Модернизация системы автоматизации измерения количества и показателей качества нефти нефтегазодобывающего управления "Туймазынефть"

Плата прувера имеет 32 цифровых входа, 12 цифровых выходов, 3 входа шины прувера, 4 сферических переключателя, двойной хронометраж, 4 таймера прохождения.

Плата ЦПУ имеет шину расширения PC/104, RS-232, RS-422, шину IDE для жесткого диска, Ethernet.

Интеллектуальная плата ввода/вывода имеет 12 аналоговых входов, 4 аналоговых выходов, четырёхпроводный ТСП 3, 16 цифровых входов, 12 цифровых выходов, 2 двойных импульсных входов, 3 частотных входа, 5 импульсных выходов [3].

Контроллер измерительный является основным оборудованием, поэтому используется горячее резервирование - при выходе из строя основного контроллера резервный перехватывает управление на себя. Контроллер измерительный (рабочий и резервный) выполняет следующие функции:

- прием и обработка сигналов с первичных преобразователей и вторичной аппаратуры;

- преобразование значений параметров входных сигналов (импульсных, токовых) в значения величин;

- вычисление и отображение текущих значений параметров;

- контроль значений величин технологических параметров, сигнализация и печать сообщений о выходе значений за установленные пределы;

- приведение плотности к стандартным условиям;

- вычисление параметров (средневзвешенных значений плотности, температуры, давления);

- вычисление массы брутто нефти по каждой измерительной линии отдельно и суммарного значения массы брутто нефти СИКН (с начала цикла, смены, суток);

- вычисление объема нефти по каждой измерительной линии отдельно и суммарно по всем измерительным линиям с начала цикла, смены, суток при температуре и давлении на СИКН и вычисление суммарного объема по всем измерительным линиям, приведенного к стандартным условиям;

- настройка системы в любое время обслуживающим персоналом с соответствующими правами доступа;

- выполнение поверки рабочих и резервного ПР с помощью стационарной ТПУ, формирование протоколов;

- определение и контроль МХ ПР по стационарной ТПУ, формирование протоколов;

- управление автоматическими пробоотборниками;

- управление приводом четырехходового крана ТПУ;

- защита информации системой доступов и паролей;

- передача данных на АРМ оператора СИКН (основной и резервный) по сети Ethernet.

В шкафу аварийных защит и сигнализации стоит контролер ControlLogix [2].

Система ControlLogix (рисунок 3.5) обеспечивает дискретное управление, управление непрерывными процессами, приводами и сервоприводами, в сочетании с коммуникациями и современным вводом/выводом - в компактном и недорогом изделии. Система модульная, состоит из одного автономного контроллера и модулей ввода/вывода в одиночном шасси.

Рисунок 3.5 - Контроллер ControlLogix

Дискретные модули ввода/вывода 1756 поддерживают:

- широкий диапазон напряжений;

- изолированные и неизолированные типы модулей;

- управление состоянием каждого выхода при неисправности;

- диагностику внешних цепей на отдельных модулях.

Аналоговые модули ввода/вывода 1756 поддерживают:

- обработку тревог в модуле;

- масштабирование в инженерные единицы;

- выборку из канала в реальном масштабе времени;

- 32-битный с плавающей десятичной точкой или 16-битный целый форматы данных (по IEEE).

Разработка программ для контроллеров (программирование контроллеров) осуществляется с помощью пакета RSLogix 5000 Enterprise series. Языки программирования релейная логика, структурированный текст, последовательная функциональная схема, функциональная блок-схема [4].

Контроллер программируемый логический управления вспомогательными системами, установленный в шкафу ШАЗС, выполняет функции, связанные с контролем и управлением технологическими процессами:

- управление и контроль состояния регулирующей арматуры;

- прием сигналов от преобразователей расхода БИЛ и БИК, давления на входном и выходном коллекторах БИЛ;

- управление и контроль состояния задвижек БИЛ, межблочных задвижек;

- управление и контроль состояния шаровых кранов на входе и выходе БИК;

- прием сигналов от сигнализаторов контроля протечек;

- контроль состояния насосов БИК;

- контроль температуры воздуха в блок-боксе БИК;

- прием сигнала об открытии двери блок-бокса БИК и контроль целостности цепи;

- прием сигнала о затоплении блок-бокса БИК;

- прием и обработку сигналов с датчиков загазованности БИК;

- прием сигнала с индикаторов фазового состояния;

- прием сигналов из шкафа силового управления о состоянии инженерного и технологического оборудования блок-бокса;

- прием сигнала с ВА пожарной сигнализации «Внимание», «Пожар в БИК» и «Неисправность прибора»;

- прием сигналов уровнемеров на дренажных емкостях учтенной и неучтенной нефти;

- выдачу сигналов «Предельная загазованность 10% НКПРП», «Аварийная загазованность 30% НКПРП» в БИК в АСУ ТП объекта;

- учет времени работы средств измерений и оборудования с возможностью выборки по времени;

- информационный обмен через промышленные коммутаторы по сети «Ethernet» с АРМ оператора СИКН (основным и резервным) [2].

3.4 Описание средств автоматизации, используемых в БИК

3.4.1 Влагомер Phase Dynamics

Влагомер измеряет объемное содержание воды в нефти. В основе способа измерения положен принцип затягивания частоты нагрузкой высокочастотного генератора. Влагомер не содержит движущихся частей и откалиброван с высокой точностью в широком диапазоне давления, скорости потока и температуры.

Влагомер (рисунок 3.6) состоит из секции измерения, блок электроники (БЭ), кабеля.

Секция измерения состоит из коаксиального волновода температурного датчика, модуля микроволнового генератора в защитном кожухе.

Кабель системы обеспечивает связь блока электроники с модулем генератора. Из модуля генератора поступают сигналы частоты, температуры и отраженной мощности, которые используются для вычисления водного содержания.

При включении БЭ проводит набор самодиагностических тестов. Постоянные напряжения 15 и 30 В поступают, соответственно, к модулю генератора и нагревателю, который поддерживает +70 єС для устранения дрейфа частоты от температуры. Жидкости, текущие через внутреннее пространство коаксиальной линии и выполняющие роль диэлектрического заполнения, изменяют нагрузку ВЧ-генератора, что, в свою очередь, ведет к изменению частоты генерации.

Температурный датчик вставлен непосредственно в жидкий поток через стенку трубы седла у микроволнового генератора. Провода датчика, проложенные в стальной трубке, передают этот сигнал к модулю генератора и затем к БЭ.



Рисунок 3.6 - Общий вид влагомера

Отраженный сигнал генератора измеряется. Его уровень используется, чтобы определить находится ли влагомер в заданном диапазоне измерения. Сигналы частоты, температуры и отраженной мощности передаются через кабель от модуля генератора до компьютера. Эти сигналы поступают на микропроцессор, где рассчитывается содержание воды.

Сигнал, пропорциональный водному содержанию, поступает на аналоговый (токовый) выход, а на дисплее LCD обеспечивается считывание текущего содержания воды и измеренной температуры. Цикл измерения частоты повторяется приблизительно раз в секунду, чтобы обеспечить мгновенное, непрерывное, в реальном масштабе времени измерение водного содержания.

Влагомер использует изменение нагрузки ВЧ-генератора под воздействием среды внутри коаксиала. Изменение нагрузки вследствие влияния воды на диэлектрическую проницаемость нефти влечет изменение частоты генератора. Компоненты электрической цепи и внешняя нагрузка, состоящая из коаксиального датчика (трубы), заполненного нефтью, определяют частоту генератора. Центральный проводник, показанный на рисунке 3.7, связан с генератором, а другой его конец соединен с корпусом трубы (закорочен). Электрически секция измерения - коаксиальная линия передачи, образующая цепь измерения. Сигнал проходит по линии дважды: от генератора до плоскости короткого замыкания и обратно. Поглощаемость водонефтяной эмульсии изменяется пропорционально содержанию воды в нефти. Поглощаемость состоит из двух частей - диэлектрической постоянной и потерь. Относительная диэлектрическая постоянная нефти - 2,2, а воды - приблизительно 70. Отсюда - очень высокая чувствительность и недопустимость малейших загрязнений стенок трубы и отклонений от рекомендованных режимов работы. Потери определяются, прежде всего, содержанием соли в воде. Точное измерение содержания солей в воде и надлежащий ввод этой информации в БЭ необходимы для влагомеров сырой нефти [5].

Рисунок 3.7 - Центральный проводник

3.4.2 Счётчик турбинный МИГ.

Счётчик нефти турбинный (рисунок 3.8) предназначен для измерения объёма нефти и нефтепродуктов на технологических установках нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий.

Преобразователь расхода преобразует объём, прошедший через него рабочей жидкости в пропорциональное число оборотов турбинки. Датчик преобразует частоту вращения турбинки преобразователя в электрические импульсы, усиливает их и формирует в прямоугольную форму. Блоки «VEGA-03» или НОРД-ЭЗМ производят пересчёт электрических импульсов, поступающих от датчика, приводят их в стандартные (именованные) единицы объема и расхода, накапливают их на цифровом отсчётном устройстве.

Рисунок 3.8 - Счётчик турбинный МИГ

Счётчик состоит из следующих составных частей:

- турбинного преобразователя расхода;

- магнитоиндукционного датчика НОРД-ИУ-04 (для DN32 - DN65);

- блока обработки данных «VEGA-03» (рисунок 3.9).

Рисунок 3.9 - Блок обработки данных «VEGA-03»

Блок «VEGA-03» производит автоматическую коррекцию коэффициентов преобразования преобразователя расхода в зависимости от изменения расхода и вязкости рабочей среды.

Принцип работы преобразователя расхода (рисунок 3.10) основан на вращении турбинки - набегающим потоком жидкости.

Рисунок 3.10 - Преобразователь расхода турбинный: 1 - корпус; 2 - датчик; 3 - турбинка; 4 - втулка-подпятник; 5 - обтекатель; 6,7 - втулка; 8,9 - ступица; 10 - ось; 11 - крышка; 12,13 - гайка; 14 - пломба

При вращении турбинки, выполненной из ферромагнитной стали, каждая лопасть проходя вблизи сердечника катушки магнитоиндукционного датчика, наводит в ней импульс электродвижущей силы. Основной характеристикой преобразователя расхода является коэффициент преобразования, характеризующийся количеством импульсов на единицу объёма, протекающей через него жидкости.

Датчик состоит из усилителя, катушки индуктивности, корпуса, крышки, гибкого рукава и стержня.

Датчик работает по следующему принципу, наводимая в катушке электродвижущая сила, подаётся на усилитель, собранный на микросхеме, где усиливается и формируется в прямоугольные импульсы амплитудой (12±2,4) В. Этот сигнал подаётся на вход блока [6].

3.4.3 Сигнализатор СТМ-30

Сигнализаторы СТМ-30 (рисунок 3.11) предназначены для непрерывного контроля довзрывоопасных концентраций горючих газов, паров и их смесей в воздухе рабочей зоны помещений и на открытых площадках в условиях макроклиматических районов с холодным, умеренным или тропическим климатом. Способ забора пробы - диффузионный.

Рисунок 3.11 - Сигнализатор СТМ-30

Сигнализатор СТМ-30 является автоматическим стационарным прибором, состоящими из блока сигнализации и питания и выносного блока датчика.

Сигнализатор имеет:

- сигнализацию красного цвета о достижении концентрации срабатывания предупредительной сигнализации «порог 1»;

- сигнализацию красного цвета о достижении концентрации срабатывания предупредительной сигнализации «порог 2»;

- сигнализацию жёлтого цвета о неисправности блока датчика;

- сигнализацию зелёного цвета о нормальной работе;

- контакты для коммутации внешних цепей сигнализации при срабатывании предупредительной сигнализации концентрации;

- контакты для коммутации внешних цепей сигнализации и исполнительных механизмов при срабатывании аварийной сигнализации концентрации;

- индикацию концентрации в диапазоне измерений;

- интерфейс связи RS-232 для подключения ПЭВМ;

- интерфейс связи RS-485 для объединения БОИ в систему.

Принцип действия сигнализаторов - термохимический - основан на измерении теплового эффекта от окисления горючих газов и паров на каталитически активном элементе датчика, дальнейшем преобразовании полученного сигнала и выдачи сигнала о достижении сигнальной концентрации.

Режим работы - непрерывный.

Тип сигнализаторов - стационарный, автоматический, одно- и многоканальный.

Сигнализатор (рисунок 3.12) состоит из блока сигнализации и питания и выносных датчиков или блоков датчика.

Газовая схема блока датчика с принудительной подачей контролируемой среды обеспечивает принудительную подачу на датчик:

- анализируемой среды в режимах анализа;

- воздуха или поверочной смеси в режиме контроля нуля или поверки сигнализаторов.

В режиме контроля через штуцер «ВХОД» на лицевой стороне панели и кран трехходовой в положении «КОНТРОЛЬ» чистый воздух или поверочная смесь точно также подается на датчик и через индикатор расхода и эжектор на сброс.

Диапазон температуры окружающей среды для датчика от минус 60 до +50 °С; диапазон относительной влажности воздуха от 30 до 98% при температуре 25 °С содержание пыли не более 10 мг/м3; содержание вредных веществ в контролируемой среде снижающих каталитическую активность чувствительных элементов (ЧЭ) термохимического датчика (ТХД); агрессивных веществ, разрушающих огнепреградитель, токоподводы и ЧЭ ТХД, не должно превышать предельно-допустимых концентраций.

Рисунок 3.12 - Газовая схема блока датчика 1, 4, 8, 10 - штуцер; 2 - фильтр; 3 - эжектор; 5 - вентиль запорно-регулирующий; 6 - индикатор расхода; 7 - датчик; 9 - кран трехходовой

Уровень ПДК для сероводорода Н2S не должен превышать 10 мг/м3 за время непрерывной работы не менее 300 ч.

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности сигнализатора по поверочному компоненту не более ± 5,0% НКПРП.

Время срабатывания сигнализации при концентрации поверочного компонента, в 1,6 раза превышающей пороговое значение, не более 10 с [7].

4. Повышение надежности СИКН НГДУ «Туймазынефть»

4.1 Анализ состояния проблемы

Система измерений количества и показателей качества нефти, как и любая автоматизированная система управления производством требует высокой надёжности. Она должна сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность системы выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях эксплуатации.

Автоматизированные системы управления можно классифицировать по влиянию на промышленную безопасность, где наивысшим приоритетом обладает система контроля загазованности, поскольку превышение предельно допустимых уровней концентрации углеводородов может привести к взрыву с соответствующими последствиями. Следовательно, надёжность датчика, а так же всей системы контроля загазованности должна быть достаточно высокой для того, что бы обеспечить безопасность СИКН.

Необходимость обеспечения высокой надежности системы обусловлена следующим:

- необходимость избегать аварийных ситуаций;

- экономическая эффективность работы оборудования.

Термохимические датчики на данный момент устарели, они имеют множество недостатков, требуют частого обслуживания, а самое главное повышают риск возникновения аварийных ситуаций на объекте из-за большой вероятности отказов.

Из вышесказанного следует рассмотреть замену используемого на СИКН НГДУ «Туймазынефть» термохимического газоанализатора СТМ-30 на более современный и надёжный оптический газоанализатор СГОЭС-М компании «Электронстандарт-прибор». Докажем целесообразность изменений в системе контроля загазованности путём расчёта показателей надёжности отдельно для датчика загазованности и в целом в системе.

4.2 Основные преимущества и недостатки термохимического и оптического газоанализаторов

Принцип работы термохимического газоанализатора заключается в измерении теплового эффекта (дополнительного повышения температуры) от реакции окисления горючих газов и паров на каталитически активном элементе датчика и дальнейшем преобразовании полученного сигнала. Датчик сигнализатора, используя тепловой эффект каталитического окисления горючих газов и паров, формирует электрический сигнал, пропорциональный их концентрации с различными коэффициентами пропорциональности k_п для различных веществ.

Достоинства термохимических газоанализаторов:

- линейность функции преобразования;

- дешевизна;

- воспроизводимость характеристик (обеспечивает взаимозаменяемость датчиков при использовании в составе многоканальных измерительных систем);

- влияние некоторых внешних факторов (изменение напряжения питания, температуры, относительной влажности) минимизировано, так как выходным сигналом такого датчика в конечном итоге является изменение сопротивления электрическому току, измеряемому по мостовой схеме.

К числу основных недостатков следует отнести:

- неспособность определять тип горючего газа;

- выход из строя при больших концентрациях горючих газов;

- достаточно большое потребление энергии, вызванное необходимостью подогрева чувствительного резистора до температуры более 200 °С;

- небольшой срок службы, не превышающий трех лет, что вызвано разрушением под воздействием постоянной повышенной температуры чувствительного резистора, и, как следствие, постоянное снижение чувствительности датчика;

- низкое быстродействие;

- необходимость регулярной регулировки нуля и калибровки в составе измерительной аппаратуры, вызванной снижением чувствительности;

- ограниченный диапазон рабочих температур (от минус 10 до + 50 °С).

В сравнении с термохимическими оптические газоанализаторы не требуют наличия кислорода, не чувствительны к присутствию в атмосфере кислорода, азота, углекислого газа, окиси углерода, аммиака, сероводорода и выдерживают перегрузку вызванную содержанием измеряемого компонента свыше 100% НКПРП.

Оптические газоанализаторы предназначены для эксплуатации при температуре от минус 60 до + 85 ^оС и относительной влажности воздуха до 95% при температуре + 35 ^оС, что позволяет их использовать как в закрытых помещениях, так и на открытых площадках.

Многие углеводородные газы имеют характерные полосы поглощения в инфракрасной области спектра. По величине поглощения излучения, прошедшего сквозь газовую пробу, можно измерить концентрацию газа.

Область применения оптических датчиков практически не ограничена. Это объясняется тем, что оптические датчики, в отличие от термокаталитических, не имеют непосредственного контакта между ЧЭ и измеряемой средой (загазованной атмосферой). Датчики можно перенастраивать под другой вид газа.

Для уменьшения влияния паров воды, загрязнения оптики, пыли и изменения параметров оптических элементов используется оптическая схема с измерением поглощения на рабочей и опорной длинах волн.

Оптические газоанализаторы обеспечивают функционирование на протяжении более 10 лет.

4.3 Оптический газоанализатор СГОЭС-М

Газоанализатор СГОЭС-М (в дальнейшем - СГОЭС) предназначен для измерения довзрывоопасных концентраций метана, пропана, бутана, изобутана, пентана, циклопентана, гексана, циклогексана, гептана, этана, этилена, пропилена, паров ацетона, бензола, этилбензола, толуола, ксилола, метилтретбутилового эфира, этилового, метилового или изопропилового спиртов в смеси с азотом или воздухом, а также для контроля загазованности рабочей зоны парами реальных промышленно-используемых продуктов нефтепереработки (бензин, керосин, дизельное топливо, уайт-спирит и т.п.). Оптический газоанализатор СГОЭС представлен на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 - Общий вид газоанализатора СГОЭС 1 - корпус СГОЭС; 2 - основание (вводной отсек); 3 - трехцветный светодиодный индикатор; 4 - HART-разъем; 5 - влагопылезащитный кожух; 6 - кронштейн крепления; 7 - заземление

Работа газоанализатора СГОЭС основана на селективном поглощении молекулами углеводородов электромагнитного излучения и заключается в измерении изменения интенсивности инфракрасного излучения после прохождения им среды с газом. Для уменьшения влияния паров воды, загрязнения оптики, пыли и изменения параметров оптических элементов используется оптическая схема с измерением поглощения на рабочей и опорной длинах волн.

СГОЭС состоит из оптико-электронного и вводного отсеков, имеющих общую взрывонепроницаемую оболочку. В оптико-электронном отсеке находятся источники и приемники излучения, электронная схема.

Специальный защитный кожух обеспечивает защиту элементов оптико-электронной части датчика (защитного прозрачного стекла, за которым установлены источники/приемники оптического излучения, и отражающего зеркала) от неблагоприятного воздействия окружающей среды. Дополнительный защитный навес (короб) защищает СГОЭС (от осадков, грязевых отложений и проч.) при эксплуатации в неблагоприятных метеоусловиях. Конструкция короба фиксируется на монтажной поверхности под кронштейн прибора, сохраняя при этом удобство монтажа и подключения (осмотра и периодического обслуживания) СГОЭС в течение длительного срока службы устройства.

ИК-излучение от опорного и рабочего источников излучения через светоделитель попадают на опорный приёмник излучения и через прозрачное защитное стекло попадает в пространство, в котором находится анализируемая газовая смесь, и, отразившись от зеркала, через то же самое стекло возвращается в герметичный корпус и попадает на фотоприемник. Электрические сигналы с выхода фотоприемников поступают на электронную схему, где усиливаются, обрабатываются и преобразуются в унифицированный соответствующий диапазону измеряемых концентраций газов (0…100% НКПРП) токовый сигнал 4…20 мА. Оптическая схема СГОЭС представлена на рисунке 4.2.

Для защиты от образования конденсата и наледи на оптических элементах при эксплуатации на открытом воздухе газоанализатор оснащается устройством обогрева, автоматически включающем подогрев оптики при понижении температуры ниже оптимальной (+ 20°С).

С целью обеспечения возможности разделения электропитания и выходных информационных сигналов СГОЭС, а также для облегчения подключения датчиков в шлейф по RS-485 выпускается исполнение СГОЭС с двумя кабельными вводами.

Рисунок 4.2 - Оптическая схема СГОЭС 1 - опорный источник излучения; 2 - рабочий источник излучения; 3 -светоделитель; 4 - опорный приёмник излучения; 5 - рабочий приёмник излучения; 6 - защитное стекло; 7 - корпус прибора; 8 - зеркало

Для удобства эксплуатации газоанализатор имеет встроенную индикацию; трёхцветный светодиодный индикатор позволяет визуально легко определить режим работы устройства.

Стандартный интерфейс ModBus RTU позволяет осуществлять диагностику и настройку характеристик СГОЭС при подключении прибора по цифровому выходу, в том числе обеспечивает комплексное управление устройством по технологии Ethernet; при необходимости протокол обмена данными может быть изменен на ProfiBus DP. Подключение к СГОЭС через встроенный HART - разъём обеспечивает простоту диагностики, управления и настройки конкретных характеристик газоанализатора в полевых условиях эксплуатации [8].

4.4 Расчёт показателей надёжности термохимического и оптического газоанализаторов

4.4.1 Основные показатели надёжности

Рассчитаем и сравним показатели надёжности отдельно для газовых сигнализаторов СТМ-30 и СГОЭС, а так же для основных функций управления БИК.

В соответствии с ГОСТ 24.701-86 «Надежность автоматизированных систем управления» оценка надежности производится по следующим показателям:

- интенсивность отказов л(t);

- среднее время наработки изделия до отказа Т;

- вероятность безотказной работы за время t P(t);

- вероятность отказа за время t Q(t).

Последовательное соединение характеризует элементы, функционирующие без резерва. Параллельное соединение характеризует дублированные элементы, функционирующие в составе системы в качестве постоянно нагруженного резерва.

Методика расчета производится для экспоненциального закона распределения отказов, дающего наиболее низкие показатели надежности по сравнению с другими законами распределения.

Указанная методика позволяет производить расчет надежностных характеристик звена, представляющего собой композиционно последовательное или параллельное соединение звеньев. Надежностная схема последовательного соединения элементов представлена на рисунке 4.3.

Типовые схемы расчета показателей надежности:

Рисунок 4.3 - Надежностная схема последовательного соединения элементов

Интенсивность отказов для последовательного соединения:

, (4.1)

где л₁ - интенсивность отказа 1-го элемента, 1/ч;

л₂ - интенсивность отказа 2-го элемента, 1/ч.

Наработка на отказ для первого элемента:

. (4.2)

Наработка на отказ при последовательном соединении элементов:

. (4.3)

Вероятность безотказной работы за время t P(t) для одного элемента:

Р(t) = e^-л?t . (4.4)

Вероятность безотказной работы за время t P(t) при последовательном соединении элементов:

, (4.5)

Где P₁ - вероятность безотказной работы 1-го элемента;

P₁ - вероятность безотказной работы 1-го элемента;

P_n - вероятность безотказной работы n-го элемента.

Надежностная схема параллельного соединения элементов представлена на рисунке 4.4.

Рисунок 4.4 - Надежностная схема параллельного соединения элементов

Все элементы имеют одинаковые показатели надежности.

Вероятность отказа для параллельно соединённых n элементов за время t Q_c(t):

, (4.6)

Где Q₁ - вероятность отказа 1-го элемента;

Q₂ - вероятность отказа 2-го элемента;

Q_n - вероятность отказа n-го элемента.

Вероятность отказа за время t Q_n (t):

, (4.7)

где P_n - вероятность безотказной работы n-го элемента [9].

4.4.2 Расчёт показателей надёжности для газоанализатора СТМ-30

Газоанализатор СТМ-30 состоит из следующих элементов - штуцер, фильтр, эжектор, вентиль запорно-регулирующий, индикатор расхода, кран трехходовой - отказы которых наибольшим образом влияют на надежность блока и отказ которых приводит к отказу блока, составляется надежностная схема, представленная на рисунке 4.5.

Интенсивность отказа элементов термохимического сигнализатора СТМ-30 [9]: л₁ = 12,11·10^-6 1/ч, л₂ = 3,52·10^-6 1/ч, л₃ = 10,82·10^-6 1/ч, л₄ = 7,08·10^-61/ч, л₅ =6,57·10^-6 1/ч, л₆ = 5,202·10^-6 1/ч.

Рисунок 4.5 - Структурная схема надёжности СТМ-30: л1 - интенсивность отказа штуцера; л2 - интенсивность отказа фильтра; л3 - интенсивность отказа эжектора; л4 - интенсивность отказа вентиля; л5 - интенсивность отказа индикатора расхода; л6 - интенсивность отказа крана трёхходового

Согласно формуле (4.1) интенсивность отказов:

. (4.8)

Подставив значения интенсивности отказов в формулу (4.8) компонентов, получаем:

1/ч.

Для рассматриваемого газового сигнализатора вероятность безотказной работы за время t рассчитывается по формуле (4.4):

. (4.9)

График зависимости вероятности безотказной работы газового сигнализатора представлен на рисунке 4.6.

Для итоговой оценки среднего времени наработки до отказа газового сигнализатора СТМ-30 на основе вычисленных интенсивностей отказов компонентов датчика воспользуемся формулой (4.2):

ч.

Рисунок 4.6 - Зависимость P(t) газового сигнализатора СТМ-30

4.4.3 Расчет показателей надежности газоанализатора оптического типа СГОЭС

Оптический газоанализатор СГОЭС состоит из: электронного блока, рабочего излучателя, опорного излучателя, рабочего приёмника, опорного приёмника. Данные по интенсивности отказа элементов оптического газоанализатора для расчета надежности всего датчика берем по выбранной методике [8]: л₁ =6,87·10^-6 1/ч, л₂ = 4,129·10^-6 1/ч, л₃ = 4,729·10^-6 1/ч, л₄ = 2,736·10^-6 1/ч, л₅ = 3,736·10^-6 1/ч.

Таким образом, надежностная схема оптического газоанализатора будет выглядеть как показано на рисунке 4.7.

Согласно формуле (4.1) интенсивность отказов оптического датчика находится следующим образом:

. (4.10)

Рисунок 4.7 - Структурная схема надёжности оптического газоанализатора: л1 - интенсивность отказа электронного блока; л2 - интенсивность отказа рабочего излучателя; л3 - интенсивность отказа опорного излучателя; л4 - интенсивность отказа рабочего приёмника; л5 - интенсивность отказа опорного приёмника

Подставив значения интенсивности отказов элементов, получим:

.

По формуле (4.4) вероятность безотказной работы примет вид:

. (4.11)

График вероятности безотказной работы за время t оптического газоанализатора представлен на рисунке 4.8.

Для газоанализатора оптического найдем среднее временя наработки до отказа по формуле (4.2):

.

Рисунок 4.8 - Зависимости P(t) оптического газоанализатора

4.5 Расчет показателей надежности для системы контроля загазованности в БИК

Совокупность технических, программных и эргономических элементов АСУ ТП (технических и программных средств и части персонала), выделяемого из всего состава АСУ ТП по признаку участия в выполнении некоторой функции систем, образует функцию подсистемы АСУ ТП. Выделенная из всего состава АСУ ТП система контроля загазованности имеет следующие подсистемы выполняющие отдельные функции: контроль загазованности в помещении газоанализатором, световая сигнализация при превышении 10% и 30% от НКПРП, звуковая сигнализация при превышении 30% от НКПРП, включение вентиляторов, отключение отопления в помещении, отключение насосов, закрытие отсечных шаровых кранов на входе и выходе БИК.

Построим структурные схемы надёжности для каждой подсистемы. Определим основные показатели надёжности для каждой подсистемы и для всей системы контроля загазованности в целом. Примем, что все элементы системы функционируют в условиях, соответствующих требованиям нормативно-технической документации. Это обеспечивает статистическую устойчивость исходных параметров надежности элементов и вычисленных значений показателей надежности отдельных подсистем и для всей системы в целом. Состав элементов и параметры их надёжности приведены в таб. 4.1.

Структурная схема надежности любой из подсистем представляет собой либо последовательные, либо параллельное соединение звеньев или элементов.

Таблица 4.1 - Состав элементов и параметры их надёжности

Тип прибора	Сокращение	Интенсивность отказов л·10-6 , ч-1
Источник бесперебойного питания	ИБП	0,34
Блок питания	ИП	2,00
ControlLogix	CL	6,65
Реле	Реле	2,50
Блок сигнализации и питания	БСП	3,45
Датчик контроля загазованности (СТМ-30)	ДЗ	45,30
Датчик контроля загазованности (СГОЭС)	ДЗ	22,20
Световое табло	Св. табло	26,00
Звуковой сигнализатор (горн)	Горн	36,20
Вентилятор	В	35,60
Отопление	Отопл.	25,00
Шаровой кран	КШ	5,10
Насос	Н	38,00

В соответствии с ГОСТ 24.701-86 проектный расчет надежности выполняется по каждой отдельной функции. Функции подсистем представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Функции подсистем

Обозначение функции	Название функции
F1	Функция контроля загазованности газоанализатором в помещении
F2	Функция световой сигнализации при достижении 10% и 30% от НКПРП загазованности в помещении
F3	Функция звуковой сигнализации при достижении 30% от НКПРП загазованности в помещении
F4	Функция включение вентиляторов при достижении 10% и 30% от НКПРП загазованности в помещении
F5	Функция отключения отопления при загазованности помещения
F6	Функция закрытия отсечных шаровых кранов на входе и выходе БИК
F7	Функция отключения насосов при загазованности помещения

Расчёт надежностных показателей функции контроля загазованности газоанализатором СТМ-30 в помещении (F1). Структурная схема для расчета надежностных характеристик функции F1 показана на рисунке 4.9.

Рисунок 4.9 - Структурная схема для расчета надежностных характеристик функции F1 для СТМ-30

Подсчитаем интенсивность отказов для двух параллельно соединённых элементов ИП. Вероятность безотказной работы одного ИП вычислим по формуле (4.4):

.

Вероятность отказа ИП найдём по формуле (4.7):

Q_ип = 1 - Р_ип = 0,02.

Для параллельно соединённых элементов ИП вероятность посчитаем по формуле (4.6):

.

Преобразуем формулу (4.7) для того что бы найти вероятность безотказной работы:

P_общ = 1 - Q_общ = 1- 0,0004 = 0,9996.

Из формулы (4.4) логарифмируя найдём интенсивность отказов для двух параллельно соединённых ИП:

Ln (P_общ) = -л_ИП ? 10000. (4.12)

Из формулы (4.12) получили интенсивность отказов:

л_ИП= 0,00000004.

Интенсивность отказов функции F1 для газоанализатора СМТ-30 считаем по формуле (4.1):

1/ч.

Время наработки на отказ функции F1 для газоанализатора СМТ-30 найдём по формуле (4.2):

ч.

Вероятность безотказной работы за 10000 часов F1 для газоанализатора СМТ-30 найдём по формуле (4.4):

.

Расчёт надежностных показателей функции контроля загазованности газоанализатором СГОЭС в помещении (F1).

Структурная схема для расчета надежностных характеристик функции F1 показана на рисунке 4.10.

Рисунок 4.10 - Структурная схема для расчета надежностных характеристик функции F1 для СГОЭС

Интенсивность отказов функции F1 для газоанализатора СГОЭС считаем по формуле (4.1):

1/ч.

Время наработки на отказ функции F1 для газоанализатора СГОЭС найдём по формуле (4.2):

ч.

Вероятность безотказной работы за 10000 часов F1 для газоанализатора СГОЭС найдём по формуле (4.4):

.

Расчёт надежностных показателей функции световой сигнализации при достижении 10% и 30% от НКПРП загазованности в помещении. Структурная схема для расчета надежностных характеристик функции F2 показана на рисунке 4.11.



Рисунок 4.11 - Структурная схема для расчета надежностных характеристик функции F2

Интенсивность отказов функции для функции F2 считаем по формуле (4.1):

1/ч

Время наработки на отказ функции F2 найдём по формуле (4.2):

ч.

Вероятность безотказной работы за 10000 часов для функции F2 найдём по формуле (4.4):

.

Расчёт надежностных показателей функции звуковой сигнализации при достижении 30% от НКПРП загазованности в помещении (F3). Структурная схема для расчета надежностных характеристик функции F3 показана на рисунке 4.12.

Рисунок 4.12 - Структурная схема для расчета надежностных характеристик функции F3

Интенсивность отказов функции F3 считаем по формуле (4.1):

1/ч.

Время наработки на отказ функции F3 найдём по формуле (4.2):

ч.

Вероятность безотказной работы за 10000 часов F3 найдём по формуле (4.4):

.

Расчёт надежностных показателей функции включения вентиляторов при достижении 10% и 30% от НКПРП загазованности в помещении. Структурная схема для расчета надежностных характеристик функции F4 показана на рисунке 4.13.

Рисунок 4.13 - Структурная схема для расчета надежностных характеристик функции F4

Интенсивность отказов функции F4 считаем по формуле (4.1):

1/ч.

Время наработки на отказ функции F4 рассчитаем по формуле (4.2):

ч.

Вероятность безотказной работы за 10000 часов F4 найдём по формуле (4.4):

.

Расчёт надежностных показателей функции отключения отопления при загазованности помещения. Структурная схема для расчета надежностных характеристик функции F5 показана на рисунке 4.14.

Рисунок 4.14 - Структурная схема для расчета надежностных характеристик функции F5

Интенсивность отказов функции F5 считаем по формуле (4.1):

1/ч.

Время наработки на отказ функции F5 рассчитаем по формуле (4.2):

ч.

Вероятность безотказной работы за 10000 часов F5 рассчитаем по формуле (4.4):

.

Расчёт надежностных показателей функции закрытия отсечных шаровых кранов на входе и выходе БИК. Структурная схема для расчета надежностных характеристик функции F6 показана на рисунке 4.15.

Рисунок 4.15 - Структурная схема для расчета надежностных характеристик функции F6

Интенсивность отказов функции F6 считаем по формуле (4.1):

1/ч.

Время наработки на отказ функции F6 рассчитаем по формуле (4.2):

ч.

Вероятность безотказной работы за 10000 часов F6 рассчитаем по формуле (4.4):

.

Расчёт надежностных показателей функции отключения насосов при загазованности в помещении. Структурная схема для расчета надежностных характеристик функции F7 показана на рисунке 4.16.



Рисунок 4.16 - Структурная схема для расчета надежностных характеристик функции F7

Интенсивность отказов функции F7 считаем по формуле (4.1):

1/ч.

Время наработки на отказ функции F7 рассчитаем по формуле (4.2):

ч.

Вероятность безотказной работы за 10000 часов F7 рассчитаем по формуле (4.4):

.

Результаты расчётов показателей надёжности для всех функций системы контроля загазованности с сигнализатором загазованности СТМ-30 представлено в таблице 4.3, с оптическим датчиком загазованности СГОЭС представлено в таблице 4.4.

4.6 Анализ результатов расчёта

Сравнительная зависимость вероятностей безотказной работы P(t) для сигнализатора СТМ-30 и оптического газоанализатора СГОЭС представлена на рисунке 4.17. Например, при работе датчиков в 40000 ч, P(t) = 0,16 для СТМ-30, а для СГОЭС Р(t) = 0,4, что в 2 раза больше. Интенсивность отказов для всей системы контроля загазованности с оптическим датчиком меньше, чем с термохимическим.

Рисунок 4.17 - Сравнительная характеристика датчиков загазованности СМТ-30 и СГОЭС

Надежность повышается из-за отсутствия в оптических газоанализаторах контакта между газовой средой и чувствительными элементами. Поэтому для оптических газоанализаторов безопасны химически агрессивные вещества и соединения, выводящие из строя газоанализаторы. Следовательно, срок службы будет более продолжительным. Оптический датчик нуждается в меньшем обслуживании, чем термохимический. Установка такого газоанализатора повысит надёжность системы измерений количества и показателей качества нефти НГДУ «Туймазынефть» и позволит избежать аварийных ситуаций в системе измерения количества и показателей качества нефти.



Рисунок 4.18 - Сравнительная характеристика системы контроля загазованности

Таблица 4.3 - Результаты расчётов показателей надёжности для подсистем с датчиком загазованности СМТ-30.

Функции	Интенсивность отказа, 10-6 ч-1	Вероятность безотказной работы	Время наработки изделия до отказа, ч
Контроль загазованности газоанализатором СТМ-30	58,3	0,56	17241,40
Световая сигнализация	35,53	0,70	28169,01
Звуковая сигнализация	45,73	0,63	21739,13
Включение вентиляторов при достижении 10% и 30% от НКПРП	45,13	0,64	22172,90
Отключение отопления при загазованности помещения	34,53	0,71	28985,51
Закрытие отсечных шаровых кранов на входе и выходе БИК	14,63	0,86	68493,15
Отключение насосов при 30% загазованности помещения	47,53	0,62	21052,63
Система контроля загазованности БИК	281,36	0,06	17241,40

Таблица 4.4 - Результаты расчётов показателей надёжности для подсистем с датчиком загазованности СГОЭС-М.

Функции	Интенсивность отказа, 10-6 ч-1	Вероятность безотказной работы	Время наработки изделия до отказа, ч
Контроль загазованности газоанализатором СГОЭС	29,23	0,75	34246,57
Световая сигнализация	35,53	0,70	28169,01
Звуковая сигнализация	45,73	0,63	21739,13
Включение вентиляторов при достижении 10% и 30% от НКПРП	45,13	0,64	22172,90
Отключение отопления при загазованности помещения	34,53	0,71	28985,51
Закрытие отсечных шаровых кранов на входе и выходе БИК	14,63	0,86	68493,15
Отключение насосов при 30% загазованности помещения	47,53	0,62	21052,63
Система контроля загазованности БИК	252,31	0,08	21052,63

5. Охрана труда и техника безопасности

Темой дипломного проекта, как уже отмечено ранее, является автоматизация системы измерения количества и показателей качества нефти нефтегазодобывающего управления «Туймазынефть».В настоящем дипломном проекте рассматривается вариант модернизации блока измерения качества нефти путем замены средств измерения.

С целью обеспечения безопасности производства при монтаже и эксплуатации средств автоматизации, в данном разделе необходимо дать характеристику производственной среды, в которой будет произведена модернизация системы автоматики, и провести анализ опасных и вредных производственных факторов.

Безопасность производства и экологическая безопасность должны соблюдаться по всем видам работ, связанных с монтажом, эксплуатацией и ремонтом средств автоматизации.

Нарушение требований правил техники безопасности производства при монтаже, эксплуатации и ремонте средств автоматизации может привести к авариям и производственным травмам, а экологической безопасности - к загрязнению окружающей среды.

5.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей в системе измерения количества и показателей качества НГДУ «Туймазынефть»

При монтаже, ремонте и эксплуатации рассмотренных в технической части

первичных приборов и средств автоматизации системы измерения количества и показателей качества нефти может возникнуть целый ряд опасных факторов.

Может возникнуть опасность отравления парами углеводородов нефти, выделившимися через неплотные соединения арматуры в системе трубопроводов, в которых рабочим сырьем является товарная нефть.

При монтаже, эксплуатации и ремонте приборов в системе измерения количества и показателей качества может возникнуть целый ряд опасных факторов, регламентируемых ГОСТ 12.0.003-74 (99) «ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация» [10].

В результате утечки или выброса нефти в системе измерения количества и показателей качества нефти могут образоваться смеси газов и паров, представляющих наибольшую опасность - угрозу отравления. Нефть производит наркотическое действие, отдельное действие углеводородов сравнительно слабо, значительно сильнее действуют пары менее летучих (жидких) составных частей нефти. Нефти, содержащие малое количество ароматических углеводородов, действуют как смеси нафтеновых и метановых углеводородов, их пары вызывают наркоз и судороги. В большинстве случаев нефть в смеси с углеводородами C1...C5 содержит сероводород - бесцветный газ, имеющий запах тухлых яиц, который является сильным ядом, действующим на нервную систему и сердечную деятельность, на слизистую оболочку глаза. ОБУВ паров нефти в воздухе производственных помещений составляет 50 мг/м³, а ПДК сероводорода в смеси с углеводородами нефти - 3 мг/м³ .

Помещение блока измерения качества нефти является взрывоопасным. Пары нефти, выделяющиеся через не плотности арматуры, а также при авариях и утечках, легко воспламеняются, что создает угрозу возникновения взрыва и пожара. Поэтому обязательным к рассмотрению в данном разделе проекта является мероприятия по пожарной и взрывопожарной безопасности.

К основным причинам возникновения пожара относится следующее:

- нарушение герметичности технологического процесса в процессе монтажа, наладки средств автоматизации;

- короткое замыкание в цепях КИП и А и их перегрев;

- использование при работах, связанных с КИП и СА, неискробезопасных инструментов.

Характеристика вредных и взрывопожароопасных свойств сырья и используемых продуктов представлена в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Характеристика вредных и взрывопожароопасных свойств нефти

Наименование вещества на рассматриваемом объекте	Агрегатное состояние	Класс опасности вещества	Температура, 0С	Концентрационный предел взрываемости, % объем	Характеристика токсичности (воздействие на организм человека)	Предельно допустимая концентрация веществ в воздухе рабочей зоны
			вспышки	самовоспламенения	нижний предел	верхний предел
Нефть сырая	Ж(п)	-	-35…45	260…375	1,1	6,4	-	10,0
Газ нефтяной	г	-	-	405…580	6,0	8,4	-	300

Классификация основных помещений и блоков узла учета в пределах взрывоопасной зоны в соответствии с НПБ 105-03 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности», приведена в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Классификация помещений по взрывопожароопасности

Наименование производственных зданий, помещений, наружных установок	Категории взрывопожароопасной и пожарной опасности зданий и помещений (НПБ 105-03)	Классификация зон внутри и вне помещений
		Класс взрывопожароопасной или пожарной зоны (ПУЭ и ПБ 08-624-03)	Категория и группа взрывопожароопасных смесей (ГОСТ 12.1.011-78) Р51330.5-99 Р51330.11-99
БИЛ	А	В-1а	IIA-T3
БИК	А	В-1а	IIA-T3
Площадка ТПУ	Ан	В-1г	IIA-T3
Операторная	Д	_	_

В связи с тем, что питание предусмотренных проектом контроллеров «ControlLogix», «Floboss S600», электроприводов Rotork и AUMA MATIC осуществляется от промышленной сети переменного тока 220 В частотой 50 Гц, возникает угроза поражения электрическим током, поэтому необходимо указать мероприятия по безопасному монтажу и пуско-наладочных работах указанных средств автоматизации.

При монтаже и наладке первичных датчиков может возникнуть опасность поражения электрическим током (U ? 220В) из-за возникновения токов короткого замыкании при неправильном присоединении их к электрической схеме. Также может возникнуть опасность получения механических травм у обслуживающего персонала.

Потенциальные опасности при установке КИП и А на технологических линиях системы измерения количества и показателей качества нефти, в связи с наличием давления в аппаратах до 0,9 МПа, возникают при нарушении «Инструкции по обслуживанию оборудования и сосудов, работающих под давлением», а также в случае отказа регулирующих органов и приборов контроля системы автоматизации установки.

Воздействие атмосферного (молния) и статического электричества на установку. Прямой удар молнии, при котором ток может достигнуть 200 кА, напряжение 150 миллионов вольт, температура 200 °С, вызывает разрушения большой силы.

Причиной производственных травм в процессе монтажа и пуско-наладочных работ КИП и СА может быть недостаточное освещение рабочего места. Освещение, несоответствующее условиям работы, вызывает повышенную утомляемость, замедляет реакцию, приводит к ухудшению зрения и может явиться существенной причиной травматизма.

К основным причинам, которые могут повлечь за собой аварии и несчастные случаи, относятся:

- нарушение норм технологического режима работы установки во время производства работ по монтажу и пуско-наладке КИП и А и СА на блоке измерения параметров качества нефти;

- неисправность контрольно-измерительных приборов и средств автоматизации, регулирующих параметров технологического процесса на блоке измерения параметров качества нефти;

- нарушение герметичности аппаратов, фланцевых соединений и сальниковых уплотнений, трубопроводов блока измерения параметров качества нефти, на которые устанавливаются СА;

- неисправность вентиляционных установок в помещении блока измерения параметров качества нефти;

- нарушение инструкций по технике безопасности, противопожарной безопасности и промсанитарии, требований технологического регламента.

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

В дипломном проекте рассматриваются вопросы улучшения возможности контроля количества и показателей качества нефти, следовательно, необходимо рассмотреть правила и требования, которые необходимо соблюдать, чтобы избежать воздействия вредных и опасных производственных факторов, возникающих при монтаже и эксплуатации рассматриваемой системы.

5.2.1 Мероприятия по технике безопасности

Во избежание несчастных случаев при обслуживании средств автоматизации, направляемый на работу персонал должен иметь соответствующую подготовку, пройти производственный инструктаж, ознакомиться с правилами внутреннего распорядка, общими правилами техники безопасности и с безопасными методами работы на поручаемом ему для обслуживания участке или агрегате, а также с методами оказания первой помощи. По окончании инструктажа направляемые на работу сдают экзамен по технике безопасности в соответствии с ПБ-08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», ПУЭ, ГОСТ 12.0.004-90 (99) «ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения» и получают удостоверение с присвоенной квалификационной группой, дающее им право работать по обслуживанию действующих электроустановок [11].

В целях снижения опасности и вредности производства при монтаже, эксплуатации и ремонте установок, а также проведения технологического процесса в соответствии с ГОСТ 12.3.002-75 «ССБТ. Процессы производственные. Общие требования безопасности» предусмотрен ряд основных мероприятий:

- обеспечение полной герметизации технологического процесса (при работах, связанных с КИП и СА необходимо, чтобы соответствующие задвижки были преждевременно закрыты);

- приборы и средства автоматизации, устанавливаемые на технологическом оборудовании, соответствуют по степени взрывозащиты взрывоопасности технологического оборудования;

- вторичный прибор - контроллеры «ControlLogix», «Floboss S600» и устройства обработки информации в нормальном исполнении вынесены за пределы взрывопожароопасной зоны и размещены в помещении операторной;

- средства автоматизации и электроаппаратура в нормальном исполнении размещены за пределами взрывоопасной зоны;

- расстояния между сооружениями приняты в соответствии с требованиями действующих норм и правил;

- все технологические объекты, находящиеся под давлением, должны быть оборудованы манометрами с нанесенной на шкалу красной чертой, указывающей на разрешенное давление в системе;

- крепежные детали (шпильки, гайки) для фланцевых соединений выбраны в соответствии с требованиями ОСТ 26-2043-91;

- для защиты обслуживающего персонала от поражения электрическим током предусмотрено заземление электрооборудования подключением их к существующему контуру заземления. Сопротивление заземления не более 0,4 Ом (ГОСТ 12.1.030-96 «ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление»);

- принята установка электрических средств и оборудования соответствующего исполнения во взрывоопасной зоне в соответствии с ГОСТ 12.2.020-76;

- для индивидуальной защиты обслуживающего персонала предусмотрены основные и вспомогательные изолирующие средства. Исправность защитных средств проверяется перед каждым их применением, а также через каждые 6-12 месяцев. Изолирующие средства подвергаются периодическим электроиспытаниям;

- защита от статического электричества и молниезащита в соответствии с СО 153-34.21.122-2003 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций» обеспечивают безопасную эксплуатацию оборудования, электроустановок, приборов и щитов; размещение комплектов барьеров искробезопасности и средств защиты от перенапряжений (модули молниезащиты);

СИКН необходимо оборудовать круглосуточной телефонной (радиотелефонной) связью с диспетчерским пунктом или руководством участка, цеха, организации.

- оснащение наглядными плакатами, четкими надписями, табличками, запорная арматура пронумерована;

при размещении на стройплощадках участков работ, рабочих мест, проездов для строительных машин и транспортных средств, проходов для людей следует устанавливать ограждение опасных зон;

к работам по строительству, монтажу и эксплуатации оборудования и сооружений допускаются лица, прошедшие инструктаж и сдавшие экзамен по технике безопасности.

Все приборы и средства автоматизации, рассмотренные в данном дипломном проекте соответствуют требованиям безопасности производства и не оказывают опасного и вредного воздействия на обслуживающий персонал и окружающую среду.

5.2.2 Мероприятия по промышленной санитарии

Для устранения воздействия на организм человека вредных веществ, рассмотренных выше, в проекте предусмотрены мероприятия в соответствии с ГОСТ 12.1.005 - 88 (91) «ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны» [12].