Разработка системы автоматизации технологического процесса УПН-21 на базе микропроцессорного контроллера SLC-500 американской фирмы Allen-Bradley

Во время работы агрегата производится контроль технологических параметров и при отклонении их от нормы производится защитное отключение агрегата. Агрегат отключается в следующих случаях:

1) при повышении температуры подшипников до 80 ?С;

2) при срабатывании электрических защит;

3) при повышении загазованности в насосной;

4) при падении давления на входе в насос;

5) при падении, повышении давления на выходе из насоса;

6) при пожаре в насосной.

Подпрограмма останова насосного агрегата начинается с запроса о выключении насоса. Затем проверяются датчики температуры, датчик давления и состояние задвижки на выкиде насоса. При отсутствии аварийных сигналов по этим параметрам выдается сигнал, разрешающий останов нефтяного агрегата.

Все события и параметры фиксируются в базе данных и далее в отчете оператора.

Программа контроллера представлена в приложении В.

3.4 Верхний уровень управления

Верхний уровень - это уровень автоматизированного рабочего места оператора-технолога, комплекс программно-технических средств управления технологическим процессом, разработан на основе стандартных SCADA-систем промышленной автоматизации типа " RSView32" фирмы " Allen Bradley".

3.4.1 Рабочее место оператора

Рабочее место оператора - выполнено на базе промышленного компьютера Pentium IV, операционная система WINDOWS 2000/XP/NT, наличие программного обеспечения: APS или RSLogic, RSView, RSLinx. Загружен MS Excel для формирования и просмотра базы данных отчетов. Для распечатки суточных отчетов, сводок или иной документации к компьютеру подсоединен лазерный принтер. Визуализация данных осуществляется на цветном мониторе SVGA. Для штатного воздействия оператора на систему служат клавиатура и манипулятор типа «мышь». Компьютер питается от источника бесперебойного питания (UPS), что предотвращает любые сбои связанные с нестабильностью питающей сети.

Передача данных на большие расстояния (более 100 км) осуществляется через модем US Robotics, который также соединен с промышленным компьютером и далее по цифровому мнгоканальному цифровому радиоканалу надежно связывается с сервером находящимся в нефтегазодобывающем управлении.

3.4.2 Операторский интерфейс

Операторский интерфейс (MMI - Man Machine Interface) - это посредник между оператором и системой управления технологическим процессом.

MMI предназначен для сбора данных от контроллеров, для отображения состояния объекта в виде динамичных мнемосхем или процесса, для контроля параметров и их управления, для первичной обработки данных и архивизации данных, представление трендов измеряемых величин, сообщения о неисправностях и авариях.

Операторский интерфейс должен быть надежным, т.е. разработчиком должны быть предусмотрены различные нестандартные ситуации, вероятность сбоя должна быть сведена к минимуму, приспосабливаемым к конкретному пользователю. Основная задача MMI - объективное отображение состояния объекта, осуществление диалога с оператором.

В данном проекте, в качестве программного пакета операторского интерфейса для представления оператору данных о состоянии технологического процесса в виде мнемосхем, численных значений, диаграмм, временных графиков и аварийных сигнализаций может быть выбрана базовая система RSView32.

Программный пакет RSView выпускает корпорация Rockwell Software. Основными элементами RSView являются графические экраны, на которых представляется информация о системе, базы данных тегов, посредством которых производится привязка параметров реальных объектов к графическим. RSView обладает широкими возможностями для анимации, что делает мнемосхемы более понятными и приемлемыми.

RSView32 является ориентированной системой. Она хоть и содержит встроенный язык программирования, в ней отсутствует встроенный алгоритм управления. Она пользуется алгоритмами, которые имеются в контроллере.

Для создания системы управления необходим дополнительный пакет RSLinx, который обеспечивает связь с контроллерами, а так же с другими приложениями среды Windows.

Для связи RSView32 с программным обеспечением RSLogic500 в системе предусмотрена связь посредством базы «тег» [17].

RSView обладает возможностями по обработке аварийных ситуаций. Для каждого тега предусмотрено до 8 различных аварийных значений, каждое из которых может порождать свое уникальное событие, которое будет отрабатываться соответствующим образом.

Интерфейс позволяет оператору в режиме реального времени контролировать протекание процесса и управлять, при необходимости, технологическим оборудованием.

3.5 Связь контроллера с верхним уровнем

Связь между верхним уровнем и контроллером SLC-5/05 осуществляется с помощью промышленной, локальной сети DH-485. Выбор данной сети был сделан из-за относительно малой стоимости оборудования по отношению к оборудованию сетей типа DH+, Ethernet.

Протокол DH-485 определяет структуру команд, данных и порядок обработки диагностических сообщений и возникающих ошибок. Позволяет соединить до 32 устройств, включая контроллеры SLC-500 и MicroLogix1000, цветные графические системы и персональные компьютеры.

Характеристики протокола DH-485:

1) количество подключаемых устройств - 32;

2) максимальная длина сети - 1219 м;

3) максимальная скорость передачи данных 19,2 Кбод [7].

Протокол поддерживает 2 класса устройств: инициаторы и ответчики. Все инициаторы по сети получают возможность инициализировать передачу сообщения. Чтобы определить какой инициатор имеет право передавать используется алгоритм эстафетной передачи. Узел, удерживающий маркер, может посылать любой допустимый пакет в сеть. Каждому узлу позволяется только одна передача (плюс два повтора) каждый раз, когда он получает маркер. После того, как узел посылает один пакет сообщения, он пытается передать маркер преемнику, посылая ему пакет "передачи маркера". Если активности сети не происходит, инициатор снова посылает пакет "передачи маркера". После двух повторов (всего три попытки), инициатор пытается найти нового преемника. Допустимый диапазон адреса узла инициатора - от 0 до 31. Допустимый интервал адресов для всех ответчиков - от 1 до 31. В сети должен иметься по крайней мере один инициатор.

Эффективность протоколов передачи данных позволяет оценить быстродействие и эффективность системы в целом.

Обмен информацией между контроллером и ПЭВМ осуществляется по технологии «ведомый-ведущий». Контроллер получает от ПЭВМ запрос на выполнение какой-либо функции обмена, обрабатывает этот запрос и передает ответ на запрошенную функцию. При этом весь обмен между контроллером и ПЭВМ регламентируется протоколом обмена, который определяет набор функций обмена, коды функций, структуру сообщений запросов и сообщений ответов для каждой функции, принцип контроля правильности приёма сообщения, а также алгоритм действий программы обмена при корректном и некорректном протекании процедуры обмена.

4 РАСЧЕТ СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ УРОВНЯ В С-1

4.1 Постановка задачи

Расчет оптимальных настроек регуляторов позволяет более точно управлять непрерывным технологическим процессом.

Необходимо найти настройки регулятора с наименьшим перерегулированием (не более 20%) и временем переходного процесса.

Рассмотрим систему автоматического регулирования уровня в сепараторе.

Рисунок 4.1. Переходная характеристика сепаратора

4.2 Расчёт контура регулирования

Переходная характеристика уровня в сепараторе приведена на рисунке 4.1. Она получена изменением положения регулирующего клапана на 5%.

Для объекта с самовыравниванием коэффициент усиления может быть непосредственно найден из графика переходной характеристики.

Для этого проводим касательную к кривой разгона из точки начала кривой до пересечения с установившимся значением выходной величины и определяем постоянную времени объекта Т_об. Из графика получаем Т_об = 18 с.

Время запаздывания определяется из графика как разница времени от пересечения касательной с начальным значением переходной характеристики и момента начала открытия регулирующего клапана ?_об = 5 с.

Коэффициент передачи объекта К_об определяется из соотношения:

(4.1)

где y - относительное изменение выходной величины (в нашем случае это уровень в сепараторе), а x - относительное изменение входной величины (в нашем случае это процент открытия регулирующего клапана).

Для определения коэффициента передачи объекта перейдем к относительным единицам:

тогда

При практических расчетах y(t) объекта аппроксимируется апериодическим звеном первого порядка с запаздыванием

(4.2)

Полная передаточная функция в размерном виде запишется

4.3 Структурная схема САР и выбор типа регулятора

Автоматической системой регулирования (САР) называется совокупность объекта регулирования и регулятора, взаимодействующих между собой. Общая модель системы с цифровым регулятором приведена на рисунке 4.2.

Рисунок 4.2. Общая модель системы с цифровым регулятором

Регулируемая величина объекта y(t) в дельта-импульсном модуляторе, аналогичном аналого-цифровому преобразователю, преобразуется в последовательность модулированных дельта-импульсов y^*(t), которая затем подается на элемент сравнения. Дельта-импульс - это бесконечно короткий импульс, величина которого равна заменяемому числу. На этот же элемент сравнения подается другая последовательность импульсов U*(t), определяющая заданное значение регулируемой величины U(t) в дискретные моменты времени.

В элементе сравнения образуется последовательность импульсов рассогласования *(t), которая подается в дискретный регулятор, на выходе которого получают регулирующие импульсы *(t). В демодуляторе, аналогичном цифро-аналоговому преобразователю, эти импульсы преобразуются в непрерывное регулирующее воздействие (t), подаваемое на вход объекта. Так как системой отфильтровываются боковые составляющие спектра сигнала y*(t), то в расчете может приниматься во внимание только основная составляющая спектра дельта-импульсной последовательности, по отношению к которой дельта-импульсный модулятор, ведет себя как непрерывное безынерционное звено с коэффициентом передачи 1/Т. При замене дельта-импульсного модулятора таким звеном система с дискретным регулятором, с точки зрения динамической ошибки, перестает отличаться от системы с непрерывным регуляторам, передаточная функция которого определится следующим образом:

(4.4)

Применение цифровых регуляторов вносит свою специфику в исследование систем управления, обусловленную тем, что такие регуляторы является дискретными системами, в которых осуществляется передача и преобразование сигналов, квантованных по времени.

Квантование по времени соответствует замене непрерывного во времени сигнала его значениями в дискретные равноотстоящие моменты времени через интервал квантования Т.

При значительных периодах квантования появляется ошибка, обусловленная потерей информации при квантовании сигналов, поэтому в динамическом отношении цифровые регуляторы должны работать не хуже непрерывных.

Регуляторами может реализовываться П, ПИ, ПИД- законы регулирования. Оптимальным для данного случая является ПИ-закон регулирования, который обеспечит достаточное качество регулирования.

4.4 Определение оптимальных параметров настроек регулятора

Оптимальные параметры настройки регулятора должны обеспечивать в системе автоматического регулирования (САР) запас устойчивости не ниже заданного при всех возможных вариантах параметрах объекта регулирования. Под устойчивостью системы понимается ее способность возвращаться к состоянию равновесия после устранения возмущения, нарушившего указанное равновесие [12].

Неустойчивая же система не может долго находиться в состоянии равновесия, т.к. любое кратковременное возмущение может вывести ее из состояния равновесия.

Кроме устойчивости любая промышленная САР должна обеспечить определенные качественные показатели процесса регулирования. При расчете оптимальных параметров настройки регулятора, используется косвенные оценки качества регулирования - степень затухания и частотный показатель колебательности М.

Достаточное качество регулирования обеспечивают принимаемые при инженерных расчетах величины степени затухания =0,75 и частотного показателя колебательности М=1,5.

Экстраполятор нулевого порядка совместно с непрерывной частью ЦСАУ W_об(S) представляет собой приведенную непрерывную часть системы с передаточной функцией

(4.5)

Передаточная функция объекта имеет вид:

 (4.6)

Дискретная передаточная функция приведенной непрерывной части системы:

W(S) = Z{[(1- e ^-sT)W_об(S) / S} = [(Z - 1) / Z]Z{W_o(S)}, (4.7)

где W_o(S) = W_об(S) / S (4.8)

Таким образом:

(4.9)

Разложим данное выражение на простейшие дроби

(4.10)

Принимая T = =5 (сек) , через Z - преобразование имеем

(4.11)

Пусть е ^-Т=Е.

Произведем математические преобразования

 (4.12) Тогда:

(4.13)

Передаточная функция разомкнутой системы

(4.14)

Передаточная функция ПИ-регулятора выглядит следующим образом:

, (4.15)

Пусть , а -K_p = B.

Тогда, согласно формуле (4.14) получим:

(4.16)

Между изображениями последовательности входных N^*(Z) и выходных Y^*(Z) импульсов справедлива зависимость

Y^*(Z) = W^*_з.с.(Z)N^*(Z), (4.17)

где W^*_з.с.(Z) - передаточная функция цифровой замкнутой САР.

(4.18)

Для облегчения расчетов произведем небольшую замену

AK_об(1-E)=C;

BK_об(1-E)=D, тогда:

(4.19)

N^*(Z) является Z-изображением входного единичного ступенчатого воздействия

N(t) = _o1(t) _o = 1

N(S) = 1/S _o N(Z) = Z / (Z-1)

тогда:

(4.20)

Разделим числитель и знаменатель формулы (4.20) на Z⁴.

Получим:

(4.21)

Чтобы построить переходный процесс нужно найти частное от деления двух полиномов. Этим частным будет числовой ряд вида

Y^*(Z) = Y_o(Y₁Z^-2 + Y₂Z^-3 + . . . + Y_nZ^-(n+1)), (4.22)

где Y_i - ординаты точек кривой переходного процесса.

Абсциссами точек будут являться значения T, 2T, . . . , nT, где Т - период квантования.

Вычисления оптимальных настроек цифрового ПИ-регулятора проводятся графо-аналитическим методом c ограничением на частотный показатель колебательности М = 1,5, а построение переходного процесса по вышеуказанной методике, в MathCADe.

По частотной характеристике разомкнутой системы W*_раз(jw) для единичного значения коэффициента усиления регулятора и нескольких значений Т_И строится семейство комплексно-частотных характеристик (КЧХ):

(4.23)

Под углом = arcsin(1/M_доп) проводится луч. Затем подбором чертятся окружности с центрами на вещественной отрицательной полуоси, касающиеся одновременно луча и каждой из характеристик -W*_р.с(jw) для различных Т_И, рисунка 4.3., таблица 4.1.

Рисунок 4.3. Построение КЧХ

Значение коэффициента передачи регулятора определяется по формуле:

k_p = (R_M / r) k_p0 , (4.24)

где k_p0=1, , r - радиус окружности, полученной в результате указанных графических построений.

Строим график в осях Т_и и К_р (см. рисунок 4.4.), затем проводим касательную с начала координат, а из точки пересечения графика с касательной опускаем перпендикуляры на оси абсцисс и ординат.

Таблица 4.1-Вариации Т_и и К_р для нахождения оптимальных настроек

Ти	0	1	3	5	7	10	15	20	25	30
Кр	0	0,02	0,126	0,284	0,448	0,72	1,275	1,52	1,7	1,8

Рисунок 4.4. Оптимальные настройки

Получили следующие оптимальные настройки K_p=1,52, T_и=19 (сек).

Значения коэффициентов, полученных при разложении Z-изображения переходного процесса в ряд Лорана представлены в таблице 4.2.



Таблица 4.2-Значения коэффициентов ряда Лорана
Nt	Y*(Z)	nT	Y*(Z)
0	0	17T	1,1081
Т	0	18T	1,0898
2Т	0,151	19T	1,0714
3Т	0,322	20T	1,0540
4Т	0,487	21T	1,0380
5T	0,639	22T	1,0241
6T	0,771	23T	1,0124
7T	0,8825	24T	1,0029
8T	0,9727	25T	0,9956
9T	1,0421	26T	0,9903
10T	1,0923	27T	0.9868
11T	1,1256	28T	0.9848
Nt	Y*(Z)	nT	Y*(Z)
12T	1,1443	29T	0.9841
13T	1,1512	30T	1.9926
14T	1,1487	31T	1.0014
15T	1,1393	32T	1,0077
16T	1,1251	33T	1,0101

4.5 Оценка качества регулирования

Качество процесса регулирования оценивают по переходной характеристике. Основными показателями качества являются время регулирования, перерегулирование, колебательность и установившаяся ошибка.

График переходного процесса представлен на рисунке 4.5.



Рисунок 4.5. График переходного процесса

Временем регулирования t_p - называется время, в течении которого, начиная с момента приложения воздействия на систему, отклонение значений регулируемой величины от установившего значения будут меньше наперед заданного значения. Таким образом, время регулирования определяет длительность переходного процесса.

Перерегулирование называется максимальное отклонение Н_fmax регулируемой величины от установившегося значения Н_fo, выраженное в процентах по отношению Н_fo.

Колебательность системы характеризуется числом колебаний регулируемой величины за время регулирования t_p. Если за это время переходный процесс в системе совершает число колебаний меньше заданного по условиям технологии, то считается, что система имеет требуемое качество регулирования в части колебательности.

Установившаяся ошибка _fo или точность регулирования определяется как разность двух значений - установившегося регулируемой величины Н_fo после окончания переходного процесса и заданного Н_o.

Показатели качества регулирования определяются непосредственно по кривой переходного процесса (рисунок 4.5), а именно:

1) перерегулирование - 15 % ;

2) время регулирования - 110 сек.

Система автоматизации сепарационного оборудования и разделителей жидкости позволяет поддерживать на заданном уровне основные технологические параметры (уровень), а также обеспечивает непрерывный вывод всех параметров на управляющую ЭВМ. Это позволяет наиболее точно поддерживать основной режим работы технологического оборудования, и в случае нарушения режима работы наиболее оперативно диагностировать и устранять возникшие отклонения параметров или устранять неисправности оборудования.

5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

5.1 Основные положения

Порядок организации работ, регламентация обязанностей и ответственность административно-технического персонала по охране труда и технике безопасности на технологических площадках установки подготовки нефти определяются требованиями «Правил безопасности в нефтедобывающей промышленности», «Правил безопасности при сборе, подготовке и транспортировании нефти и газа на предприятиях нефтяной промышленности», «Основными положениями об организации работы по охране труда в нефтяной промышленности», утвержденными Министерством топлива и энергетики Российской Федерации и технологическим регламентом [1].

5.2 Безопасность работающих

На УПН рассматриваются следующие опасные производственные факторы:

5.2.1 Пожаро - взрывоопасные вещества, применяемые на установке

Основой производства является технология ведения процесса. Установка УПН предназначена для приема нефти с ДНС и получения подтоварной нефти на выходе. Попутный нефтяной газ, выделившийся в процессе подготовки нефти поступает на ГПЗ. Подтоварная вода, отделившаяся от нефти, откачивается на очистные сооружения [1].

Нефть, попутный нефтяной газ, пары нефти, хим. реагенты характеризуются высокой степенью по взрывопожароопасности и обладают токсическими свойствами.

Пожароопасные свойства нефти, содержащих серу, является их способность вступать в реакцию с металлом и образовывать пирофорные соединения. В присутствии кислорода воздуха пирофорные соединения окисляются (в сухом виде) с выделением большого количества тепла, что приводит к самовозгоранию пирофорных соединений. Это одна из возможных причин взрывов и пожаров на установках и в резервуарных парках. В увлажненном состоянии (водой, нефтью) пирофорные отложения безопасны.

Кроме пирофорных соединений способны к самовозгоранию промасленная ветошь, тряпки, применяемые для очистки насосов, трубопроводов, запорной арматуры. Поэтому промасленная ветошь после употребления должна собираться в закрытые металлические ящики и вывозиться в безопасные места.

Углеводородные пары и газы (попутный нефтной газ, топливный газ) в смеси с атмосферным воздухом способны образовывать взрывоопасные смеси, которые при поднесении огня или искры могут взрываться.

Ниже в таблице 5.1. приводятся показатели взрыво-пожароопасности и токсичности сырья, получаемых продуктов и применяемых реагентов, а также жидких и газообразных отходов.

Взрывоопасные свойства нефти характеризуются наличием в ней газов, а также бензиновых и керосиновых фракций. На установке УПН вероятность создания взрывоопасной концентрации возможна в помещении насосных внешней и внутренней перекачки нефти, на площадках сепараторов и подогревателей при потухании горелок, на площадке факелов при потухании дежурных горелок, при подготовке к ремонту аппаратов и трубопроводов.

Деэмульгаторы, применяемые на УПН (Сепарол WF-41, Реапон 1/М, ХПД-001 и ХПД-004) при перегреве выделяют взрывоопасные пары в смеси с воздухом. Они также опасены при попадании на кожу, слизистую оболочку глаза и при вдыхании в легкие.

5.2.2 Санитарно-допустимые нормы паров и газов в воздухе

В процессе эксплуатации УПН из нефти и нефтяного газа выделяются различные вредные для здоровья компоненты.

Для избежания вредного виляния концентраций паров и газов во всех производственных помещениях и технологических площадках, эта концентрация не должна превышать технически обоснованных норм предельно допустимых концентраций в мг/м³. ПДК газов и паров в воздухе рабочей зоны приведены в таблице 5.1.

Причинами опасных концентраций в воздухе токсичных и вредных веществ (в т.ч. и взрывоопасных паров и газов) являются недостаточная герметизация оборудования, неисправность вентиляции, нарушения норм технологического режима ведения процесса.

Таблица 5.1-Взрыво-пожарность и токсичность сырья

Наименование вещества	Класс опасности ГОСТ 12.1.007-76	Удельный вес по воздуху	Температура, єС	Пределы взрываемости, % объема	ПДК в воздухе рабочей зоны производственных помещений	Характер токсичности (воздействия на организм человека)
			вспышки	воспламенения	самовоспламенения	нижний	верхний
Метан	4	0,55	365	650	950	4,8	16,7	300	Малоопасный (М)
Этан	4	1.05	320	590	880	3,2	12,5	300	-
Пропан	4	1,56	280	550	835	2,0	9,5	300	-
Бутан	4	2,00	250	500	800	1,5	8,5	300	-
Пентан	4	2,50	200	330	750	-	-	300	-
Гексан	4	3,00	140	200	680	-	-	300	-
Гептан	4	3,50	90	180	530	-	-	300	-
Метиловый спирт	3	1,11	75	165	460	6,0	34,7	5	Умеренно-опасный (У)
Бензиновая фракция	4	3,50	50	65	380	0,7	6,0	300	М
Керосиновая фракция	4	2,5	35	50	350	1,4	5,5	300	М
Нефтяной газ	4		40	55	400	3,8	24,6	300	М
Деэмульгатор ТХ-1220 (ТХ-1215)	3	0,8778	270	330	385			0,5-3	У
Нефть сырая	4	0,863	40	65	750
Нефть товарная			30	до 45	500	-	-	300	М

5.2.3 Освещенность

Необходимым условием обеспечения здоровых и безопасных условий труда и поддержания должного порядка на территории установки является достаточная освещенность рабочих мест, как внутри производственных помещений, так и наружных площадок в темное время суток. Нормы освещенности по рабочим местам приведены в таблице 5.2.

Таблица 5.2-Нормы освещенности рабочих мест

№ п/п	Наименование площадок, блоков	Нормируемая освещенность, лк
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13.	Площадка сепараторов I ступени. Блокбокс сепаратора. Площадка сепараторов II ступени. Блокбокс сепаратора. Площадка подогревателей нефти. Блок хим. реагентов. Станция насосная внешней перекачки нефти. Операторная. 6.1. Помещение операторной. 6.2. Помещение электрощитовой. Химлаборатория. Насосная станция противопожарного водоснабжения. Камера переключения. Установка автоматического пенного пожаротушения. 10.1. Блок насосный. 10.2. Блок вспомогательный АГП. Трансформаторная подстанция. Блок-бокс для хранения пожарного инвентаря. Блок обогрева вахтенного персонала.	100 100 75 75 75 75 75 200 75 200 75 75 75 75 75 75 75

5.2.4 Электробезопасность и молниезащита

Электроопасность установки обуславливается возникновением или наличием следующих факторов:

электрического тока(эксплуатация электроустановок свыше 1000 В);

электрической дуги (производство электросварочных работ);

электромагнитного поля.

Электробезопасность достигается прокладкой наружных электрических сетей по кабельным эстакадам в коробах и лотках. Предусмотрены следующие марки кабелей:

АВВГ и ВВГ - для электрических цепей до 1 кВ;

ААВК - для электрических цепей до 6 кВ;

АКВВГ и КВВГ - для цепей управления и контроля.

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

Сооружения магистральных нефтепроводов должны быть защищены от прямых ударов молнии, ее вторичных проявлений и от статического электричества, возникающего в процессе движения нефти, в соответствии с инструкцией по проектированию и устройству молниезащиты, зданий и сооружений СН 305-77 и временными правилами защиты от проявления статического электричества на производственных установках и сооружениях нефтяной и газовой промышленности.

Молниезащита зданий, сооружений и наружных установок выполнена в соответствии с РД 34, 21, 122-87.

Здания и сооружения на установке защищены 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.

Для борьбы с проявлениями вторичных воздействий молний, а также статического электричества все электропроводящие части технологического оборудования (металлические аппараты, резервуары, нефтепроводы, сливно-наливные устройства и т.д.), расположенные как внутри помещения, так и вне их, и содержание ЛВЖ и ГЖ, должны быть заземлены независимо от применения других мер защиты от статического электричества.

Заземляющие устройства, предназначенные для защиты персонала от поражения электрическим током промышленной частоты или для молниезащиты, могут быть использованы для отвода зарядов статического электричества.

Сопротивление заземляющего устройства, если оно предназначено только для отвода зарядов статического электричества, не должно превышать 100 Ом.

Одиночно установленные емкости, аппараты и агрегаты (резервуары) должны иметь самостоятельные заземлители или присоединяться при помощи отдельного ответвления к общей заземляющей магистрали сооружения, расположенного вблизи аппарата.

Осмотр и текущий ремонт защитных устройств необходимо выполнять одновременно с осмотром и текущим ремонтом всего технологического оборудования и электропроводки.

5.2.5 Аттестация рабочего места оператора-технолога

Оператор во время работы располагается в операторной и работает непосредственно с персональной электронно-вычислительной машиной (ПЭВМ). Несмотря на все положительные аспекты массового распространения ПЭВМ существует и ряд отрицательных факторов, выявление которых, оценка влияния на человека и разработка мер по их устранению или минимизации являются актуальными задачами на сегодняшний день.

Оценка условий труда по степени вредности и опасности приведена в таблице 5.3.

Таблица 5.3-Оценка условий труда по степени вредности и опасности.

Фактор	Классы условий труда
	Оптимальный 1	Допустимый 2	Вредный 3	Опасный 4
			1степ. 3.1	2степ. 3.2	3степ. 3.3	4степ. 3.4
Химический		+
Биологический	+
Физический	Шум		+
	Вибрация лок.	+
	Вибрация общ.	+
	Иониз. излуч.		+
	Микроклимат		+
	Освещенность		+
Тяжесть труда	+
Напряженность труда		+
Общая оценка условий труда		+

нефть технологический автоматизация контроллер

5.3 Классификация производственных отношений в соответствии с ПУЭ

Установка УПН относится к взрывоопасным объектам. Во взрывоопасных помещениях и наружных площадках должно применяться взрывозащитное оборудование из огнестойких материалов.

Помещения установки УПН и ее площадки в соответствии с «Правилами устройства электроустановок» (ПУЭ) и СНиП II-м.2-72 классифицируется следующим образом, согласно проекту.

Классификация взрывоопасных помещений, наружных площадок и характеристика взрывоопасных смесей представлена в таблице 5.4.

Таблица 5.4-Классификация помещений и наружных установок по ПУЭ

Наименование помещений, наружных площадок и оборудования	Категория пожароопасности процесса по СНиП II-м.2-72	Степень огнестойкости здания	Классификация помещений и наружных установок по ПУЭ	Санитарная характеристика веществ, используемых и образующихся в производстве	Примечания
			Класс помещения	Категория и группа взрывоопасных смесей по ГОСТ 12.1.011.-78
Операторная/хим. лаборатория	Д	IIIа				невзрывоопасная
Площадка сепараторов C-1, СГ-1	А	IIIа	В-1 Г	IIА-Т3	Обводненная нефть, нефтяной газ, топливный газ
Площадка подогревателей П-1, П2	А	IIIа	В-1 Г В-1 А	IIА-Т3	Обводненная нефть, нефтяной газ, топливный газ
Площадка сепараторов СГ-1, СГ-2	А	IIIа	В-1 Г	IIА-Т3	Обводненная нефть , нефтяной, топливный газ
Площадка электродегид- раторов ЭДГ-1,2	А	IIIа	В-1 Г	IIА-Т3	Обводненная нефть, нефтяной газ, топливный газ
Насосная внешней перекачки	А	IIIа	В-1 А	IIА-Т3	Обводненная нефть, нефтяной газ, топливный газ
Площадка буферной ёмкости	А	IIIа	В-1 Г	IIА-Т3	Нефтяной газ, топливный газ. Газовый конденсат
Реагентный блок	В1	IIIа	В-1 А	IIА-Т3	Дэемульгатор ХПД-004

5.4 Основные мероприятия по обеспечению безопасности ведения технологического процесса и защита организма работающих

Обслуживающий персонал установки УПН должен быть обучен, проинструктирован и аттестован согласно «Положению» на предприятиях МНП и Единой системе управления охраной труда в нефтяной промышленности».

Проведение своевременной ревизии и ремонта технологического оборудования установки (аппаратов, насосов, трубопроводов, запорной и регулирующей арматуры, СППК и т.п.), а также вентиляционных установок в блоках.

Обслуживающий персонал установки должен быть обеспечен спецодеждой, спецобувью, фильтрующими противогазами, кислостойкими перчатками и защитными очками (при работе с хим. реагентами) и другими предохранительными приспособлениями.

В помещении операторной (ЦПУ) должен храниться и передаваться по смене аварийный запас инструмента, шланговых противогазов ПШ-1 (ПШ-2), фильтрующих противогазов (СИЗОД). В соседнем блок-боксе должен храниться комплект пожарного инвентаря.

С целью защиты и обеспечения безопасных и комфортных условий труда обслуживающего персонала в рабочих помещениях предусмотрено:

естественная вытяжка вентиляции из верхней зоны с однократным воздухообменом и принудительная вентиляция из нижней зоны с восьмикратным воздухообменом;

система отопления, позволяющая поддерживать температуру в блоке управления 18-30єС и в остальных помещениях 10-30єС с относительной влажностью 40-75єС;

естественное и искусственное освещение (см. таблицу 5.3.).

Установка должна быть обеспечена должностными инструкциями, инструкциями по технике безопасности, пожарной и газовой безопасности, инструкциями по эксплуатации оборудования, паспортами на оборудование (аппараты, трубопроводы, насосы, регулирующие клапаны, СППК и т.д.) и планом ликвидации аварийных ситуаций (ПЛАС).

Средства оперативной связи, средства КИПиА, средства телемеханики, система сигнализации и блокировок, система газоанализаторов, компрессорная воздуха КИПиА должны быть всегда в исправном состоянии и на них, как и на основном технологическом оборудовании, должен проводиться ППР согласно графикам, утвержденным техническим директорам.

В целях обеспечения условий безопасности обслуживающего персонала при эксплуатации технологического оборудования действующая система контроля и управления технологическим процессом на УПН обеспечивает:

эксплуатацию всех технологических объектов УПН при нормальных условиях в автоматическом режиме без присутствия обслуживающего персонала непосредственно не площадках, у аппаратов, агрегатов;

автоматическую аварийную защиту (систему блокировок) технологического оборудования, что исключает возможность его работы в условиях аварийного режима;

сигнализацию об отклонении параметров от норм технологического режима, что предупреждает о возможности аварийной ситуации;

сигнализацию о появлении газоопасной среды в помещениях категорий 11А-13.

5.5 Схема и описание применения противопожарных средств

Для тушения возможных очагов пожара на установке предусмотрено автоматическое пенопотушение следующих объектов:

сепараторов первой ступени;

подогревателей;

станции насосной перекачки;

блок сепараторов второй ступени;

блок электродегидраторов;

буферной ёмкости [1].

Система автоматического пенотушения рассчитана на единовременное тушение одного очага возгорания наиболее объемного пенопотребителя. Она осуществляет автоматическое обнаружение очага пожара, подачу пены к очагу пожара, а также включение пожарной сигнализации.

Кроме системы автоматического пенотушения на установке предусмотрена система водотушения. Подача воды для тушения объектов возгорания осуществляется по кольцевому водопроводу, проложенному совместно с пенопроводом.

Для немедленного оповещения обслуживающего персонала о пожаре на буферной ёмкости в насосной установлены датчики ГСМ-03, сигнал от которых выведен на световую и звуковую сигнализацию на щит КИП в операторной ЦПУ и на дисплей; кроме того, у БЕ установлен кнопочный извещатель ПКИЛ, сигнал от которого тоже поступает в операторную ЦПУ. Все блоки и помещения оборудованы системой датчиков оповещения, и в случае возникновения пожара на ЦПУ срабатывает аварийная сигнализация.

На территории УПН предусмотрена кольцевая система дорог, обеспечивающая возможность подъезда противопожарной техники к любому объекту.

5.6 Технические средства обеспечения безопасности

Для осуществления автоматизации технологических процессов и мер, предотвращающих аварийные ситуации, является сигнализация об отклонениях параметров процессов, то есть технологическая сигнализация. Датчиками отклонений параметров процесса являются измерительные приборы со встроенными устройствами сигнализации - электроконтактные манометры, сигнализаторы уровня, а также вторичные приборы и устройства. В данном дипломном проекте таковыми являются программируемый логический контроллер SLC500 американской фирмы Allen Bredley. Сигнализация может быть двух видов - предупредительная и аварийная. Первой срабатывает предупредительная, сообщая о факте нарушения технологического режима. При этом в операторную одновременно подаются звуковой и световой сигналы. Звуковой сигнал служит для привлечения внимания оператора к щиту управления, на котором смонтированы устройства световой сигнализации - лампы или табло - отдельно для каждого параметра.

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

Аварийная сигнализация осуществляется при серьезных нарушениях технологического режима, которые могут повлечь за собой серьезные последствия, например, повышение давления нефти в печи, погасание пламени в горелках печи, повышение или понижение уровня в аппаратах и др.

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

В аварийных ситуациях защита технологического оборудования осуществляется перекрытием трубопроводов специальными отсечными клапанами, установленными последовательно с регулирующими устройствами, отключением напряжения электродвигателей насосных агрегатов, отключением напряжения на электродегидраторах.

5.7 Оценка экологичности проекта

В соответствии с нормативами технологического проектирования для предотвращения попадания углеводородных газов в производственные помещения и атмосферу на УПН предусмотрена полная герметизация всего оборудования, аппаратов и трубопроводов. Количество загрязняющих веществ, разрешенных к выбросу в атмосферу с УПН, приведено в таблице 5.5.

Таблица 5.5.Количество загрязняющих веществ, разрешенных к выбросу в атмосферу

Загрязняющие вещества	Суммарный выброс
	т / год	г / сут
окись углерода (организованный)	179.778	6.65
окислы азота (организованный)	6.764	1.298
углеводороды (организованный)	92.959	2.95
в том числе метан (неорганизованный)	5.963	0.189
дизельное топливо (организованный)	1.945	0.062
дизельное топливо (неорганизованный)	12.3	0.39
диэтиленгликоль (организованный)	3.13	0.099
метанол (организованный)	14.74	0.467

Для отвода сточных вод на площадке УПН имеются две системы канализации:

хозяйственно - бытовая;

производственная.

В хозяйственно - бытовую канализацию отводятся стоки от бытовых помещений и столовой. По самотечной системе трубопроводов стоки собираются в канализационно насосной станции (КНС) в емкость из которой стоки перекачиваются на установку биологической очистки хозяйственно - бытовых стоков К4-25.

В производственную канализацию отводятся стоки от технологических установок, из котельной, от промывки технологического оборудования.

Промстоки содержат: механические примеси, нефтепродукты (газовый конденсат, дизельное топливо, смазочные материалы), метанол, диэтиленгликоль.

По самотечной дренажной сети эти стоки поступают в приемный резервуар КНС промстоков и по напорному коллектору направляются на очистные сооружения. Все КНС работают в автоматическом режиме.

В состав очистных сооружений входят:

нефтеловушка;

флотационная установка;

резервуар для очистных промышленных стоков;

поглощающие скважины.

Объединенные промстоки от КНС поступают на очистку в нефтеловушку и на доочистку на флотационную установку.

Ниже приведен расчет количества дымовых газов, выбрасываемых в атмосферу при сжигании газа на факеле. Компонентный состав топливного газа в процентах объемных приведен в таблице 5.6.

Таблица 5.6-Компонентный состав Ci (%вес) и плотность p_i по данным предприятия

Компонент УПН	СН4	С2Н6	С3Н8	i-С4Н10	n-С4Н10	С5Н12	H2S	СО2	N2
Ci	95,8000	0,9600	1,3800	0,4800	0,5600	0,3170	0,0016	0,0900	0,41000
Pi	0,7170	1,3560	2,0190	2,6760	2,7030	3,4570	1,5410	1,9770	1,25000
pr = 0,01Cipi	0,6869	0,0130	0,0279	0,0128	0,0151	0,0110	0,00002	0,0018	0,0051

Плотность сжигаемого газа р_r (кг/м³) рассчитывается по формуле:

p_r =0,01 (C_i p_i) (5.1)

Таблица 5.7-Исходные данные для расчетов.

Расход газа на факел, млн. м3/год	Плотность газа , кг/м3	Содержание сернистых соединений СS, %	Температура выбросов, 0С	Высота факельного стояка H, м	Диаметр устья факела D, м	Продолжительность работы факела Т, ч/год
6.1	0,774	0.0016	650	25	0,05	8760

Из всего газа, сжигаемого на факеле, за год выбрасывается:

диоксида серы:

(5.2)

где С_S - содержание сернистых соединений, % вес;

В - расход газа на факел, т/год;

В= 6.1 10⁶ = 4.72 10³ т/год

г/с.

оксида углерода:

(5.3)

г/с.

оксида азота:

 (5.4)

г/с.

метана:

(5.5)

г/с.

Приземная концентрация это концентрация загрязняющего вещества в приземном (двухметровом слое) над поверхностью земли. Максимальное значение приземной концентрации загрязняющего вещества для факела при неблагоприятных метеорологических условиях на расстоянии Х м от источника определим по формуле:

(5.6)

где А - коэффициент, зависящии от температурной стратификации атмосферы;

М - масса вредного вещества, выбрасываемого в атмосферу в единицу времени;

F - безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе;

- коэффициент учитывающий влияние рельефа местности;

m и n - коэффициенты, учитывающие условия выхода газовоздушной смеси из источника выброса;

H - высота источника выброса над уровнем земли (принимаем Н = 2 м.);

V₁ - расход газовоздушной смеси;

(5.7)

м³/сек

где - средняя скорость выхода газовоздушной смеси из устья источника;

D - диаметр устья источника, м;

T - разность температур отходящих газов и атмосферного воздуха;

Определим коэффициенты m и n в зависимости от параметров f и _m по графикам [18]:

(5.8)

(5.9)

Обьем газовоздушной смеси, образующейся при сжигании на факеле:

(5.10)

где В - расход газа на сжигание, м³/сек

м³/сек

, г/м³

, г/м³

, г/м³

, г/м³

Определим расстояние от источника выбросов, на котором приземная концентрация достигает максимального значения:

(5.11)

(5.12)

X_M

Поскольку значения приземной концентрации С_м превышают ПДК

(С_м + С_ф >ПДК) нам необходимо рассчитать ПДВ.

ПДВ рассчитывается по формуле:

(5.13)

, г/с;

, г/с;

, г/с;

, г/с.

Если фактический выброс загрязняющего вещества не превышает ПДВ, то плата предприятия за загрязнения атмосферы начисляется по установленным нормативам по формуле:

(5.14)

где М_i - масса выброса i - го загрязняющего вещества, т/год;

N_i - базовый норматив платы за 1 т. загрязняющих веществ, руб;

K_э и K_и - коэффициент экологической ситуации и индексации соответственно.

, руб;

, руб;

, руб;

, руб.

5.8 Чрезвычайные ситуации

Аварийное положение на установке создается при:

значительных утечках нефти на УПН вследствие неправильного обслуживания оборудования или его износа и образования газовоздушных концентраций выше предельно допустимых значений;

внезапном отключении электроэнергии;

прекращении подачи воздуха КИПиА;

отсутствии водоснабжения;

возникновении пожара;

при низких температурах воздуха;

возникновении газоутечек.

Особенность функционирования рассматриваемого предприятия обуславливает возникновение чрезвычайных ситуаций техногенного характера, вследствие эксплуатации технологического оборудования в процессе подготовки нефти.

Одной из наиболее распространенных ситуаций является возникновение пожаров. Основной причиной возгораний являются неконтролируемые утечки нефти и нефтепродуктов. При возникновении таких чрезвычайных ситуаций, происходит полная остановка всей УПН и отключение установки от нефтепровода. Затем включаются пенонасосы и открываются задвижки пенопожаротушения на помещения с целью полной ликвидации возгорания

Электроснабжение УПН в нормальном режиме осуществляется от комплексных трансформаторных подстанций ПС6/0.4кВт с двумя трансформаторами с коэффициентом загрузки 50%. В случае аварии на одной питающей линии или на одном из трансформаторов вся нагрузка УПН принимается другим, оставшимся в работе.

5.9 Вывод по разделу

Наибольшая безопасность объекта достигается введением новой автоматизированной системы пожаротушения, в основу которой входит современный контроллер Allen Bradley, сменой старого оборудование на новое, усовершенствованием системы сигнализации и оповещения, установлением новых более точных датчиков, более строгим соблюдением нормативных актов и положений по охране труда и технике безопасности.

6. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА

6.1 Основные факторы и источники эффективности проектируемой системы автоматизации

Высокое развитие нефтяной промышленности обуславливает создание все более совершенной технологии и техники промыслового сбора, подготовки и транспортирования нефти. Одной из первоочередных задач усовершенствования является внедрение прогрессивного технологического оборудования при одновременном снижении затрат в процессе его эксплуатации и обслуживания. Автоматизация УПН представляет собой один из видов инвестиционной деятельности, а именно, капитальные вложения на создание производственных объектов. Одним из наиболее важных и ответственных этапов является определение экономической эффективности инвестиционного проекта. Он включает детальный анализ и оценку всей экономической и финансовой информации.

Наиболее высокие технико-экономические показатели могут быть достигнуты при автоматическом управлении технологическими процессами в оптимальном режиме. Под оптимальным автоматическим управлением технологическим объектом понимают функционирование объекта с автоматическим выбором такого технологического режима, при котором обеспечивается наибольшая производительность с наилучшим использованием энергетических и сырьевых ресурсов.

Разработка и внедрение системы автоматизации на базе микропроцессорного контроллера, вместо устаревших систем контроля и регулирования, позволяет значительно повысить качество управления УПН, повысить надежность работы технологического оборудования и средств автоматизации. Внедрение проектируемой системы повышает точность системы автоматического регулирования и быстродействие.

Основные факторы и источники эффективности проектируемой системы:

1) замена пневматической системы регулирования на электрическую позволяет исключить из технологического процесса 2 процессора для подготовки сжатого воздуха, что позволяет сократить потребление электроэнергии на 21%;

2) замена исполнительных механизмов с ручным воздействием на автоматическое управление технологическим процессом позволит высвободить 5 человека из бригады обслуживания.

Для определения эффективности инвестиционного проекта рассматриваются два взаимосвязанных процесса:

1) процесс инвестиции в создание производственного объекта;

2) процесс получения дохода от вложенных средств.

Эти процессы протекают последовательно с разрывом между ними, без разрыва или параллельно.

6.2 Порядок расчета обобщающих показателей эффективности

Экономическая эффективность капитальных вложений на разработку и внедрение автоматизированной системы определяется методами:

1) окупаемости;

2) простой нормы прибыли;

3) дисконтирования средств .

Метод окупаемости основан на определении периода возврата капитальных вложений (начальных инвестиций) в проект за счет прибылей от проекта. Период возврата капитальных вложений (окупаемость) определяется по формуле:

, (6.1)

где Т_в - период возврата капитальных вложений, год;

К - капитальные вложения на разработку и внедрение автоматизированной системы, тыс. р.;

П₀ - чистая прибыль от реализации автоматизированной системы,тыс. р.;

А - амортизация основных средств и нематериальных активов, приобретенных для реализации автоматизированной системы, тыс. р.

Метод простой нормы прибыли позволяет определить размер прибыли на 1 рубль вложенного капитала. Простая норма прибыли - показатель обратный периоду возврата капитальных вложений и рассчитывается по формуле:

, (6.2)

где Э - простая норма пробыли.

К - капитальные вложения на разработку и внедрение автоматизированной системы, тыс. р.;

П₀ - чистая прибыль от реализации автоматизированной системы,тыс. р.;

А - амортизация основных средств и нематериальных активов, приобретенных для реализации автоматизированной системы, тыс. р.

Метод дисконтирования рекомендован министерством финансов РФ для оценки эффективности инвестиционных проектов. Он базируется на дисконтных вычислениях по приведению доходов и расходов, связанных с реализацией системы, к некоторому моменту времени (к расчетному году).

Чистый дисконтированный доход рассчитывается по формуле:

, (6.3)

где ЧД_t - чистый доход в году t, тыс.р.;

_t - коэффициент дисконтирования (приведения), доли ед.;

t_н,t_к - соответственно начальный и конечный годы расчетного периода.

Проект считается прибыльным и его следует принять, если ЧДД больше нуля. Отдельный член денежного потока наличности (ЧД_t) равен разности между ожидаемой величиной доходов от реализации проекта и всеми видами затрат, и может отличаться от другого как по знаку (т.е. быть отрицательным), так и по величине, и рассчитывается по формуле:

, (6.4)

где ЧД_t - денежный поток наличности в отдельный период, тыс. р.;

П - прибыль, обеспечиваемая внедрением системы в году t.

А_t - амортизационные отчисления от стоимости системы, тыс.р.;

H_t - сумма налогов, уплачиваемых предприятием из прибыли в бюджет, тыс.р.;

К_t - единовременные затраты в году t, тыс.р.

Так как система автоматизации технологических процессов позволяет сократить эксплуатационные расходы, то прибыль (чистый доход), обеспечиваемая внедрением системы, определяется как разность между годовыми эксплуатационными затратами до и после автоматизации. Тогда формула (6.4) примет вид (формула 6.5):

, (6.5)

где C_дt - годовые эксплуатационные затраты на систему автоматизации соответственно в действующем варианте, тыс.р;

С_рt - годовые эксплуатационные затраты на систему автоматизации соответственно в разработанном варианте, тыс.р;

А_t - амортизационные отчисления от стоимости системы, тыс.р.;

H_t - сумма налогов, уплачиваемых предприятием из прибыли в бюджет, тыс.р.;

К_t - единовременные затраты в году t, тыс.р.

Общая экономия годовых эксплуатационных затрат в результате автоматизации может быть определена и по отдельным статьям затрат.