикосновение или опасное приближение к токоведущим частям, находящимся под напряжением;

–     поражение пламенем электрической дуги, возникающей иногда при разрыве цепи тока, при коротких замыканиях и др;

–     прикосновение к конструктивным нетоковедущим металлическим частям электрооборудования, нормально не находящимся под напряжением, но оказавшимся под напряжением вследствие повреждения изоляции токоведущих частей.

Поражение человека электрическим током возможно не только при случайном прикосновении к токоведущим частям, но также и при прикосновении к металлическим кожухам, корпусам и конструкциям электрооборудования, если в результате повреждения изоляции электрических машин, аппаратов, кабелей и другого оборудования напряжение появится на этих нетоковедущих частях.

Одни из защитных мер против поражения человека электрическим током при касании металлических нетоковедущих частей с поврежденной изоляцией является:

–     защитное заземление – это преднамеренное электрическое соединение с землей металлических нетоковедущих частей электрооборудования, которые могут оказаться под напряжением;

–     зануление – это преднамеренное электрическое соединение с нулевым защитным проводником металлических нетоковедущих частей электрооборудования, которые могут оказаться под напряжением;

–     защитное отключение – это быстродействующая защита, обеспечивающая автоматическое отключение электроустановки при возникновении в ней опасности поражения человека электрическим током.

Техническими мероприятиями, обеспечивающими безопасность работ являются:

–     отключение ремонтируемого электрооборудования и принятие мер против ошибочного его включения или самовыключения;

–     установка временных ограждений не отключенных токоведущих частей, находящихся вблизи от места работы, и вывешивание на рукоятках выключателей предупредительных плакатов "Не включать – работают люди";

–     присоединение переносного заземления к заземляющей шине, проверка отсутствия напряжения на отключенных токоведущих частях, которые с целью безопасности на время работы подлежат замыканию накоротко и заземлению, и наложение переносных заземлений на отключенные токоведущие части электроустановки сразу после проверки отсутствия напряжения. Отсутствие напряжения проверяется указателем напряжения;

–     ограждение рабочего места и вывешивание на нем разрешающего плаката «Работать здесь».

К электрозащитным средствам относятся: изолирующие штанги (оперативные, для наложения заземления, измерительные), изолирующие (для операций с предохранителями) и электроизмерительные клещи, указатели напряжения, указатели напряжения для фазировки и т. д.

К дополнительным электрозащитным средствам относятся: диэлектрические галоши; диэлектрические ковры; переносные заземления; изолирующие подставки и накладки; оградительные устройства; плакаты и знаки безопасности.

На производстве существует опасность возникновения статического электричества. Оно возникает в результате механического разделения зарядов в процессах, сопровождающихся трением, перекатыванием однородных веществ и т.п.

К общим профилактическим мероприятиям, предупреждающим опасные появления скопившихся электрических зарядов, относятся:

–     отсос воздуха из помещений и аппаратов;

–     устройство автоматической сигнализации;

–     ограничение концентрации запаса горючих и взрывоопасных веществ в одном месте;

–     подбор материалов технологического оборудования, чтобы исключалась возможность возникновения зарядов;

–     заполнение аппаратов, емкостей транспортных устройств инертным газом.

Меры, предупреждающие скопление зарядов:

–     заземление всех токопроводящих частей оборудования;

–     повышение электропроводимости материала;

–     общее и местное увлажнение воздуха;

–     устройство электропроводных полов.

Помещение насосных агрегатов защищено от прямых ударов молнии, вторичных проявлений молнии и заноса высоких потенциалов через назем­ные и подземные металлические коммуникации.

Защита от прямых ударов молнии осуществляется:

–     установкой на зданиях и сооружениях молниеотводов;

–     использование в качестве молниеприемника металлической кровли;

–     присоединение металлических корпусов к заземлителю.

Для защиты от вторичных проявлений молнии:

–     металлические корпуса оборудования и аппаратов должны быть присоединены к заземляющему устройству;

–     трубопроводы и другие металлические конструкции в местах их взаимного сближения на расстояние менее 10 метров должны быть соединены перемычками через каждые 30 метров;

–     во фланцевых соединениях трубопроводов должна быть обеспечена нормальная затяжка не менее 4 болтов на каждый фланец.

4.1.5      Пожаровзрывобезопасность

Для предотвращения образования взрывоопасных концентраций продуктов в помещениях и других закрытых местах на нефтегазодобывающих предприятиях осуществляют герметизацию оборудования и всех путей передвижения нефти и газа, устраивают эффективную вентиляцию в помещениях.

Для предотвращения образования взрывоопасных концентраций продуктов в помещениях и других закрытых местах на предприятиях данной специфики осуществляют герметизацию оборудования и всех путей передвижения нефти, устраивают эффективную вентиляцию в помещениях, а также проводят мероприятия по предотвращению появления огня во взрывоопасных местах. Пределы взрываемости  и предельно-допустимые концентрация некоторых углеводородов представлены в таблице 24 .

Насосная станция по пожароопасности отно­сится к категории “А”. По группе взрывоопасности производственные по­мещения относятся к категории “В-1а”, а наружные открытые площадки с расположенным на них технологическим оборудованием относятся к кате­гории “В-1г”, категория и группа взрыво-пожароопасной смеси IIA-ТЗ, по санитарной характеристике сооружения относятся к 1б, 3б.

Таблица 24                - Пределы взрываемости и предельно-допустимые концентрации  углеводородов

Характеристика объектов по категориям и классам взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности определена согласно РД-00-148317-001-94; ПУЭ; НПБ 105-03, ОНТП 24-86; ФЗ № 123 «Технологический регламент по пожарной безопасности».

На площадке насосной имеется стационарный противопожарный водопровод.

Тушение загораний ведется силами ППЧ, а также первичными средствами пожаротушения. Первичные средства тушения пожара (ящики с песком, кошма, огнетушители и т.д.) устанавливаются в местах и количествах, определенных в соответствии с ППБ 01-93. В качестве первичных средств тушения пожаров и загорании используются порошко­вые огнетушители и углекислотные.

Порошковый огнетушитель ОП предназначен для тушения загораний нефтепродук­тов, электроустановок, находящихся под напряжением 1000В, ценных материалов, щелочноземельных металлов (Na, К, Са и др.), которые тушить водой нельзя, а также загораний на автомобильном транспорте.

Порошковый огнетушитель ОП состоит из металлического (стального) корпуса, внутри которого находится специальный мелкодисперсный порошок, баллон огнетушителя находится под давлением инертного газа.

Объем огнетушителей ОП определен в соответствии с исполнением (5л, 10л, 50л).-

Для подачи порошкового компонента на очаг загорания имеется гибкий шланг с затвором, открывающимся при нажатии рычага.

Для приведения в действие огнетушителя необходимо выдернуть чеку в верхней части огнетушителя.

Для правильного пользования огнетушителем ОП, достаточно прочитать краткую инструкцию, приведенную на его корпусе.

Углекислотные огнетушители предназначены для тушения загораний различных веществ и электроустановок, находящихся под напряжением. Ручной ОУ представляет собой стальной баллон, в горловину которого ввернут затвор пистолетного типа с сифонной трубкой. Для приведения в действие раструб огнетушителя направляют на горящий объект и нажимают на курок затвора. При тушении пожара огнетушитель нельзя держать в горизонтальном положении или переворачивать головкой вниз.

Песок - универсальное, но не очень эффективное средство. Механизм действия -впитывание горящей жидкости и таким образом ликвидация загорания. Песок должен содержаться в сухом виде для предотвращения смерзания и образования комков в зимнее время.

Кошма - грубошерстное или асбестовое полотно, применяемое для тушения загораний на небольшой площади путем изоляции от кислорода воздуха.

Тушение ведется силами пожарных команд.

В некоторых случаях ликвидация загорании в аппаратах, трубопроводах сводится к отключению их запорной арматурой, защите близкорасположенных аппаратов, трубопрово­дов от воздействия   пламени с помощью водяного орошения.

Для предотвращения аварий и несчастных случаев необходимо выполнять следующее:

–     строго выдерживать параметры технологического процесса, предусмотренные технологическим регламентом, технологической картой, инструкциями;

–     систематически следить за герметичностью технологического оборудования и трубопроводов;

–     систематически проводить работы по ремонту, ревизии оборудования, трубопроводов средств контроля и автоматики, запорных устройств;

–     систематически следить за работой вентиляционных систем;

–     систематически следить за состоянием и исправностью предохранительных клапанов, установленных на аппаратах;

–     следить за исправностью электрооборудования, системы молниезащиты и заземляющих устройств;

–     строго выполнять требования правил, инструкций по обслуживанию и ремонту технологического оборудования;

–      своевременно предупреждать и устранять неполадки.

4.2        Экологичность проекта

Анализ причин загрязнения окружающей среды нефтью и нефтепродуктами показал, что углеводороды в процессе сбора, подготовки и транспорта нефти, нефтяного газа и воды попадают в окружающую среду из-за технического несовершенства оборудования и в результате аварийных выбросов. Требованиями к источнику вредного воздействия являются предельно допустимые нормы химического, физического, биологического, радиационного воздействия, нормы выброса, сбора вредных веществ, предельно допустимые экологические нагрузки, лимиты выбросов (сбросов) загрязняющих веществ в окружающую среду и складирования отходов.

Современные нефтепродуктопроводы характеризуются большой протяженностью и высокой пропускной способностью, наличием значительных объемов и большими объемами вредных выбросов в окружающую среду. Одной из наиболее частых аварий при транспорте нефти могут быть разливы нефти из трубопровода или при разгерметизации сборников утечек. Разработанная система автоматического управления значительно снижает возможность возникновения данных чрезвычайных ситуаций вследствие их быстрого обнаружения.

Загрязнение грунтовой среды при отказе магистрального нефтепровода происходит с момента возникновения утечки до устранения ее при малых утечках или до перекрытия его в месте повреждения временными герметизирующими материалами и устройствами при больших утечках.

Разлившуюся нефть отводят в естественное понижение местности, защитные амбары, траншеи или оконтуривают земляными дамбами. Эту процедуру выполняют параллельно с основными работами по ликвидации аварии. Отвод нефти в естественное понижение не всегда возможен из-за отсутствия их, или ввиду загрязнения новых площадей по траектории движения нефти.

Сечение защитных, как временных, так и постоянных дамб принимают треугольной или трапециидальной формы. Однако, принимая во внимание назначение защитных дамб, - ограничение площади загрязнения и хранение разлившейся нефти, отметим, что обычно защитные дамбы из однородного грунта можно применять только в течении непродолжительного периода времени. Причина этого – фильтрация нефти по мере ее накопления с внутренней стороны дамбы.

При устройстве дамбы на водопроницаемом основании необходимо учитывать дополнительную фильтрацию через основание.

Очистка от нефтяного загрязнения талых грунтов с нормальной влажностью при пониженном уровне грунтовых вод особых затруднений не представляет, если эти работы выполняют своевременно. В настоящее время основной способ восстановления таких грунтов – срезка загрязненного нефтью слоя грунта и замена его привозным.

В тех случаях, когда эти работы выполняют со значительным запозданием, глубина загрязнения в результате инфильтрации нефти существенно возрастает, что вызывает соответственно увеличение объема и стоимости рекультивации. Однако, наибольшие трудности возникают при загрязнении водонасыщенных, обводненных грунтов, или грунтов с высоким уровнем грунтовых вод. Такие грунты, как правило, обладают низкой несущей способностью и оказываются непроходимыми для землеройной техники. Кроме того, при высоком уровне грунтовых вод существенно возрастает опасность их загрязнения нефтью или нефтепродуктами.

Сбор нефти с поверхности обводненных грунтов, даже при условии сооружения грунтовых дамб, также сложен из-за наличия мелкого кустарника, кочек, воды и т.д. В подобных случаях наиболее эффективной представляется следующая технология выполнения работ по регенерации (очистки) грунтовой среды и подземных вод: отвод нефти с дневной поверхности за пределы или к границе загрязненного участка и закачка ее в емкость; регенерация грунтовой воды и подземных вод.

Отвод нефти целесообразно осуществлять по направлению естественного уклона местности в предварительно подготовленные земляные амбары, траншеи, котлованы или другие емкости.

Для регенерации грунтов и предохранения или очистки грунтовых вод рекомендуется способ промывки, заключающейся в следующем. В пределах контура загрязненного нефтью участка закладывают одну или несколько скважин-колодцев (назовем их отсасывающими), которые соединяют системой трубопроводов с коллектором, подключенным какой-либо емкости (емкость может быть и земляной амбар) за пределами участка загрязнения. Еще одну или несколько скважин – колодцев (назовем их питающими) закладывают за контуром загрязнения и присоединяют к распределителю системой трубопроводов. При откачке вода из отсасывающих колодцев нефть или нефтепродукт в пределах зоны влияния каждого колодца будет перемещаться по направлению к колодцу, извлекаться наружу и далее через коллектор закачиваться в емкость. Питающие скважины в это время подают незагрязненную воду через распределитель на поверхность загрязненного участка, которая путем инфильтрации насыщает грунт, вымывает из грунта нефть и через отсасывающий колодец подается в емкость. Происходит промывка грунта и очищение грунтовых вод.

Для очистки грунтов возможно использование других методов очистки, но они не столь эффективны, как вышеописанный. Это такие методы, как выжигание, применение сорбентов и биопрепаратов.

4.3        Чрезвычайные ситуации

4.3.1      Характерные чрезвычайные ситуации для региона

На территории Тюменской области, по сравнению с другими регионами России, чрезвычайные ситуации природного характера наблюдающиеся нечасто. В регионе практически не бывает катастрофических землетрясений, схода снежных лавин и оползней, сильных снегопадов: морозы редко достигают -45°С, а жара +35°С.

Для этого региона характерны ураганные ветры и обильные паводковые наводнения, причиняющие немалые природные и социальные убытки.

Однако для Тюменской области наиболее характерны чрезвычайные ситуации техногенного характера (ЧСТ). Они неизбежны, присущи для края, перенасыщенного промышленными предприятиями, инженерными сетями, прочими техническими объектами.

В ходе анализа ЧСТ выясняется, что наиболее частыми ситуациями являются аварийные разливы горюче-смазочных материалов и кислот на территориях предприятий или рельефах местности; аварийный сброс неочищенных сточных вод в природные водоемы: взрывы газа; аварийные выбросы предприятиями загрязняющих веществ в атмосферу и пожары на промобъектах.

Особо следует выделить лесные пожары, которые происходят ежегодно и в большом количестве.

Пожары возникают как в результате природных явлений (грозовые разряды, самовозгорание торфяников), так и главным образом из-за халатности, безответственности, оплошности людей. По последней причине происходит более 90% пожаров.

Лесные и торфяные пожары причиняют много различных бед: гибнет растительный и животный мир, лесные поселения; дым, гарь от пожарищ порой бывают настоль мощными, что даже большие города окутываются ими на многие сутки.

4.3.2      Перечень возможных чрезвычайных ситуаций в насосной станции

На основе анализа статистических данных об авариях в насосной станции прогнозируются следующие чрезвычайные ситуации:

–     отключение электроэнергии;

–     взрыв газовоздушной смеси в помещении насосной;

–     пожар в помещении насосной.

Наиболее опасной для производства и жизни людей чрезвычайной ситуацией является взрыв.

4.3.3      Расчет параметров ударной волны 

Радиус зоны детонационной волны (рисунок 13) определяется по формуле

,

где Q - количество газа, т.

Рисунок 13                - Радиус взрыва газовоздушной смеси

Радиус зоны смертельного поражения людей              определяется по формуле

.

Определим вероятные параметры ударной волны при взрыве газовоздушной смеси на насосной станции:

=5,75 (м);

=9,3 (м).

Далее определим степень разрушения объекта, исходя из вероятных параметров ударной волны в соответствии с таблицей (5.5).

Учитывая, что

,

можно сделать вывод, что согласно таблице 25 значение

.

Таблица 25                – Давление во фронте ударной волны

Согласно таблице 26 о вероятных разрушениях зданий и сооружений от избыточного давления, ударная волна, пройдя расстояние от эпицентра взрыва до операторной (30 м), затухнет до значения давления ударной волны =20 (КПа)  и нанесет слабое повреждение зданию операторной.

Таблица 26                – Вероятные разрушения зданий от избыточного давления

4.3.4      Действия при ЧС

При прекращении подачи электроэнергии происходит внезапная остановка насосов, вентиляции, отказ электрозадвижек, отключаются схемы автоматических блокировок, световой и звуковой сигнализации.

При этом теряется контроль за ведением технологического процесса.

Для предотвращения аварий необходимо:

–     перейти на контроль за режимом по месту, т.е. по техническим манометрам и краникам на аппаратах;

–     регулирование производить байпасными задвижками, закрыв задвижки на основных линиях регулирования процесса;

–     продублировать остановку электрооборудования нажатием кнопки “стоп”;

–     перекрыть арматуру насосов на входе и нагнетании;

–     проверить включение аккумуляторной по обеспечению работоспособности аварийной сигнализации;

–     при длительном отсутствии электроэнергии приступить к остановке станции по режиму нормальной остановки.

При обнаружении пропусков нефтепродуктов и горючих газов в результате разгерметизации аппаратов или трубопроводов и появлении опасности пожара, необходимо:

–     оповестить ответственных лиц в соответствии со списком согласно плану ликвидации аварии;

–     принять меры по локализации возможных проливов жидкости на землю;

–     эвакуировать людей, оказавшихся в загазованной зоне;

–     прекратить все ремонтные, огневые работы.

–     отключить поврежденный участок или аппарат, при возможности стравить с него давление на факел;

–     при угрозе возникновения пожара или невозможности отключения поврежденного участка произвести остановку станции с последующим аварийным опорожнением трубопроводов и аппаратов в дренажные емкости.

При пожаре необходимо:

–     вызвать пожарную команду, скорую помощь, сообщить начальнику смены, начальнику цеха, оповестить ответственных лиц в соответствии со списком;

–     перекрыть поступление нефти на станцию;

–     отключить при необходимости электроэнергию, остановить агрегаты, перекрыть коммуникации, прекратить все работы на объекте в пожароопасной зоне, кроме работ, связанных с ликвидацией пожара;

–     принять меры по ликвидации пожара первичными и стационарными средствами пожаротушения.

4.4        Выводы

Предлагаемая современная система управления создает не только улучшение режимов работы насосной станции, но и обеспечивает ее безопасную и безаварийную работу, так как она осуществляет контроль основных технологических параметров, сигнализацию предельных значений, а так же производит отключение подпорных агрегатов и агрегатов вспомогательных систем при повышении аварийных значений параметров.

Разработанная система автоматизации соответствует требованиям нормативных документов.

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

Выбранный современный комплекс технических средств обеспечивает надежность срабатывания защит, а так же безопасность производства.

Разработанная система контроля технологических параметров позволяет уменьшить вероятность возникновения аварий и чрезвычайных ситуаций, ведущих к тяжелым экологическим последствиям и возможным человеческим жертвам. Это достигается следующими функциями системы:

–     контроль значений основных технологических параметров;

–     оперативное предупреждение дежурного технолога об отклонениях от заданных уставок или изменениях технологических параметров;

–     контроль состояния и исправность технологического оборудования;

–     контроль загазованности и пожароопасности помещения.

Заключение

В результате дипломного проектирования разработана автоматизированная система управления насосными агрегатами.

Система предназначена для выполнения функций

–     местного контроля давления на приеме и выкиде насосных агрегатов;

–     дистанционной индикации параметров насосных агрегатов и помещения насосной;

–     сигнализации аварийных ситуаций;

–     дистанционного управления насосными агрегатами и вентиляторами;

–     сохранения полученной информации в архивах;

–     представления текущих и накопленных данных в виде графиков.

Произведен выбор технических средств нижнего уровня. Давление на приеме и выкиде насосных агрегатов измеряется с помощью средства измерения Метран‑150CG. Температура подшипников измеряется с помощью ТСП Метран‑246. Температура помещений – с помощью ТХАУ Метран-271. В качества датчика вибрации выбран ДВСТ-1. В качестве сигнализатора загазованности выбран СТМ-10.

В качестве технического средства среднего уровня был выбран контроллер I-8810. Была выбрана конфигурация контроллерного средства.

Для разработки программного обеспечения автоматизированного рабочего места был выбран программный продукт Trace Mode 6.06.3 российской компании Adastra. Разработаны экраны и программы управления.

Произведен расчет надежности измерительных каналов давления и температуры подшипников. Среднее время безотказной работы измерительного канала давления – 29248 часов, а канала температуры подшипников – 26650 часов.

Для проекта произведена оценка экономического эффекта. Единовременные затраты составили 1553822 рублей. Рентабельность – 106%. Срок окупаемости 4,6 года.

Также была оцененная безопасность и экологичность проекта. Разработанная система позволяет повысить безопасность эксплуатации объекта. Для чрезвычайных ситуаций был разработан порядок действий.

Список использованных источников

1          Андреев Е. Б., Ключников А.И., Кротов А.В., Попадько В.Е., Шарова И.Я. Автоматизация технологических процессов добычи и подготовки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. - 399 с: ил.

2          Технологический регламент ДНС Покамасовского месторождения.

3          Тематический каталог №1. Датчики давления, ПГ «Метран». г. Челябинск, 276с-2006г.

4          Тематический каталог №2. Датчики температуры, ПГ «Метран» г.Челябинск, 277с - 2008г.

5          SCADA-системы: взгляд изнутри, Е. Б. Андреев, М.: РТСофт, 2004г.-176с.

6          Тематический каталог. Преобразователи давления серии EJA.

7          СанПиН 2.2.4.548-96 "Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений"

8          СН 2.2.4/2.1.8.562-96. Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки

9          Безопасность жизнедеятельности и промышленная безопасность: Учебное пособие.-2-е изд. стереот./ Под ред. проф. В.Д. Шантарина – Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. – 308с.

10      Методические указания к выполнению раздела “Безопасность и экологичность проекта” в дипломных проектах технологических специальностей. Составители: Г.В. Старикова, В.П. Милевский , В.Д. Шантарин.– Тюмень: ТюмГНГУ, 2002г.

11      Методические указания к оценке экономической эффективности технических систем в курсовом и дипломном проектировании для студентов направления АСОиУ, АТП, ИВТ дневного и заочного обучения. Составители: И.А. Силифонкина, М.П. Ермакова, Тюмень, 2003. – 32с.

12      ГОСТ 12.2.085-2002.

13      Виноградова Г. В. Справочное пособие по расчетам надежности, 1997 г.;

14      ГОСТ 21.404-85.

15      ГОСТ 21.408-93.

16      РД 34.21.122-87.

17      РМ4-2-96.

18      ОСТ 51.40-93.

19      www.metran.ru.

Приложение А

(обязательное)

Схема автоматизации

Приложение Б

(обязательное)

Перечень сигналов

Таблица Б.1 – Перечень сигналов