Автоматизация площадки отстойников установки предварительного сброса воды Барсуковского месторождения

Автоматизация площадки отстойников установки предварительного сброса воды Барсуковского месторождения

РЕФЕРАТ

Дипломный проект 100 с., 31 рисунок, 22 таблицы, 20 использованных источников, 7 приложений.

ПЛОЩАДКА ОТСТОЙНИКОВ, УСТАНОВКА ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ, СИСТЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ, SCADA-СИСТЕМА, ПРОГРАММИРУЕМЫЙ ЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЛЕР, УПРАВЛЯЮЩАЯ, ПРОГРАММА, РЕГУЛИРОВАНИЕ УРОВНЯ, ПИ-РЕГУЛЯТОР

Объектом исследования является проектируемая площадка отстойников второй очереди установки предварительного сброса воды ДНС №4 Барсуковского месторождения.

В процессе исследования изучены технологические процессы на объекте, возможные аварийные и внештатные ситуации.

Цель работы - проектирование системы автоматизации площадки отстойников второй очереди установки предварительного сброса воды ДНС №4 Барсуковского месторождения.

В результате работы была построена структура система автоматизации, выбраны необходимые датчики с учетом технологии и требований производства, составлена управляющая программа для промышленного контроллера, рассчитаны настройки алгоритма регулирования в отстойнике.

Технико-экономические показатели свидетельствуют о снижении вероятности возникновения аварийных ситуаций и внештатных ситуаций за счет более четкого управления.

Внедрение отсутствует.

Эффективность проекта основывается на повышении степени оперативности управления объектом, достоверности информации, сокращении обслуживающего персонала, а также на повышении качества продукции.

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

автоматизация отстойник сброс месторождение

УПСВ- установка предварительного сброса воды

ЦПСН- центральный пункт сбора нефти

ДНС- дожимная насосная станция

УПСВ-1- первая очередь установки предварительного сброса воды

УПСВ-2- вторая очередь установки предварительного сброса воды

АРМ- автоматизированное рабочее место- Power Panel 65&R- Bernecker & Rainer

УДР- установка дозирования реагента

УПОГ- установка предварительного отбора газа

ЕД- емкость дренажная

ПЛК- программируемый логический контроллер

ВОЛС - волоконно-оптическая линия связи

ФСА- функциональная схема автоматизации

ПАЗ- противоаварийная защита

ВВЕДЕНИЕ

Установка предварительного сброса воды (УПСВ) есть структурное подразделение нефтедобывающего предприятия и представляет собой сложный комплекс технологических объектов, осуществляющих предварительную подготовку нефти для последующей транспортировки к центральному пункту сбора нефти (ЦПСН) посредством дожимной насосной станции (ДНС).

Автоматическое управление УПСВ - это самостоятельное функционирование объекта на основе заранее определенного алгоритма, при котором обеспечиваются: высокая надежность функционирования системы в целом, наибольшая производительность с сохранением качества, экономия людских, энергетических и производственных ресурсов - что на сегодняшний день является актуальной проблемой.

Одним из важнейших этапов подготовки нефти на промыслах является ее предварительное разделение. Разделение нефти на первой очереди УПСВ (УПСВ-1) Барсуковского месторождения осуществляется при помощи отстойников. В связи с увеличением объемов добываемой нефти, а также в связи с увеличением процентного содержания воды в ней, руководством компании ОАО «НК «Роснефть-Пурнефтегаз»» было принято решение о строительстве второй очереди УПСВ (УПСВ-2).

Цель данного дипломного проекта - проектирование системы автоматизации УПСВ-2 Барсуковского месторождения.

Особое внимание в данном дипломном проекте уделено площадке отстойников УПСВ-2.

Задачами дипломного проекта являются:

изучение технологии промысловой подготовки нефти;

проектирования системы автоматизации УПСВ-2;

разработка управляющей программы для промышленного контроллера;

расчет настроек управляющей программы;

анализ производственных опасностей и вредностей;

анализ экономической эффективности проекта.

При работе над проектом были использованы материалы ООО «УралСофтПроект», ООО «Уфанефтепроект», а также ОАО «НК «Роснефть»».

1. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

.1 Общие сведения об установки предварительного сброса воды Барсуковского месторождения

Барсуковское месторождение, принадлежащее дочерней компании ОАО «НК «Роснефть»» - ОАО «НК «Роснефть-Пурнефтегаз»», открыто в 1984 году. По административному положению месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа. Расстояние до ближайших населенных пунктов по прямой составляет : п. Пурпе - 52 км; п.Тарко-Сале - 110 км; г.Ноябрьск- 157 км; г.Сургут - 358 км; г.Тюмень - 963 км. Ближайшими месторождениями являются: Комсомольское, Губкинское, расположенное в 20 км на северо-восток; Вынгаяхинское - в 43 км на юго-восток и Восточно-Таркосалинское - в 98 км северо-восточнее от Барсуковского месторождения.

В настоящее время данное месторождение вступило в позднюю стадию разработки, что означает высокую обводненность добываемой нефти (92%). Увеличение количества добываемой жидкости за счет извлекаемой воды вместе с нефтью приводит к резкому повышению затрат на транспортировку добываемой жидкости. Кроме того, пластовую воду после отделения от нефти необходимо вернуть на объекты добычи нефти для утилизации путем закачки в пласт для поддержания пластового давления.

Возникшая задача решается путем организации сброса воды на начальных участках системы сбора продукции скважины. Предварительный сброс воды производится на УПСВ.

Особенностью предварительного сброса воды на УПСВ является использование минимального оборудования при естественных условиях температуры и давления. При этом качество воды должно соответствовать требованиям для закачки в нефтяной пласт для поддержания пластового давления [1].

.2 Назначение установки предварительного сброса воды

Добываемая из скважин жидкость представляет собой смесь, состоящую из нефти, попутного нефтяного газа, воды и механических примесей (песка, окалина и проч.). В таком виде дальнейшее транспортирование продукции скважин недопустимо, так как:

вода - это балласт перекачка, которого не приносит прибыли;

при совместном течении нефти, газа и воды имеют место значительно большие потери давления на преодоление сил трения, чем при перекачке одной нефти, кроме того, велико сопротивление, создаваемое газовыми шапками, защемленными в вершинах профиля и скоплений воды в пониженных точках трассы;

минерализованная пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы механических примесей - абразивный износ оборудования.

Ввиду данных обстоятельств нефть на промыслах проходит предварительную подготовку посредством УПСВ.

УПСВ предназначена для сбора, дегазации, обезвоживания, учета нефти, попутного газа и воды [1, 2].

Сырьем для проектируемой УПСВ-2 Барсуковского месторождения является продукция скважин Барсуковского месторождения в виде газожидкостной смеси.

.3 Структура УПСВ-2 Барсуковского месторождения

В состав УПСВ-2 входят следующие технологические объекты:

площадка отстойников;

резервуары различного назначения;

насосная.

В свою очередь площадка отстойников представляет собой комплекс технологических агрегатов, состоящий из:

узла дополнительных работ (УДР);

блока реагентного хозяйства (БР);

устройств предварительного отбора газа (УПОГ) УПОГ-2 и УПОГ-3;

отстойников горизонтальных нефти с перегородками (ОГН-П);

емкости дренажной (ЕД) ЕД-8.

Технологическая схема УПСВ-2 представлена на рисунке 1.1. Основные технические характеристики УПСВ-2 представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Технические характеристики УПСВ-2

Наименование параметра	Значение
Производительность по жидкости, т/сут, не более	30000
Давление рабочее, МПа	0,6
Способ нагрева эмульсии	без подогрева
Обводненность нефтяной эмульсии на входе, % мас, не более	94
Ориентировочное время пребывания в аппарате, мин	20

.4 Функционирование площадки отстойников

.4.1 Функционирование УДР.

Нефть с кустов скважин, а также с АГЗУ по шлейфам поступает на УДР, где потоки нефти объединяются в один общий, задвижками ЗД-102 и ЗД-101 поток направляется либо на УПОГ-2, либо на УПОГ-3 (рисунок 1.2). Параметры рабочей среды представлены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Параметры рабочей среды УДР

Наименование параметра	Значение
Расход, м3/ч	1041,7
Давление избыточное, МПа	0,45
Температура, оС	38
Плотность, кг/м3	989,2
Скорость, м/с	0,58

Рисунок 1.1 - Технологическая схема УПСВ-2

Рисунок 1.2 - Технологическая схема УДР

.4.2 Функционирование УПОГ

Устройство предварительного отбора газа предназначено для отбора свободного газа, выделившегося из продукции нефтяных скважин в трубопроводе, а также для устранения пульсаций жидкости.

В результате действия пониженного давления в аппарате газы вскипают, собираются в виде газовой шапки в верхней части и затем удаляются из аппарата.

Введение двух УПОГ осуществлено с целью непрерывной работы всей УПСВ. При необходимости проведения плановых работ на УПОГ-2 поток нефти перенаправляется на УПОГ-3 посредством открытия задвижек ЗД-102, ЗД-102а, ЗД-148, ЗД-103б с последующим закрытием задвижек ЗД-101, ЗД-101а, ЗД-147, ЗД-103а (рисунок 1.3).

На данном этапе с целью повышения эффективности последующего разделения в поток добавляется деэмульгатор [3].

Параметры газовой среды УПОГ представлены в таблице 1.3. Параметры жидкой среды остаются приблизительно неизменными.

Рисунок 1.3 - Технологическая схема УПОГ

Таблица 1.3 - Параметры рабочей среды УПОГ

Наименование параметра	Значение
Расход газа, м3/ч	15506
Давление газа избыточное, МПа	0,45
Температура газа, оС	38
Плотность газа, кг/м3	0,74
Скорость потока газа, м/с	12,74

.4.3 Функционирование отстойников ОГН-П

После УПОГ нефть поступает в отстойники непрерывного действия ОГН-П-1/4-7, где происходит ее холодное гравитационное разделение на нефть и воду. Газ из УПОГ также поступает в отстойники с целью отделения капель нефти ухваченных потоком газа. Отстойники нефти горизонтальные с перегородками предназначены для обезвоживания нефти с сепарацией оставшегося в нефтяной эмульсии газа.

Отстойник состоит из горизонтальной цилиндрической технологической емкости, внутри которой расположены не сплошные перегородки, предназначенные для разделения нефти и воды, а также для предотвращения образования волн. Технологически емкость снабжена патрубком для ввода газонефтяной смеси, патрубками выхода газа, нефти, воды и люком лазом. На выходе установлены клапаны регулирующие сток нефти и сток воды.

Отстойник работает следующим образом (рисунок 1.4): газонефтяная смесь через патрубок ввода сырья поступает в емкость, где под действием силы гравитации и деэмульгатора происходит слияние капель с дальнейшим расслоением на нефть, газ и воду. Нефть, скапливаясь вверху, перетекает из зоны отстоя через перегородку в зону приема. Путем открытия/закрытия регулирующих клапанов поддерживают в зоне отстоя межфазный уровень таким образом, чтобы вода не перетекала в зону приема (1,2..1,6 м от дна отстойника), а в зоне приема поддерживают уровень нефти так, чтобы в трубопровод не попадал газ.

Таким образом, успешно отделяется основная масса пластовой воды от нефти. Данный способ во многом упрощает после­дующие процессы подготовки нефти.

Далее нефть собирается на вторую ступень сепарации УПСВ-1, где затем собирается в буферных емкостях и подается в насосный цех, после чего проходит через узел учета и транспортируется до центрального пункта сбора нефти. Вода после вторичного отстоя поступает в насосный цех и далее на КНС [4, 5].

Технологическая схема отстойников представлена на рисунке 1.5.

Рисунок 1.4 - Принципиальная схема работы ОГН-П

Рисунок 1.5 - Технологическая схема отстойников

Все отстойники оборудованы предохранительными клапанами СППК4Р. В случае возникновения высокого давления (свыше 9 кг/см2) происходит сброс газа на факел высокого давления.

ОГН-П-1/4 и ОГН-П-1/5 являются основными, а ОГН-П-1/6 и ОГН-П-1/7 резервными. Переключение линий происходит совместно с УПОГ в случае возникновения необходимости проведения плановых работ, а также, в случае возникновения аварийной ситуации. Переключение осуществляется с помощью задвижек ЗД-132..ЗД-136.

Технологические параметры отстойника представлены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Технологические параметры отстойника

Наименование параметра	Значение
Расход эмульсии, м3/ч	520,8
Расход нефти на выходе, м3/ч	41,4
Расход воды, м3/ч	479,4
Расход газа, м3/ч	7753
Давление избыточное, МПа	0,44
Температура, оС	38
Плотность нефти, кг/м3	887,2
Плотность воды, кг/м3	1009

1.4.4 Функционирование дренажной емкости

С целью проведения плановых работ, а также при аварийных ситуациях оставшуюся в трубопроводах и аппаратах жидкость сливают в подземную дренажную емкость ЕД-8. Слив осуществляется с помощью задвижек ЗД-135.. ЗД-146. Отделившийся в ЕД-8 газ поступает на факел. Данная емкость оборудована погружным центробежным насосом. При заполнении емкости производится откачка жидкости на УПСВ-1 в отстойники ОГН-П-2/1-2. Откачка производится не полностью - в ЕД-8 всегда присутствует определенное количество жидкости для того, чтобы в момент пуска насоса в его систему не попал газ. Технологическая схема представлена на рисунке 1.6 [6].

Рисунок 1.6 - Технологическая схема ЕД-8

2. ПАТЕНТНАЯ ПРОРАБОТКА

.1 Выбор и обоснование предмета поиска

В дипломном проекте рассматривается вопрос автоматизации площадки отстойников.

Одним из наиболее важных измеряемых параметров является межфазный уровень в отстойнике. Средства измерения уровня должны отвечать жестким требованиям по взрывобезопасности, надежности и точности.

Для измерения межфазного уровня решено было использовать поплавковый ультразвуковой уровнемер ДУУ4М. Целесообразность использования данного уровнемера заключается в том, что именно поплавковые уровнемеры наиболее точно реагируют на изменение межфазного уровня при наличии толстого водоимульсионного слоя. При этом подобные уровнемеры отличаются простотой установки, обслуживания и не требуют каких-либо вспомогательных конструкций. Таким образом, в данном разделе будет проводить патентный поиск поплавковых ультразвуковых уровнемеров.

.2 Регламент патентного поиска

Патентный поиск проводился с использованием фондов УГНТУ по источникам патентной документации Российской Федерации. Поиск по пяти ведущим зарубежным странам не проводился в связи с отсутствием материалов в фондах УГНТУ.

Поскольку промышленное приборостроение развивается очень быстрыми темпами, и обновление приборов происходит постоянно, была выбрана глубина поиска 5 лет (2007 - 2011 гг.).

Поиск проводится по индексу международной патентной классификации (МПК) G 01 F 23/28 «Индикация или измерение уровня с использованием поплавков, путем измерения физических переменных величин, кроме линейных размеров, давления и веса, зависящих от измеряемого уровня, путем измерения параметров электромагнитных или звуковых волн, направленных непосредственно в жидкие или сыпучие тела».

При этом были использованы следующие источники патентной информации:

рефераты российских изобретений;

полные тексты российских изобретений;

формулы российских полезных моделей.

.3 Результаты поиска

Результаты просмотра источников патентной документации приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Результаты патентного поиска

Страна	Индекс МПК	Номера просмотренных патентов	Выявленные аналоги
Россия	G 01 F 23/28	Патенты №№ 2298154 - 2351903	№ 2298154 «Ультразвуковой уровнемер»
			№ 2298156 «Уровнемер-индикатор»
			№ 2298155 «Магнитострикционный уровнемер-индикатор»
			№ 2299407 «Ультразвуковой уровнемер-индикатор»
			№ 2330245 «Многоканальный магнито-стрикционный индикатор уровня»
			2351903 «Уровнемер»

2.4 Анализ результатов патентного поиска

Анализ просмотренных результатов показал, что различия между рассмотренными приборами проявляются только в их конструкциях. В качестве измеряемого параметра используется время распространения импульса упругой деформации от места контакта поплавка с измеряемой средой по магнитострикционному звукопроводу до пьезодатчика с последующей обработкой сигнала.

Рассмотрим некоторые аналоги, приведенные в таблице 2.1, более подробно.

Магнитострикционный уровнемер-индикатор (№2298155) работает следующим образом: изменения уровня жидкости в рабочей полости корпуса устройства вызывают перемещения поплавкового элемента с магнитом относительно звукопровода. Это отражается на размерности временного интервала уровня, формируемого по акустическому тракту первичного преобразователя посредством генератора записи и усилителя считывания, который преобразуется вычислительным блоком в двоичный код и отображается блоком индикации.

Ультразвуковой уровнемер (№2298154) работает следующим образом: изменение уровня рабочей среды в закрытом резервуаре вызывает изменение местоположения поплавкового элемента с магнитами относительно звукопровода, закрепленного с внешней стороны боковой поверхности резервуара. В процессе возбуждения звукопровода сигналами генератора записи на выходе усилителя считывания формируются времяимпульсные сигналы, однозначно отображающие на временной оси положение поплавкового элемента с магнитами в резервуаре. В блоке кодирования и вычислений производится их преобразование в цифровой код и его коррекция по температурной составляющей погрешности измерения. Блок индикации отображает полученные данные.

Уровнемер (№2351903) содержит установленный в защитном кожухе звукопровод из магнитострикционного материала в виде струны, зафиксированной с обеих сторон для получения полного отражения импульса. Кроме того, нижний конец звукопровода подпружинен пружиной. Имеются постоянные магниты, один из которых (опорный) установлен внизу звукопровода и имеет фиксированное расстояние до двухсекционной катушки считывания, а три других расположены на поплавках разной плавучести. Блок преобразования содержит дифференциальный усилитель, компаратор с переключаемым порогом срабатывания, формирователь импульса тока и микропроцессорную схему обработки. При этом входы дифференциального усилителя подключены к двухсекционной катушке считывания, первый вход компаратора с переключаемым порогом срабатывания соединен с выходом дифференциального усилителя, второй вход с вторым выходом микропроцессорной схемы обработки, вход микропроцессорной схемы обработки соединен с выходом компаратора с переключаемым порогом срабатывания, а первый выход со входом формирователя импульса тока, выходы которого соединены с концами звукопровода.

Таким образом, найденные при поиске аналоги подтвердили целесообразность использования поплавкового ультразвукового уровнемера. Большое количество найденных патентов свидетельствуют о новизне принятого решения.

3. АНАЛИЗ ПРОЕКТА СИСТЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ

Разработка системы автоматизации УПСВ-2 Барсуковского месторождения находится на стадии «Технический проект».

Работы по созданию (развитию) автоматизированной системы, выполняемые на стадии «Технический проект», регламентируются документом ГОСТ 34.601-90 и в общем случае содержат следующие этапы:

разработка проектных решений по системе и её частям;

разработка проектной документации на автоматизированную систему и её части;

разработка и оформление документации на поставку изделий для комплектования автоматизированной системы и (или) технических требований (технических заданий) на их разработку.

разработка заданий на проектирование в смежных частях проекта объекта автоматизации.

Как отмечалось выше, одной из задач дипломного проекта является разработка управляющей программы для программируемого логического контроллера. Ввиду того, что программирование контроллера осуществляется на стадии «Рабочий проект», то для осуществления данной задачи необходимо произвести краткий анализ существующей стадии проектирования системы автоматизации.

.1 Общие сведения о системе управления

В качестве структуры системы автоматизации выбрана стандартная трехуровневая система контроля и управления, включающая:

уровень датчиков и исполнительных механизмов - уровень I;

уровень технологического контроллера - уровень управления II;

уровень (подсистема) управления УПСВ - уровень III - автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора УПСВ;

Уровень I и уровень II образуют подсистему контроля и управления технологическим оборудованием.

Среда функционирования программ подсистемы контроля и управления технологическим оборудованием - операционная система PCC SW для ПЛК Power Panel 65 (PP65) фирмы Bernecker & Rainer (B&R) (Австрия).

Среда функционирования программ подсистемы управления УПСВ (уровень управления III) - операционная система MicroSoft Windows XP Professional rus (с установленным пакетом обновления Service Pack SP2).

На рисунке 3.1 представлена структура системы автоматизации.

.2Структура комплекса технических средств подсистемы контроля и управления технологическим оборудованием

.2.1Состав комплекса технических средств подсистемы контроля и управления технологическим оборудованием

Состав комплекса технических средств подсистемы контроля и управления технологическим оборудованием определяется количественными и качественными характеристиками сигналов, получаемых от первичных датчиков и вторичных приборов, используемых в системе [7,8].

В состав технических средств данной подсистемы входят:

микропроцессорный блок контроля и управления;

шкафы микропроцессорные для размещения ПЛК и вторичной аппаратуры СИ и КИП в аппаратных;

шкаф управления насосной пожаротушения, щит сигнализации с внутренним электромонтажом - для размещения ПЛК и вторичной аппаратуры СИ и КИП в насосной;

шкаф управления задвижками (направление пожаротушения), щит сигнализации;

источники бесперебойного электропитания - для обеспечения функционирования ПЛК не менее 2 часов при отключении сетевого электропитания;

первичные датчики контроля технологических параметров, исполнительные механизмы и вторичные приборы локальной автоматики со стандартизованными цифровыми, аналоговыми выходами и/или стандартизованными интерфейсами RS485/232.

Структура комплекса автоматизации подробно представлена на рисунке 3.1.

.2.2Средства связи между уровнями

Контроллеры, расположенные в шкафах, связаны между собой и с сервером УПСВ по интерфейсу Ethernet (стандарт 100Base-FX) с использованием стандартного протокола INA 2000 (для ПЛК «B&R»). Обмен осуществляется по волоконно-оптической линии связи (ВОЛС) на основе многомодового волокна 50/125 микрон. Группа контроллеров и сервер УПСВ образуют кольцо.

«АРМ оператора УПСВ» находится в одной локальной сети с сервером. Связь осуществляется по интерфейсу Ethernet c использованием стандартного протокола TCP/IP.

.2.3Структура комплекса технических средств уровня управления III

В состав технических средств «АРМ оператора» (одно рабочее место) входит оборудование с характеристиками:

ПК: видеоадаптер, «мышка» оптическая, клавиатура;

монитор;

принтер - для печати отчетных документов и графических диаграмм;

источник бесперебойного питания.

Возможности системы позволяют увеличить количество клиентских рабочих мест. В этом случае персональные компьютеры должны быть объединены в локальную компьютерную сеть.

Оборудование, входящее в состав комплекса технических средств уровня управления III, территориально располагается в помещении операторной УПСВ.

.2.4Режим работы подсистемы контроля и управления технологическим оборудованием

Режим работы комплекса технических средств является круглосуточным.

Рисунок 3.1 - Структура системы автоматизации

Компоновка шкафов автоматики, предназначенных для размещения технических средств ПКУ, обеспечивает свободный доступ к ним для осуществления функций наладки, технического обслуживания и ремонта.

Электропитание технических средств системы при эксплуатации осуществляется от источников переменного тока напряжением 220В с отклонением от + 10% до минус 15% и частотой 50Гц ± 1Гц.

Автономный режим работы шкафов автоматики - режим работы при отключении сетевого электропитания на объекте. Функционирование в данном режиме обеспечивается блоком бесперебойного питания. Время автономной работы - не менее 2 часов.

Первичные датчики и вторичные приборы могут находиться в рабочем состоянии (нормальный режим работы), в нерабочем состоянии (аварийный режим работы датчика) или находиться на ТО.

Нормальный режим работы контроллера - при наличии электропитания на контроллере (от сети или от блока бесперебойного питания) и отсутствии на экране информационно-графической панели «B&R PowerPanel РР65» сообщения «ERROR» («ОШИБКА»).

.3 Схема автоматизации функциональная

.3.1 Описание функциональной схемы автоматизации

Функциональная схема автоматизации (ФСА) проектируемой системы автоматизации предназначена для отображения основных технических решений, принимаемых при проектировании системы автоматизации технологических процессов. Она является одним из основных документов проекта автоматизации объекта, поэтому на ней стоит остановиться более подробно.

ФСА - это графическое изображение принимаемых принципиальных решений автоматизации того или иного объекта с использованием условных обозначений по ГОСТ. На функциональной схеме автоматизации упрощенно изображена технологическая схема площадки отстойников УПСВ-2. Технологическое оборудование на схеме изображено в виде условных изображений, соединенных между собой линиями технологических связей, которые отражают направление потоков вещества или энергии. Функциональная схема составлена на основе анализа алгоритмов работы автоматизируемой системы, нормативных требований, требований к точности измерения параметров, качеству и надежности регулирования технологического процесса. Приборы и средства автоматизации изображены в виде условных изображений и объединяются в единую систему линиями функциональной связи. Нанесенные на условные изображения буквенные обозначения отражают функции, выполняемые аппаратурой. Группы приборов на функциональной схеме выделяется в отдельные зоны, такие как:

приборы, расположенные по месту;

приборы, расположенные на щите (в шкафу);

От первичных устройств, даются текстовые пояснения, отражающие величины контролируемых и регулируемых параметров.

Так же на ФСА отображены функции выполняемые приборами:

измерение;

сигнализация исполнительная и предупредительная;

сигнализация аварийная;

управление;

регулирование.

Комплекс контрольно-измерительных приборов УПСВ-2, взаимосвязь приборов, функции, а также расположение представлены на рисунке 3.2. В таблице 3.1 приведен перечень контрольно-измерительных приборов.

На ФСА (см. рисунок 3.2) представлен объем автоматизации только одного отстойника ОГН-П-1/4, т.к. автоматизация остальных отстойников аналогична.

Из данного рисунка видно, что на всех технологических аппаратах производится контроль основных технологических параметров: температуры, давления, загазованности, уровня (жидкости, раздела фаз) [9].

Таблица 3.1- Перечень контрольно-измерительных приборов

Поз. обознач.	Наименование	Кол.	Примечание
1, 2, 3	Манометр технический показывающий МП4-У	3
4	Термометр биметаллический показывающий Т-2	1
5	Термопреобразователь ТСМУ Метран-274	1	1ExiaIIСT5
6, 14, 15, 24	Датчик избыточного давления интеллектуальный взрывозащищенный Метран-150-Ex-ДИ 0..1МПа	4	1ExiaIIСT6Х
7-1, 11-1	Датчик уровня ДУУ2М-01	2	1ExiaIIBT4Х
7-2, 11-2, 16-1	Блок токовых выходов искробезопасный БТВИЗ	3
10-1, 17-1	Датчик положения уровня ДПУ5	2	1ExiaIIBT5
10-2, 17-2	Преобразователь вторичный ПВС4	2	1ExiaIIBT5
16-1	Датчик ДУУ4М-10	1	1ExiaIIBT4Х
18	Сигнализатор уровня масла	1	В комплекте с насосом
21	Сигнализатор загазованности СТМ-10-0010	1	1ExdIICT4
8, 12, 19, 22	Блок ручного управления	13
9, 13, 20, 23	Аппаратура управления силовая	13

.3.2 Противоаварийная защита

Системы противоаварийной защиты (ПАЗ) выполняются на промышленных предприятиях с опасными производственными процессами, такими как в рассматриваемом дипломном проекте.

Основное назначение данных систем предотвратить возникновение аварийной ситуации.

Структуру системы противоаварийной защиты можно разделить на три основных ступени:

диагностика факторов способствующих развитию аварии (контрольно-измерительные приборы, анализаторы);

- обработка полученных данных (контроллеры и др. средства обработки данных);

исполнительные механизмы (электро- и пневмоприводы арматуры, электровыключатели и др.).

Теоретически срабатывание исполнительного механизма по ложной команде от контрольно-измерительного прибора или в условиях действия «человеческого фактора» в одной из цепей сложного технологического процесса может повлечь за собой, в лучшем случае выход из строя дорогостоящего оборудования, в худшем аварию с вредом для жизни и здоровья обслуживающего персонала.

Что бы избежать подобных аварий и инцидентов, система противоаварийной защиты интегрирована в систему автоматизации производства, что позволяет без ущерба для безопасности минимизировать потери от срабатывания таких систем, минимизировать ложные срабатывания.

Противоаварийная защита выполнена по трем основным технологическим параметрам:

давление;

уровень;

загазованность [12].

Во всех отстойниках произведена защита от переполнения. В случае возникновения сигнала «уровень больше 2,8 м» автоматически закрываются все задвижки в линии, тем самым предотвращается дальнейшее наполнение емкости. Затем открываются дренажные задвижки соответствующего аппарата, что приводит к сбросу продукции в дренажную емкость. Одновременно со всем этим подается сигнал авария на все уровни управления.

При разгерметизации технологических аппаратов происходит частичный выброс продукции в окружающее пространство, что в последствии может привести к возникновению пожара. Для предотвращения этого применен следующий алгоритм защиты: при возникновении давления в аппарате меньше 0,2 MПа, а также при срабатывании датчика загазованности, закрываются задвижки в линии, открываются дренажные задвижки соответствующего аппарата. Таким образом, исключается ложное срабатывание ПАЗ при отключении от линии аппарата - тем самым предотвращаются расходы в связи с восстановлением системы.

Дренажная емкость ЕД-8 также снабжена защитой от переполнения. В случае возникновения данной ситуации подается сигнал на закрытие всех дренажных задвижек.

В комплекте с погружным насосом Н-2 имеется сигнализатор уровня масла в насосе. Если уровень масла в насосе опустился ниже Lмин происходит автоматическое выключение насоса. Таким образом, предотвращается сухое трение в подшипниках, тем самым предотвращается порча насоса. Перечень условий срабатывания блокировок и их действия приведен в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Блокировки и их действия

Номер поз. защиты	Номер сценария	Условие срабатывания	Действие защиты
10	3	L > 2,8 м	Закрыть: ЗД-103а, ЗД-147, КР-101, КР-105; Открыть: ЗД-139, ЗД-140
14, 21	4	Загазованность 50% НКПРП при P < 0,2 МПа	Закрыть: ЗД-101а, ЗД-131, ЗД-132, ЗД-133, ЗД-147, КР-101, КР-105
17	1	L > 2,6 м	Закрыть: ЗД-135, ЗД-136, ЗД-139, ЗД-140
18	2	Низкий уровень масла	Отключить Н-2

.3.3 Сбор и обработка первичной информации

Сбор и обработка первичной информации осуществляется с помощью программируемого логического контроллера «B&R Power Panel 65».

Контроллер представляет собой набор отдельных модулей, соединенных в блок.

Контроллеры «B&R Power Panel 65» характеризуются возможностью «горячей» замены отдельного модуля контроллера без выключения всего контроллера, возможностью расширения количества подключаемых сигналов за счет приобретения отдельных модулей ввода-вывода при использовании имеющегося [10].

.3.4 Контроль температуры

Как отмечалось выше, технологический объект расположен в зоне суровых климатических условий. Ввиду этого колебания температуры газожидкосной смеси, в зависимости от времени года и погодных условий, может колебаться в широких пределах и даже выходить за рамки рабочего режима (27..45 оС). Для предотвращения подобных случаев, а также для своевременной корректировки технологии производства на отстойниках ведется контроль температуры.

Контроль температуры осуществляется посредством термопреобразователя ТСМУ Метран-274. Прибор имеет взрывозащищенное исполнение, расположен по месту.

Метран-274 состоит из термозонда и измерительного преобразователя с выходным сигналом 0..5 или 4..20 мА. Термозонд снабжен либо чувствительными элементами (медным ЭЧМ, платиновым ЭЧП), либо термоэлектрическим чувствительным элементом (ТХА).

Конструктивное исполнение приведено на рисунке 3.3.

Рисунок 3.3 - Метран-274

Температура преобразуется в изменение сопротивления терморезистора, размещенного в термозонде.

Измерительный преобразователь преобразует напряжение, возникшее на термочувствительном элементе, в токовый выходной сигнал.

Подача питающего напряжения и передача информационного сигнала производится через клеммы корпуса и кабельный ввод.

Характеристики прибора представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Характеристика Метран-274

Характеристика	Значение
Номинальная статическая характеристика	50М
Выходной сигнал, мА	4..20
Диапазон преабразуемых температур, оС	0..50
Предел допускаемой основной приведенной погрешности, %	0,5
Зависимость выходного сигнала от температуры	линейная

.3.5 Контроль давления

Контроль давления в технологических аппаратах осуществляется с целью предотвращения их поломки в результате действия силы сжатой среды.

Контроль давления осуществляется посредством интеллектуального датчика избыточного давления Метран-150-Ex-ДИ. Прибор имеет взрывозащищенное исполнение. Прибор расположен по месту.

Принцип действия прибора основан на деформации чувствительного элемента под воздействием входной измеряемой величины, вследствие чего изменяется электрическое сопротивление кремниевых тензорезисторов мостовой схемы на поверхности этого чувствительного элемента (рисунок 3.4).

Электронное устройство датчика преобразует электрический сигнал от тензопреобразователя в стандартный аналоговый сигнал постоянного тока и/или в цифровой сигнал в стандарте протокола HART. Основные технические характеристики прибора приведены в таблице 3.4.

Рисунок 3.4 - Метран-150-Ex-ДИ схема принципиальная

Таблица 3.4 - Характеристика Метран-150

Характеристика	Значение
Выходной сигнал, мА	4..20
Диапазон преобразуемых давлений, МПа	0..1
Основная приведенная погрешность, %	0,5
Зависимость выходного сигнала от температуры	линейная

.3.6 Контроль уровня

Контроль уровня раздела фаз «нефть-вода» необходим с целью предотвращения перетекания пластовой воды из отсека отстоя в нефтяной отсек, осуществляется посредством уровнемера ДУУ4М-01.

Для измерения уровня нефти используется аналогичный прибор, с разницей лишь в конструктивном исполнении поплавка. Поплавок имеет более плоскую форму и меньшую плотность

ДУУ4М-10 помимо уровня измеряет и температуру.

Принцип работы вышеописанных уровнемеров основан на измерении времени распространения в стальной проволоке короткого импульса упругой деформации. По всей длине проволоки намотана катушка, в которой протекает импульс тока, создавая магнитное поле. В месте расположения поплавка с постоянным магнитом, скользящего вдоль проволоки. В проволоке под действием магнитострикционного эффекта возникает импульс продольной деформации, который распространяется по проволоке и фиксируется пьезоэлементом, закрепленным на ней. Кроме того, возникает импульс упругой деформации, отраженный от нижнего конца, определяемого положением уровня жидкости (рисунок 3.5).

В датчике измеряется время от момента формирования импульса тока до момента приема импульсов упругой деформации, принятых и преобразованных пьезоэлементом. Это позволяет определить расстояние до месторасположения поплавка, определяемого положением уровня жидкости.

Параметры прибора приведены в таблице 3.5.

Рисунок 3.5 - ДУУ4М схема принципиальная

Таблица 3.5 - Характеристика ДУУ4М

Характеристика	Значение
Выходной сигнал, мА	4..20
Диапазон преобразуемых уровней, мм	100..3400
Абсолютная погрешность, мм	±1
Зависимость выходного сигнала от уровня	линейная

3.3.7 Сигнализация загазованности.

Сигнализация загазованности осуществляется посредством прибора СТМ-10.

Сигнализатор предназначен для автоматического непрерывного контроля довзрывоопасных концентраций многокомпонентных воздушных смесей горючих газов и паров.

Принцип работы сигнализатора СТМ-10 - термохимический - основан на измерении теплового эффекта от окисления горючих газов и паров на каталитически активном элементе датчика, дальнейшем преобразовании полученного сигнала в модуле МИП и выдачи сигнала о достижении сигнальной концентрации.

При прохождении газо-воздушной смеси на поверхности катализатора возникает горение и выделяющееся тепло приводит к повышению температуры катализатора. Вызванное этим увеличение сопротивления платиновой катушки регистрируется мостовой схемой (рисунок 3.6). При малых концентрациях изменение сопротивления находится в прямой зависимости от концентрации газа в окружающей среде [11].

Рисунок 3.6 - СТМ-10 схема принципиальная

Прибор выдает в линию связи три вида сигнала: «Неисправность прибора», «20% НКПРП», «50% НКПРП».

Технические характеристики прибора приведены в таблице 3.6.

Таблица 3.6 - Характеристика ДУУ4М

Характеристика	Значение
Выходной сигнал	Сухой контакт, токовый 4..20 мА
Диапазон измерения НКПРП, %	0..50
Диапазон сигнальных концентраций НКПРП,%	5..50
Основная абсолютная погрешность, %	5
Время срабатывания сигнализации не более, с	10

.4 Функциональное назначение программного комплекса системы

.4.1Функциональное назначение программного обеспечения уровня управления II

Комплекс программ уровня управления II предназначен для измерения и первичного преобразования технологических параметров, а также управления технологическим оборудованием.

Информационные функции:

сбор и преобразование контролируемых технологических параметров (аналоговых и цифровых сигналов и пр.) в физические величины с соответствующей формой представления;

загрузка параметров инициализации, описывающих конкретную конфигурацию технологического объекта УПСВ, включая параметры, коэффициенты, пороги, уставки и т.д.;

контроль состояния основного и вспомогательного технологического оборудования и агрегатов, основных СИ и КИП на УПСВ;

прием от подсистемы уровня управления III («АРМ оператора УПСВ») предельных уставок по контролируемым технологическим параметрам УПСВ;

выработка и передача в подсистему уровня управления III («АРМ оператора УПСВ») сигналов об изменениях параметров состояния основного и вспомогательного технологического оборудования и агрегатов;

технический (оперативный) учет количественных характеристик продукции (расход, объем, уровень и т.д.) нефти, воды и газа;

контроль качественных характеристик продукции, расчет средних значений за отчетный период;

контроль безопасности на наружных площадках основных технологических объектов по загазованности;

контроль безопасности внутри помещений технологических блоков по загазованности, пожароопасности;

автоматическая диагностика состояния программных и технических средств системы.

Управляющие функции:

автоматический (по программе) пуск/останов агрегатов и управление электроприводной запорной и запорно-регулирующей арматурой;

автоматическое поддержание уровня жидкости и уровня раздела фаз в отстойниках;

автоматический повторный запуск работающих агрегатов после кратковременного исчезновения напряжения питания;

автоматическое отключение агрегатов при загазованности 50% НКПРП;

автоматическое управление вентилятором при превышении уровня загазованности до 20% НКПРП.

Вспомогательные функции:

диагностика состояния программных и аппаратно-технических средств системы и каналов связи [13].

.4.2 Функциональное назначение программного обеспечения уровня управления III

Комплекс программ уровня управления III «АРМ оператора УПСВ» предназначен для отображения и хранения технологической информации с технологического объекта, ведения БД системы, формирования и передачи команд управления оборудованием технологического объекта, обеспечения диалога с операторами системы, учета технологических параметров.

Информационные функции:

отображение текущих контролируемых технологических параметров и текущего состояния технологических процессов на экране монитора узлового ПК и ПК специалистов «АРМ оператора УПСВ» в виде мнемосхем, таблиц, диаграмм;

отображение трендов по контролируемым технологическим параметрам в режиме реального времени и предыстории;

настройка параметров инициализации, описывающих конкретную конфигурацию технологических объектов, включая параметры, коэффициенты, пороги, уставки и т.д.;

выполнение технологических и инженерных расчетов;

обслуживание информационных запросов персонала УПСВ в диалоговом режиме;

прием/передачу информации от ПЛК (уровень управления II);

ведение оперативных баз данных и системного журнала;

хранение значений контролируемых технологических параметров в течение 6 месяцев с возможностью их просмотра в виде графической зависимости от времени;

постоянный контроль работоспособности и состояния основного и вспомогательного технологического оборудования и агрегатов, основных СИ и КИП на УПСВ;

администрирование системы;

формирование регламентных отчетных документов по УПСВ, журнала событий системы, выдача на печать отчетной информации;

возможность дальнейшего развития и модернизации системы.

Управляющие функции:

формирование и организация ввода управляющих команд к технологическим объектам УПСВ.

Вспомогательные функции:

диагностика подсистемы контроля и управления технологическим оборудованием;

защита информации от несанкционированного доступа (параметры конфигурации, константы системы, текущие значения качественных и количественных показателей продукции по технологическим объектам УПСВ, итоговые отчеты).

.5Описание информационного обеспечения системы

.5.1Принципы организации информационного обеспечения

Подсистема контроля и управления технологическим оборудованием осуществляет сбор аналоговых и дискретных сигналов от первичных и вторичных датчиков и их первичное преобразование, а также осуществляет управляющие воздействия на механизмы.

«АРМ оператора УПСВ» (уровень управления III) служит для приема, обработки и отображения информации, полученной с уровня управления II, а также для и организации взаимодействия с пользователями.

Для обмена информацией между уровнями управления II и III выбран открытый стандарт взаимодействия аппаратуры и программных средств разных производителей OPC. Данный стандарт содержит в себе три типа источников и потребителей информации:

доступ к данным реального времени;

обработка тревог и событий;

доступ к историческим данным.

В соответствии с этим система использует три ОРС-сервера:

в качестве сервера доступа к данным реального времени используется ОРС-сервер B&R PVI OPC Server. Этот сервер поставляет данные реального времени (теги) другим ОРС-серверам, работающим в данной системе, либо в любой другой системе;

ОРС-сервер обработки тревог и событий. Сервер тревог формирует определенные логические переменные, называемые состояниями, имея в качестве исходной информации некую переменную (тег), полученную от сервера данных. Состояния изменяют свое значение, если переменная, например, вышла за допустимые границы. Об изменении состояния сервер оповещает клиентов;

ОРС-сервер исторических данных получает от сервера данных параметры в реальном времени и архивирует их, а затем предоставляет эти данные другим приложениям или системам.

Для создания подсистемы «АРМ оператора УПСВ» решено было использовать комплекс инструментальных средств SCADA-системы GENESIS32 которая может включать в себя любые клиентские и серверные приложения GENESIS32. Наиболее важными приложениями для подсистемы «АРМ оператора УПСВ» являются следующие:

приложение для отображения мнемосхем и трендов (graphworx32);

приложение обработки тревожных событий (alarmworx32);

приложение архивирования истории событий (trendworx32);

приложение архивирования и графического отображения истории технологических параметров;

приложением генерации отчетов.

Эти и другие приложения подсистемы «АРМ оператора УПСВ» взаимодействует с OPC-сервером доступа к данным реального времени либо посредством приложения централизации доступа к контролируемым параметрам (DataWorx), либо напрямую.

Приложения обработки тревожных событий и архивирования истории событий (AlarmWorx32 и TrendWorx32) в своей работе используют базы данных.

Для работы с базами данных система создает объекты доступа к данным с использованием стандартной подсистемы Microsoft Data Access Components (MDAC).

Для взаимодействия между собственными компонентами система использует распределенную модель объектов Microsoft COM/DCOM.

.5.2Методы контроля в маршрутах обработки данных

Как отмечалось выше, для обмена данными реального времени между II и III уровнями управления системы используется стандарт ОРС версии 2.0. В соответствии с этой спецификацией каждый элемент данных (то есть параметр технологического процесса) содержит значение параметра, время его последнего обновления и признак качества, определяющий степень достоверности значения. Значение параметра может быть любого типа FLOAT, LONG и т.д. Время последнего обновления предоставляется со 100-наносекундной точностью (FILETIME Win32 API). Качество - это код, содержащий в себе грубую оценку достоверности параметра - UNCERTAIN, GOOD, BAD (не определено, хорошее, плохое), а на случай плохой оценки - ещё и расшифровку, например, QUAL_SENSOR_FAILURE - неисправность датчика.

.5.3Информационная совместимость с другими системами

Так как система построена с использованием стандарта ОРС, то она является совместимой с любой системой, отвечающей этому стандарту.

Для обмена данными системы с приложениями-клиентами, разрабатываемыми на языках высокого уровня (например, MS VISUAL BASIC), а также с клиентскими приложениями Microsoft Office (например, MS EXCEL) можно воспользоваться интерфейсом OLE Automation (интерфейс интеграции программных продуктов семейства Microsoft).

Все основные компоненты системы являются контейнерами OLE и позволяют встраивать управляющие элементы OLE и ActiveX, разработанные как производителями других систем, так и собственные.

Возможность интеграции с другими системами предоставляется также встроенной средой разработки и исполнения сценарных процедур VBA, основанной на средствах Microsoft Visual Basic for Application 6.0.

Дополнительно в состав системы могут быть включены коммуникационные приложения, обеспечивающие передачу данных во внешние системы, не поддерживающие технологию ОРС. В этом случае используются различные протоколы обмена сообщениями поверх протокола межсетевого взаимодействия TCP/IP.

.5.4Состав и последовательность выполнения технологических операций по сбору, обработке и передаче данных на уровне управления II

Технологический процесс сбора, обработки и передачи данных на уровне управления II состоит из следующей последовательности операций:

циклический опрос входных сигналов с первичных датчиков и внешних устройств, который выполняется с периодом не более 0,2 секунды.

первичная обработка информации - функции по фильтрации, линеаризации сигналов, вычисление действительных значений параметров;

технологический и аварийный контроль переменных технологического процесса;

прием и обработка команд поступающих с уровня управления III и/или с панели ручного управления непосредственного действия;

изменение режимов работы оборудования и систем управления при нештатной ситуации или по команде диспетчера;

вычисление качественных и количественных характеристик технологического процесса;

выполнение учетно-расчетных операций;

подготовка данных для передачи на уровень управления III;

передача данных на средства визуализации технологического процесса (панель ручного управления непосредственного действия) [14].

.5.5Состав и последовательность выполнения технологических операций на уровне управления III - «АРМ оператора УПСВ»

Технологический процесс сбора, обработки и передачи данных на уровне II состоит из следующей последовательности технологических операций:

получение информации с уровня управления II - уровень технологического контроллера;

первичная обработка информации для отображения;

предоставление информации оператору (нормальное, предупредительное и аварийное состояния):

) на видеокадрах с динамизированными элементами изображения;

) в текстовых сообщениях на экране монитора;

) подачей звукового сигнала диспетчеру в предаварийных и аварийных ситуациях;

прием от оператора и передача на уровень управления II команд управления технологическим оборудованием;

накопление, хранение и вывод графиков изменения значений контролируемых параметров (трендов);

накопление, хранение и вывод на печать протоколов событий и действий оператора.

.6Описание организации информационной базы

.6.1Логическая структура информационной базы системы

В соответствии с выбранной структурой, входной информацией для уровня управления II (уровень технологического контроллера) являются электрические сигналы (аналоговые, дискретные) от первичных и вторичных датчиков. Обработанные контроллером сигналы передаются на уровень управления III и являются входными данными для «АРМ оператора УПСВ».

Для передачи данных от контроллера в подсистему «АРМ оператора УПСВ» создается конфигурационный список OPC-сервера доступа к реальным данным. Конфигурационный список представляет собой файл базы данных формата MS ACCESS, создаваемый OPC-конфигуратором. Данный конфигурационный список может быть использован любым приложением подсистемы (GraphWorX32, AlarmWorX32, TrendWorX32) и смежными системами.

Кроме данного списка, может быть создан единый список контролируемых параметров, который используют в дальнейшем всеми приложениями подсистемы. Создание списка контролируемых параметров и возможность его использования другими приложениями подсистемы выполняется приложением централизации доступа к контролируемым параметрам (DataWorX32). Список ведется во внутреннем формате SCADA-системы GENESIS32 и доступен пользователю только посредством приложением централизации доступа к контролируемым параметрам. Это приложение позволяет оптимизировать запросы подсистемы «АРМ оператора УПСВ» OPC-серверу доступа к реальным данным.

Корректная и оптимальная работа подсистемы «АРМ оператора УПСВ» требует создания ряда дополнительных конфигурационных списков, используемых различными приложениями подсистемы:

конфигурационный список сервера аварийных событий (тревог) создается главным компонентом (сервером) приложения обработки тревожных событий (AlarmWorX32). Сервер приложения обработки тревожных событий предназначен для обнаружения, фильтрации и отображения аварийных и других событий, связанных с контролируемым технологическим процессом и действиями оперативного персонала;

конфигурационный список регистратора аварийных событий создается компонентом приложения обработки тревожных событий (AlarmWorX32). Регистратор приложения обработки тревожных событий предназначен для архивации аварийных и других событий, связанных с контролируемым технологическим процессом и действиями оперативного персонала;

конфигурационный список сервера архивации трендов создается приложением архивирования и графического отображения истории технологических параметров (TrendWorX32), которое предназначено для построения и анализа зависимостей параметров контролируемого процесса от времени и друг от друга, а также для архивации и последующего представления исторических данных на графиках (трендах).

Конфигурационная информация описанных выше списков сохраняется в базах данных формата MS ACCESS. Структура баз данных является закрытой информацией SCADA-системы GENESIS32 и предназначена для использования только между приложениями подсистемы «АРМ оператора УПСВ».

Аварийные события, отобранные по конфигурационному списку регистратора аварийных событий (приложение обработки тревожных событий), а также архив истории значений контролируемых параметров, созданный на основе конфигурационного списка сервера архивации трендов (приложение архивирования и графического отображения истории технологических параметров), могут храниться в различных базах данных, табличных или текстовых документах.

В подсистеме «АРМ оператора УПСВ» решено использовать СУБД MS SQL SERVER версии 7.0. Выбор MS SQL SERVER объясняется тесной связью MS SQL SERVER с операционными системами семейства Windows, высокой производительностью и надежностью базы данных в сочетании с простым интерфейсом.

Структура баз данных для хранения аварийных событий и истории технологических параметров в формате MS SQL SERVER является закрытой информацией SCADA-системы GENESIS32 и предназначена для использования приложениями подсистемы «АРМ оператора УПСВ».

.6.2Физическая структура и организация ведения информационной базы

Для передачи данных от контроллера в подсистему «АРМ оператора УПСВ» создается конфигурационный список ОРС-сервера доступа к реальным данным. Конфигурационный список создается с помощью стандартного ОРС-конфигуратора B&R PVI OPC Server. Кроме данного списка, может быть создан единый список контролируемых параметров, который используют в дальнейшем всеми приложениями подсистемы. Создание списка контролируемых параметров и возможность его использования другими приложениями подсистемы выполняется приложением централизации доступа к контролируемым параметрам (DataWorX32). Список ведется во внутреннем формате SCADA-системы GENESIS32 и доступен пользователю только посредством приложением централизации доступа к контролируемым параметрам. Это приложение позволит оптимизировать запросы подсистемы «АРМ оператора УПСВ» ОРС-серверу доступа к реальным данным. Приложения подсистемы «АРМ оператора УПСВ», создающие конфигурационные списки, предлагают разработчику выбрать имя и место расположения соответствующего файла с жестко заданным форматом MS ACCESS. Первоначальная настройка конфигурационных файлов производится при проектировании и наладке системы разработчиком, изменения и дополнения могут быть сделаны системным администратором.

Сразу же после сохранения конфигурационных списков автоматически вступают в силу изменения в конфигурационных файлах.

Приложения подсистемы «АРМ оператора УПСВ», выполняющие архивирование аварийных событий и архивирование истории контролируемых параметров, хранят информацию в базах данных формата MS SQL SERVER. Прежде, чем будут запущены приложения подсистемы «АРМ оператора УПСВ», выполняющие архивирование аварийных событий и истории контролируемых параметров, в MS SQL SERVER должны быть созданы таблицы базы данных Alarm и History. Таблицы базы данных создаются средствами СУБД. Таблица базы данных, предназначенная для хранения аварийных событий, имеет имя Alarm. Таблица базы данных, предназначенная для хранения истории значений контролируемых параметров, имеет имя History. С целью предотвращения несанкционированного доступа к базам данных, хранящих архивную информацию, базы данных формата MS SQL SERVER защищаются паролем [16, 17].

.7 Отображение технологических данных

На рисунке 3.7 представлен приблизительный вид окна «Площадка отстойников» SCADA-системы объекта. В данном окне отображены мнемосхемы работы отстойников ОГН-П-1/4-7, УПОГ и подземная емкость ЕД-8, а также все необходимые параметры:

уровень воды и нефти;

температура нефти;

давление нефти и газа;

процент открытия клапанов регуляторов;

загазованность.

Уровни воды и нефти в отстойниках отображаются графически следующим образом: черным цветом показано заполнение отстойников нефтью, синим - водой.

Рисунок 3.8 - Окно «Площадка отстойников»

4. РАЗРАБОТКА УПРАВЛЯЮЩЕЙ ПРОГРАММЫ ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННОГО КОНТРОЛЛЕРА

.1 Среда разработки ISaGRAF 6.1

Программный пакет ISaGRAF - это продукт компании ISaGRAF Inc. в области встраиваемого ПО и инструментальных средств промышленной автоматизации, совместимых со стандартами IEC 61131-3 и IEC 61499. ISaGRAF 6.1 включает в себя среду разработки Workbench исполнения firmware. В качестве основы ISaGRAF 6.1 Workbench имеет инструментарий Microsoft® Visual Studio® 2010. В ISaGRAF 6.1 Workbench поддерживаются языки LD, FBD, ST, SFC и SAMA, а также редактор IEC 61499. 6.1 работает на платформе XP Embedded, 32- и 64-битной версии Windows XP®, Windows Vista® & Windows 7® и включает в себя драйверы Modbus TCP Client, а также Modbus TCP Server.

На рисунке 3.1 представлено окно среды разработки ISaGRAF 6.1.

Рисунок 3.1 - Окно среды разработки ISaGRAF 6.1

.2 Алгоритмы управления площадкой отстойников

.2.1 Секции программы управления площадкой отстойников

Процессы сбора, обработки информации, а также выдачи управляющих воздействий по различным каналам осуществляются параллельно. С этой целью проект программы в среде программирования ISaGRAF 6.1 разбит на несколько секции. Назначения секций представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Назначение секций

Наименование секции	Язык программирования	Назначение
Line №1	ST	Пуск и останов линии №1
Line №2	ST	Пуск и останов линии №2
Level_r	FBD	Регулирование уровня
Pressure	ST	Контроль избыточного давления
Level	ST	Контроль уровня
Tank	ST	Управление дренажной емкостью
Help	ST	Вспомогательная секция

Переменные, используемые в проекте, представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Используемые переменные

Имя	Физический смысл	Вид переменной	Тип	Начальное значение
U_i_z	«Открыть i-ую задвижку»	Выходная	Bool	false
U_i_о	«Закрыть i-ую задвижку»	Выходная	Bool	false
U_j	«Включить/выключить j-ый регулирующий клапан»	Выходная	Bool	false
Startc	«Запустить с-ую линию»	Входная	Bool	false
X_i_z	Сигнал «i-я задвижка открыта»	Входная	Bool	false
X_i_о	Сигнал «i-я задвижка закрыта»	Входная	Bool	false
Stopc	«Остановить с-ую линию»	Внутренняя	Bool	false
Stepс	Номер состояния линии с	Внутренняя	Real	10, 20
Lv	Заданный межфазный уровень	Внутренняя	Real	1.4
Ln	Заданный уровень нефти	Внутренняя	Real	1.4
Lv_k	Межфазный уровень	Входная	Real	-
Ln_k	Уровень нефти	Входная	Real	-
Para_v	Настройки ПИ-регулятора межфазного уровня	Внутренняя	Комплексная	-
Para_n	Настройки ПИ-регулятора уровня нефти	Внутренняя	Комплексная	-
Valve_v_k	Степень открытия клапана стока воды k-ого отстойника	Выходная	Real	0
Valve_n_k	Степень открытия клапана стока нефти k-ого отстойника	Выходная	Real	0
Pk	Давление в k-ом отстойнике	Входная	Real	-
Ipk	Сигнализация «Высокое давление в k-ом отстойнике »	Выходная	Bool	false
Ysb_pk	Сброс сигнализации «Высокое давление в k-ом отстойнике»	Входная	Bool	-
step_l_k	Номер состояния контроля уровня в k-ом отстойнике	Внутренняя	Real	42, 52, 62, 72
Lvk	Межфазный уровень в k-ом отстойнике	Входная	-
Lvn	Уровень нефти в k-ом отстойнике	Входная	Real	-
Ilk	Сигнализация «Высокий уровень в k-ом отстойнике»	Выходная	Bool	false
Lde	Уровень в дренажной емкости	Входная	Real	-
Un	«Включить/выключить насос откачки»	Входная	Real	-
Pupogg	Давление в g-ом УПОГ	Входная	Real	-
Iupogg	Сигнализация «Высокое давление в g-ом УПОГ»	Выходная	Bool	false
Ysb_upogg	Сброс сигнализации «Высокое давление в g-ом УПОГ»	Входная	Bool	false
Stopc_int	«Остановить линию с»	Внутрення	Bool	false
Stopc_ext	«Остановить линию с»	Входная	Bool	false

.2.2 Секции Line №1 и Line №2

Как уже отмечалось, площадка отстойников состоит из двух линий, каждая линия состоит из УПОГ и двух отстойников. Линия №1: УПОГ-2, ОГН-П-1/4, ОГН-П-1/5. Линия №2: УПОГ-3, ОГН-П-1/6, ОГН-П-1/7. Для запуска линии №1 в систему приходит сигнал Start1. Данный сигнал приходит либо из операторной, либо со щита. После этого подается сигнал открытия задвижек ЗД-133, ЗД-131, ЗД-132. Далее открываются задвижки ЗД-147, ЗД-103а, затем ЗД-101а. Объект переходит в режим непрерывного регулирования уровня в отстойниках с помощью регулирующих клапанов КР-101, КР-102, КР-105, КР-106. Остановка линии осуществляется после прихода в систему сигнала Stop1. Закрываются задвижки ЗД-131, ЗД-147, ЗД-103а, ЗД-101а, КР-101, КР-102, КР-105, КР-106. Если линия №2 так же остановлена, то закрываются еще и задвижки ЗД-133, ЗД-132. При переполнении отстойника, или при превышении рабочего давления задвижки в линии закрываются, открываются дренажные задвижки. Управление линией №2 осуществляется аналогично.

В соответствии со словесной формулировкой построен граф переходов, представленный на рисунке 4.1. Для секции Section №1 - граф из состояний 10..17, для Section №2 - граф из состояний 20..27. Переход от состояния к состоянию осуществляется с помощью переменных step1 и step2, а также с помощью конструкции CASE_OF. Задвижки ЗД-132 и ЗД-133 являются общими для обеих линий, в этом случае их закрытие осуществляется либо когда обе линии остановлены, либо в случае аварийной ситуации.

Текст программы оформлен в приложениях Б и В.

.2.3 Секция Level_r

После того как в секциях Section №1 и Section №2 активируются состояния 14 и 24, переменные U_101…U_108 принимают значения «1», что позволяет задвижкам получать сигнал о степени открытия.

Например, степень открытия клапана стока воды отстойника ОГН-П-1/4 задается функциональным блоком ПИ-регулятора рисунок 4.2. В данном блоке на вывод «SP» подается заданное значение уровня воды Lv. На вывод «PV» подается измеренное значение уровня воды Lv_4 посредством датчика уровня. К входу «PARA» подсоединяется комплексная переменная. Данная переменная включает в себя коэффициент пропорциональности, время интегрирования, а также минимум и максимум выходной величины Valve_v_4.

Входы «MODE» и «YMAN» предназначены для указания режима работы и дополнительных более точных настроек регулятора.

Выходы «ENO», «ERR» и «STATUS» предназначены для сигнализации состояния блока. «ENO» - блок не активен, т.е. не производит никаких вычислений. Сигнал «ERR» означает, что в процессе вычислений в блоке произошла ошибка, например деление на ноль. «STATUS» также является вспомогательным выходом.

Таким образом, в данной секции будет восемь блоков ПИ-регулятора. Полный текст программы приведен в приложении Г.

Рисунок 4.1 - Графы переходов секции Line №1

Рисунок 4.2 - Функциональный блок «ПИ-регулятор»

.2.4 Секция Pressure

Алгоритм работы данной секции заключается в том, что существует некоторое нормальное состояние агрегатов, когда давление в них находится в рамках рабочего режима. В случае возникновения высокого давления (больше 0,6 МПа) происходит переход из нормального, стабильного состояния в режим сигнализации и управления. Управление линией происходит путем присвоения внутренней переменной Stopl_int значение единицы. В результате секция Line начинает отрабатывать стандартную процедуру останова линии. После того, как оператор сбросит сигнализацию, система возвращается в исходное состояние. Графы переходов контроля избыточного давления представлены на рисунке 4.3. Текст программы приведен в приложении Д.

4.2.5 Секция Level

В секции Level происходит контроль уровня раздела фаз, а также уровня нефти в нефтяном отсеке отстойника. В случае достижения уровня раздела фаз или уровня нефти (отрабатываются оба варианта) отметки 2 м линия отключается, жидкости данного отстойника сбрасываются в дренажную емкость. При этом сброс происходит только в том отстойнике, в котором произошел перелив, т.к. в смежном агрегате продукция в обоих частях удовлетворяет качеству. Графы переходов секции представлен на рисунке 4.4. Текст программы представлен в приложении Е.

.2.6 Секция Tank

Управление уровнем жидкости в дренажной емкости осуществляется путем включения/отключения насоса откачки по следующему алгоритму: как только уровень жидкости достигнет отметки 2,3 м: включается насос - происходит откачка жидкости. После того как пройдет определенное время уровень вследствие откачки опустится до отметки 0,5 м - снимается сигнал включения и насос откачки отключается. Граф переходов данной секции представлен на рисунке 4.5.

Текст секции представлен в приложении Ж.

Рисунок 4.3 - Графы переходов секции избыточного давления

Рисунок 4.4 - Графы переходов секции Level

Рисунок 4.5 - Граф переходов секции Tank

.2.7 Секция Help

В данной секции выполняются вспомогательные операции над полученной информацией, такие как масштабирование аналоговых величин. Любая физическая величина имеет свою размерность. На вход же контроллера приходит сигнал 4..20 мА, который преобразуется в десятичное число, которое в свою очередь необходимо преобразовать в соответствии с реальным значением.

4.3 Расчет параметров алгоритма регулирования

Данная АСР (рисунок 4.6) является системой стабилизации, т.к. ее задача - поддержать заданный уровень жидкости, компенсировать возмущения.

Объект автоматизации представляет собой совокупность патрубка притока нефти, емкости отстоя и двух патрубков стока (нефти и воды) с регулирующими клапанами. Действием запорной арматуры с ручным приводом на технологические параметры объекта целесообразно пренебречь, т.к. при их полном открытии их сопротивление потоку (нефти или воды) незначительно.

Возмущениями являются:

изменение расхода жидкости на притоке;

изменение вязкости, плотности, состава жидкости;

изменение давления внутри отстойника;

погрешность при составлении математической модели и т.д.

Все эти параметры в какой-то степени влияют на изменение уровня в технологическом аппарате, но наиболее значительное действие оказывает расход жидкости на притоке.

Рисунок 4.6 - Структурная схема АСР

.3.1 Расчет передаточной функции объекта

Ввиду того, что объект и сама система автоматизации находятся на стадии проектирования и разработки, получить кривую разгона не представляется возможным, поэтому для определения передаточной функции объекта управления следует составить его математическую модель.

.3.2 Расчет передаточной функции отстойника

Отстойник ОГН-П-200 представляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость с внутренним радиусом R = 1700 мм. Внутри отстойник разделен несплошной перегородкой на два отсека: отсек отстоя воды и отсек приема нефти - их длины соответственно: lв=14850 мм и lн=7240 мм.

Приняв отстойник как идеальный цилиндр, уравнение его окружности в координатах h(x), будет выглядеть следующим образом:

, (4.1)

где h - уровень, м;- расстояние от оси h, м.

На рисунке 4.7 представлено сечение отстойника в координатах h(x).

Рисунок 4.7 - Модель ОГН-П-200

После преобразования уравнение окружности отстойника будет выглядеть следующим образом:

 . (4.2)

Тогда уравнение сечения толщи воды в зависимости от ее уровня:

; (4.3)

, (4.4)

где hв - уровень воды (межфазный уровень).

Объем жидкости в отстойнике:

, (4.5)

 . (4.6)

Зависимость  представлена на рисунке 4.8.

Рисунок 4.8 - Зависимость

В связи с большим объемом вычислений данную зависимость следует линеаризовать. Как отмечалось выше, задача регулирования - поддерживать межфазный уровень в рабочем диапазоне 1200 - 1600 мм на отметке , то целесообразно произвести линеаризацию именно в точке .

Линеаризуем данную зависимость в окрестности :

; (4.7)

. (4.8)

В дальнейшем удобней будет пользоваться зависимостью , т.е. положение межфазного уровня в зависимости от объема воды, находящегося в отстойнике:

. (4.9)

Коэффициент пропорциональности отстойника:

; (4.10)

.

Зависимость объема воды в отстойнике от расхода поступающей в него жидкости:

, (4.11)

гдеv0 - начальный объем воды, м3;

 - расход воды на стоке, м3/мин;

t - время, мин.

Передаточная функция отстойника:

,(4.12)

где,  - изображение по Лапласу hв(t), qст.в(t).

Таким образом, с учетом уравнений 9, 10, 11, а также с учетом того, что расчет производится при нулевых начальных условиях, передаточная функция отстойника будет выглядеть следующим образом:

.(4.13)

.3.3 Расчет передаточной функции регулирующего клапана

Передаточная функция регулирующего клапана:

, (4.14)

где - изображение по Лапласу u(t), %.

Рисунок 4.9 поясняет принцип действия клапана.

Рисунок 4.9 - Принцип действия клапана

В качестве передаточной функции регулирующего клапана решено было использовать инерционное звено первого порядка:

,(4.15)

где Kрк - коэффициент усиления регулирующего клапана;- постоянная времени, берем как время открытия клапана при малом входном воздействии Т = 0,033 мин.

Коэффициент усиления регулирующего клапана высчитывается следующим образом:

, (4.16)

где Кv - коэффициент пропорциональности, Кv = 3,2∙10-4 (%∙с)/м2;

 - разность давлений в отстойнике и в коллекторе, = 0,19 МПа;

 - плотность жидкости, = 1009 кг/м3.

Таким образом, коэффициент регулирующего клапана равен:

. (4.17)

.3.4 Расчет настроек регулятора

Передаточная функция объекта управления:

.(4.18)

В качестве регулятора выбираем ПИ-регулятор, т.к.:

процессы, протекающие в отстойнике медленные;

объект не обладает самовыравниванием;

колебания регулирующего органа нежелательны;

Передаточная функция ПИ-регулятора:

 , (4.19)

гдеК1 - коэффициент усиления пропорционального звена;- коэффициент усиления интегрирующего звена.

Передаточная функция разомкнутой системы с учетом запаздывания обработки данных:

, (4.20)

где - звено запаздывания.

Таким образом, передаточная функция разомкнутой системы выглядит следующим образом:

. (4.21)

Ввиду того, что данная система является системой стабилизации, целесообразней всего произвести расчет на заданный показатель колебательности МЕ. Критерий МЕ характеризует способность системы подавлять возмущения. Обычно МЕ выбирают в диапазоне

. (4.22)

Принимаем МЕ = 1,5.

С помощью программы AKULSH3 строим кривую D - разбиения равного значения показателя колебательности МЕ = 1,5 (рисунок 4.10).

В соответствии с критерием низкочастотного возмущения, оптимальные настройки ПИ-регулятора находятся в первом квадранте, в точке максимума кривой D-разбиения (смотри рисунок 4.10). Таким образом настройки ПИ-регулятора равны:

;

В программе SIMULINK выполнена модель системы (рисунок 4.11). ПИ-регулятор выполнен в виде двух параллельных звеньев: пропорциональное звено и интегральное звено. Возмущающее воздействие подается в виде «ступеньки».

На рисунках 4.12, 4.13, 4.14 представлены реакции системы на возмущающее воздействие в виде уменьшение притока воды на 2 м3/мин: изменение управляющего воздействия, изменение расхода на стоке и изменение уровня раздела фаз соответственно.

Рисунок 4.10 - Кривая D-разбиения для МЕ = 1,5

Рисунок 4.11 - Модель системы

Рисунок 4.12 - Зависимость u(t)

Рисунок 4.13 - Зависимость qв(t)

Рисунок 4.14 - Зависимость hв(t)

По данным графикам видно, что:

отсутствуют резкие скачки управляющего воздействия со стороны регулятора;

даже при сильном изменении притока отклонение уровня от hв.зад незначительно.

Полученные настройки использованы в параметрах ПИ-регуляторов секции Level_r.

Расчет настроек ПИ-регулятора уровня нефти осуществляется аналогично:

;

.

5. ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

Темой дипломного проекта, как было отмечено ранее, является автоматизация площадки отстойников установки предварительного сброса воды Барсуковского месторождения.

В данном разделе дипломного проекта с целью обеспечения безопасности производства необходимо дать краткую характеристику производственной среды, провести анализ производственных опасностей и вредностей, рассмотреть мероприятия по безопасной эксплуатации средств автоматизации.

Безопасность производства должна соблюдаться при всех видах работ, связанных с монтажом, обслуживанием и наладкой средств автоматизации. Несоблюдение требований безопасности производства может привести к производственным травмам.

.1Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей

С целью обеспечения безопасных условий труда при эксплуатации средств автоматизации на площадке отстойников установки предварительного сброса воды Барсуковского месторождения необходимо привести описание вредных веществ, появление которых возможно на площадке отстойников:

нефть - это сложная смесь углеводородов. Легкие фракции способны легко воспламеняться или образовывать с воздухом взрывоопасные смеси. При отклонении от норм, правил и инструкций по технике безопасности при ремонте и проверке измерительных преобразователей, установленных на площадке отстойников, аварии, пожары и взрывы;

попутный газ - бесцветная смесь легких углеводородных паров, легче воздуха. Попутные газы по токсикологической характеристике относятся к веществам 4 класса опасности по ГОСТ 12.1.007-99 «Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности». Они не оказывают токсикологического воздействия на организм человека, но при высоких концентрациях вызывают отравления, связанные с удушьем из-за недостатка кислорода;

сероводород - токсичный газ. Ядовитость сероводорода часто недооценивают и работы с ним ведут без соблюдения достаточных мер предосторожности. Между тем уже 0,1 % H2S в воздухе быстро вызывает тяжелое отравление. При вдыхании сероводорода в значительных концентрациях может мгновенно наступить обморочное состояние или даже смерть от паралича дыхания (если пострадавший не был своевременно вынесен из отравленной атмосферы). Первым симптомом острого отравления служит потеря обоняния. В дальнейшем появляются головная боль, головокружение и тошнота. Иногда через некоторое время наступают внезапные обмороки. Противоядием служит прежде всего чистый воздух. Тяжело отравленным сероводородом дают вдыхать кислород. Иногда приходится применять искусственное дыхание. Хроническое отравление малыми количествами H2S обусловливает общее ухудшение самочувствия, исхудание, появление головных болей и т. д. Предельно допустимой концентрацией H2S в воздухе производственных помещений считается 0,01 мг/л. Содержащие его баллоны должны иметь белую окраску с красной надписью «Сероводород» и красной чертой под ней.

Датчики, рассмотренные в технической части дипломного проекта, устанавливаются непосредственно на технологических объектах, где в процессе эксплуатации установки рабочей средой являются вредные для организма человека газы и жидкости, характеристики которых приведены в таблице 5.1.

Вторичные приборы автоматизации такие как: блоки токовых выходов, модули контроллера и т.п. - расположены в помещении операторной с нормальными условиями работы. Характеристика объекта по категории и классу взрывопожароопасности приведена в таблице 5.2.

При обслуживании, монтаже и наладке датчиков, установленных на технологических объектах площадки отстойников, возникает опасность поражения человека электрическим током.

Таблица 5.1 - Взрывопожароопасные и токсические свойства веществ в рассматриваемой производственной среде

Наименование вещества на рассматриваемом объекте	Агрегатное состояние	Класс опасности веществ по ГОСТ 12.1.007-76 (99) «ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования»	Температура, оС		Концентрационный предел взрываемости, % объем		Характеристика токсичности (воздействие на организм человека)	Предельно-допустимая концентрация, мг/м3 в воздухе рабочей зоны производственных помещений (ОБУВ)
			вспышки	самовоспламенения	нижний предел	верхний предел
Сырая нефть	Ж (п)	4	-18,0	233	1,1	7,4	Отрав-ляющий	100
Попутный нефтяной газ	Г	4	-	405-580	6,0	13,5	Удуша-ющий	50
Сероводород (Н2S)	Г	3	-	246	4,3	46,0	Парали-зующий	10
Деэмульгатор «Рекорд-118»	ЛВЖ (п)	4	70	450	6,0	34,7	Отрав-ляющий	5

Поражения людей электрическим током могут быть вследствие следующих причин:

случайное прикосновение к токоведущим частям, находящимся под

напряжением (220 В, 380 В) в результате ошибочных действий при проведении работ, неисправности защитных средств;

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

появление напряжения на отключенных токоведущих частях при ошибочном включении отключенной установки, замыканий между отключенными и находящимися под напряжением токоведущих частей, разряда молнии в электроустановку;

возникновение напряжения шага на участке земли, где находится человек при замыкании фазы на землю, неисправности в устройстве защитного заземления.

Таблица 5.2 - Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика производственных зданий, помещений и наружных установок

Наименование производственных зданий, помещений, наружных установок	Категория взрывопожароопасной и пожарной опасности зданий и помещений (НПБ 105-03)	Классификация зон внутри и вне помещений
		Класс взрывопожароопасной и пожарной зоны (ПУЭ и ПБ 08-624-03)	Категория и группа взрывопожароопасных смесей (ГОСТ 12.1.001-78) Р 51330.11-99, Р 51330.5-99
Отстойник нефти ОГН-П-1/4 - ОГН-П-1/7	Ан	В-1г	IIA-T3
Блок реагентного хозяйства БРХ-1	Ан	В-1г	IIA-T3
Установка предварительного отбора газа УНОГ-1, УПОГ-2	Ан	В-1г	IIA-T3
Операторная	Д	-	-

Потенциальные опасности нанесения механических травм от вращающихся или движущихся механизмов, связанные с эксплуатацией оборудования работающего под давлением до 3,6 МПа, возникают при нарушении ПБ-03-576-03 «Инструкция по обслуживанию оборудования и сосудов, работающих под давлением», а также в случаях отказа регулирующих органов и приборов контроля системы автоматизации.

При монтаже, эксплуатации и ремонте приборов на объектах площадки отстойников в летний период возникает опасность воздействия атмосферного электричества.

Вследствие того, что рассматриваемый объект находится в северном районе, где температура воздуха в зимний период опускается до минус 62 °С, возникает следующий ряд опасностей:

опасность обморожения частей тела работающего в зимний период при работе на открытом воздухе;

опасность падения льда с крыши операторной или с технологического оборудования на человека;

опасность падения работающего на скользких участках дорог и тропинок.

При монтаже, эксплуатации и ремонте приборов имеет место воздействие шума (до 85 дБ).

При нагревании и при использовании для монтажа приборов неискробезопасного инструмента или электросварки имеется опасность воспламенения нефтепродуктов. При этом также возможны взрывы при образовании взрывоопасных смесей с попутным нефтяным газом.

При монтаже, эксплуатации и ремонте приборов на УПН возникает опасность падения с высоты, т.к. высота установки приборов достигает 9 м [15].

5.2Мероприятия по обеспечению безопасности производства

.2.1Мероприятия по технике безопасности

В данном пункте следует отметить мероприятия по технике безопасности при монтаже, наладке и эксплуатации средств автоматизации на площадке отстойников.

Во избежание несчастных случаев при обслуживании средств автоматизации направляемый на работу персонал должен иметь соответствующую подготовку, пройти производственный инструктаж, ознакомиться с общими правилами техники безопасности и с безопасными методами работы на площадке отстойников, 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, ПУЭ и получают удостоверение с присвоенной квалификационной группы, дающей им право работать по обслуживанию действующих электроустановок.

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

для исключения пожаров и взрывов от атмосферного электричества предусматривается молниезащита объектов УКПН в соответствии с СО 153-34.21.122-2003;

заземление по ГОСТ 12.1.030-96 «ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление» должно обеспечивать безопасность обслуживающего персонала при эксплуатации и ремонте электрооборудования;

проведение профилактических работ и операций для предотвращения различных аварийных ситуаций;

соблюдение безопасных, минимально допустимых расстояний между сооружениями и аппаратами;

оснащение технологического оборудования предохранительными устройствами;

оснащение устройствами принудительной вентиляции и установками сигнализации;

блокировка оборудования и сигнализация при нарушениях технологического режима;

оснащение объектов первичными средствами пожаротушения;

обеспечение работников средствами индивидуальной защиты.

Площадка отстойников обеспечена необходимыми системами контроля, автоматической защиты и регулирования технологических параметров (температуры, давления, уровня жидкости и т.п.) согласно проекту и исполнительной документации.

Контрольно-измерительные приборы, установленные на оборудовании, имеют ограничительные отметки предельно допустимой величины параметров, пломбу госповерителя и организации, осуществляющей ремонт данных приборов.

Производство газоопасных, огневых, ремонтных, земляных работ разрешается только при наличии оформленного наряд-допуска. До начала земляных работ устанавливаются знаки, показывающие расположение подземных коммуникаций (трубопроводов, кабелей связи и т.д.).

Аппараты и емкости, перед спуском в них людей, должны быть охлаждены до температуры не выше 30 °С. В исключительных случаях, при необходимости проведения работ при более высокой температуре, разрабатываются дополнительные меры безопасности: непрерывная обдувка свежим воздухом, применение термозащитных костюмов, теплоизолирующей обуви, частые перерывы в работе и т. д.

Все предлагаемые приборы и средства автоматизации, рассмотренные в технической части диплома, соответствуют требованиям техники безопасности и не оказывают опасного воздействия на обслуживающий персонал.

.2.2Мероприятия по электробезопасности

Мероприятия по электробезопасности в соответствии с ПУЭ включают следующее:

к работе по монтажу и эксплуатации указанных выше приборов допускаются лица, прошедшие обучение, инструктаж и сдавшие экзамен по технике безопасности и другим нормативным документам, имеющие допуск к работе с напряжением до 1000 В в соответствии с «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителями» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителями»;

изоляция электрических устройств в соответствии с техническими условиями (более 0,5 МОм);

все части устройств, находящихся под напряжением размещены в корпусах, обеспечивающих защиту обслуживающего персонала от прикосновения к деталям, находящимся под напряжением;

предохранительная блокировка, предупредительная сигнализация;

защитное заземление, зануление и отключение;

надежные крепления оборудования при монтаже на объекте автоматизации.

Корпуса устройств заземляются по ГОСТ-12.1.030-96 (сопротивление мене 4 Ом). Измерение сопротивления заземления производится не реже 1-го раза в год.

Необходимая защита от поражения электрическим током обеспечивается защитным заземлением и занулением корпусов всех приборов и оборудования.

Заземляющее устройство выполняется горизонтальными электродами из круглой оцинкованной стали В16 на глубине 0,7 м от поверхности земли и полосовой стали 4 х 40, проложенной по плитам площадки отстойников.

Для защитного заземления контрольно-измерительных приборов и соединительных коробок применяется силовой кабель гибкий с медными жилами, с резиновой желто-зеленой изоляцией в резиновой оболочке КГ 1x6 ГОСТ 24334-80 с диапазоном рабочих температур от минус 60 до + 95 °С.

Устанавливаемое во взрывоопасных зонах оборудование и приборы КИП и А должны быть взрывозащищенного исполнения, преимущественно с взрывозащитой вида «ia» - искробезопасная цепь по ГОСТ Р 51330.10-99 (МЭК 60079-11-99). Степень защиты оболочки контрольно-измерительных приборов, распределительных коробок и т.д., включая кабельные вводы и заглушки, размещаемые на открытом воздухе, должна быть не ниже IP56, а для оборудования, размещаемого в укрытии, не ниже IP42 в соответствии с требованиями ГОСТ 14254-96 (МЭК 529-89).

Все первичные приборы контроля и регулирования, установленные по месту, предусматривается выполнять в искробезопасном исполнении, соответствующее по исполнению зоне класса, группе и категории взрывоопасной смеси согласно ПУЭ и ПБ 08-624-032, EExiaIICT4 и EExiaCT6, что позволяет производить измерение во взрывоопасной среде.

Подключение разъемов, замена плавких вставок, предохранителей производится только при отключенных напряжениях питания устройств.

.2.3Мероприятия по промышленной санитарии

Ввиду того что технологические процессы протекают в закрытой системе аппаратов и трубопроводов, вредное воздействие веществ незначительно.

Для контроля загазованности по предельно допустимой концентрации и нижнему концентрационному пределу взрываемости в воздухе УПН предусмотрены средства автоматического газового анализа с сигнализацией, срабатывающей при достижении предельно допустимых величин. Сигнализация о появлении загазованности (световая и звуковая) выполнена по месту установки датчиков и в помещении операторной по ГОСТ 12.1.005-99 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны».

Весь обслуживающий персонал обеспечивается спецодеждой. Сведения о средствах индивидуальной защиты работающих приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.3 - Сведения о средствах индивидуальной защиты работающих

Наим. установки	Профессии работающих на установке	Средства индивидуальной защиты работающих	Срок службы	Периодичность стирки, химчистки
Площадка отстойников	Слесарь КИП и А, оператор, технолог, слесарь-ремонтник, машинист	Летние ботинки с усиленным стальным носком	12 мес.	Стирка по мере загрязнения в прачечной, согласно установленному графику предприятия
		Зимние ботинки с усиленным стальным носком	12 мес.
		Резиновые сапоги с усиленным стальным носком	12 мес.
		Летний костюм или комбинезон	12 мес.
		Зимний костюм или комбинезон	12 мес.
		Непромокаемый костюм	12 мес.
		Каска с подшлемником	12 мес.
		Защитные очки	12 мес.
		Перчатки руковицы	По необход.
		Зимние перчатки	12 мес.
		Демисезонная куртка

В соответствие с ГОСТ 12.4.016-96 помимо этого предусмотрены меро­приятия:

весь обслуживающий персонал ежегодно проходит медосмотр с целью выявления и предупреждения профессиональных заболеваний;

поступающие на работу обязаны пройти предварительный медицинский осмотр с обязательным получением медицинского заключения;

имеется возможность приобретения путевок в дома отдыха, санатории и лечебные профилактории.

В помещении операторной предусмотрено естественное и искусственное освещение. Естественное освещение в дневное время осуществляется через оконные проемы, спроектированные в соответствии со СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования». Искусственное освещение помещения операторной обеспечивает нормальное ведение процесса в темное время суток и тогда, когда естественного освещения недостаточно.

Аварийное освещение имеется у щитов и пультов в операторном помещении, за щитом у шкафов электропитания, на лестничных площадках, у дверных проемов. Освещение операторной осуществляется газоразрядными лампами, на площадке отстойников - взрывозащищенными светильниками. Требования к светильникам приводятся в ГОСТ 12.2.007.13-89 «ССБТ. Лампы электрические. Требования безопасности».

Все оборудование снабжено перилами и лестницами, переходными мостиками, освещаемыми электрическими светильниками в темное время суток, для свободного доступа обслуживающего персонала к арматуре. На каждом рабочем месте имеется аптечка с необходимым запасом медикаментов и перевязочных материалов [16].

.3Мероприятия по пожарной безопасности

Для защиты от пожаров предусмотрено: водяное пожаротушение, тушение воздушно-механической пеной и первичными средствами пожаротушения в соответствии с ППБ-01-03 «Правила пожарной безопасности».

Согласно НПБ-104-95 «Проектирование систем оповещения людей о пожаре в зданиях и сооружениях» и СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений», предусмотрено отключение вентиляции при пожаре и звуковое оповещение о пожаре. Пожарная связь также осуществляется по телефону, радио или посредством электрической пожарной сигнализации. При возникновении пожара срабатывает датчик-извещатель, подающий импульс на включение противопожарного насоса.

Разбор воды для ликвидации больших пожаров осуществляется через гидранты водопровода высокого давления, установленные не более чем через 100 м.

Для тушения пожаров воздушно-механической пеной, предусмотрены стационарные пенокамеры, установленные вблизи отстойников.

Для ликвидации небольших очагов возгорания и предупреждения распространения огня на территории предусмотрена установка щитов с пожарным инвентарем, а также использование огнетушителей серии ОП-Ю.

Система пожароохранной сигнализации обеспечивает надежную охрану объектов и современное оповещение дежурного персонала о возникновении пожара.

Система автоматического пенного пожаротушения проектируется с применением воздушно-механической пены высокой и низкой кратности [17].

.4Расчет защитного заземления отстойника ОГН-П-200

Схема защитного заземления отстойника ОГН-П-200 представлена на рисунке 5.1.

Исходные данные для расчета защитного заземления отстойника приведены в таблице 5.4.

Допустимое нормативное сопротивление заземлителя для электроустановки напряжением до 1 кВ сети с изолированной нейтралью:

.

Удельное сопротивление грунта для вертикальных электродов определяется по формуле:

, (5.1)

где - удельное сопротивление грунта, ;

 - коэффициенты сезонности, yВ =1,9;

.

Рисунок 5.1 - Схема защитного заземления отстойника ОГН-П-200

Таблица 5.4 - Исходные данные для расчета защитного заземления

Параметры	Значения
Напряжение электрооборудования, В	380
Мощность электрооборудования, кВт	11
Длина вертикального электрода, м	2,5
Диаметр вертикального электрода, м	0,05
Расстояние между вертикальными электродами, м	4
Размер соединительной полосы, м	0,04
Род грунта	суглинок
Климатическая зона	1

Удельное сопротивление грунта для горизонтальной соединительной полосы определяется по формуле:

, (5.2)

где  - коэффициенты сезонности, yг =6;

.

Сопротивление одиночного заземлителя определяется по формуле:

, (5.3)

где L - длина вертикального заземлителя, м; - диаметр вертикального заземлителя, м;

.

Необходимое количество вертикальных электродов можно определить по формуле:

; (5.4)

.

Количество вертикальных электродов принимаем равным 17.

Коэффициент использования вертикальных электродов для найденного количества, с учетом расположения электродов и от­ношения расстояния между электродами к их длине принимаем равным .

Сопротивление группы вертикальных электродов определяется по формуле:

; (5.5)

.

Длина горизонтальной соединительной полосы для электродов определяется по формуле:

, (5.6)

где а - расстояние между вертикальными электродами, м;

.

Сопротивление растеканию тока соединительной полосы определяется по формуле:

; (5.7)

.

Коэффициент использования горизонтальной соединительной полосы для найденного числа электродов, с учетом расположения электродов и отношения расстояния между электродами к их длине принимаем равным .

Сопротивление соединительной полосы с учетом коэффициента исполь­зования определяется по формуле:

; (5.8)

.

Результирующее сопротивление растеканию тока всего заземляющего устройства определяется по формуле:

; (5.9)

.

Сравнение вычисленного значения сопротивление растеканию тока всего заземляющего устройства с допустимой величиной:

; (5.10)

,

следовательно, необходимое количество вертикальных электродов для защитного заземления электродвигателя равно 17.

Очевидно, что расположить такое количество электродов в ряд не удастся, поэтому расположение следует произвести по контуру площадки.

6. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНЕДРЕНИЯ СИСТЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ

Как отмечалось выше, цель дипломного проекта - проектирование системы автоматизации УПСВ-2 Барсуковского месторождения. Ввиду этого следует произвести анализ экономической эффективности внедряемой системы АСУТП с целью установления целесообразности предлагаемого мероприятия.

.1 Методика расчета экономической эффективности инвестиций

Инвестиции - средства (денежные средства, ценные бумаги, иное имущество, в том числе и имущественные права, имеющие денежную оценку), вкладываемые в объекты предпринимательской и (или) иной деятельности с целью получения прибыли и (или) достижения иного полезного эффекта.

Различаются:

капиталообразующие инвестиции, обеспечивающие создание и воспроизводство фондов; состоят из капитальных вложений, оборотного капитала, а также, иных средств, необходимых для проекта;

портфельные инвестиции - помещение средств в финансовые активы.

Капитальные вложения - инвестиции в основной капитал (основные средства), в том числе затраты на новое строительство, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий, приобретение машин, оборудования, инструмента, инвентаря, проектно-изыскательные работы и другие затраты.

Проект - комплекс действий (работ, услуг, приобретений, управленческих операций и решений), направленных на достижение сформулированной цели.

Инвестиционный проект - обоснование экономической целесообразности, объема и сроков осуществления капитальных вложений, в том числе необходимая проектно-сметная документация. Эффективность инвестиционного проекта характеризуется системой показателей, отражающих соотношение затрат и результатов применительно к интересам его участников.

Необходимо различать понятия: экономическая эффективность и экономический эффект. Под экономическим эффектом в общем случае понимается величина экономии затрат в рублях в результате осуществления какого-либо мероприятия или их совокупности. В традиционных технико-экономических расчетах чаще всего используется величина годового экономического эффекта, т.е. экономии средств за год. Под экономической эффективностью понимается относительная величина, получаемая в результате сопоставления экономического эффекта с затратами, вызвавшими этот эффект. Причем это может быть простое отношение эффекта к соответствующим затратам и более сложные отношения.

Анализ эффективности инвестиционного проекта основывается на моделировании денежных потоков, складывающихся в течении всего срока жизни проекта. Денежный поток (поток реальных денег) складывается из всех притоков и оттоков денежных средств в некоторый момент времени (или на некотором шаге расчета).

Приток денежных средств равен величине денежных поступлений (результатов в стоимостном выражении) на соответствующем шаге. Отток равен платежам (затратам) на этом шаге.

Срок жизни проекта (расчетный период) должен охватывать весь жизненный цикл разработки и реализации проекта вплоть до его прекращения. Срок жизни проекта включает в себя следующие основные стадии (этапы): инвестиционную, эксплуатационную, ликвидационную.

Для оценки эффективности инвестиционных проектов применяется метод дисконтированной оценки, который базируется на учете временного фактора. Данный метод учитывает временной фактор с позиции стоимости денег в будущем. Метод определения экономического эффекта за расчетный период осуществляется следующим образом:

, (6.1)

гдеPt - стоимостная оценка результата реализации проекта (приток денежных средств);

Зt - стоимостная оценка затрат, включая капитальные вложения (отток денежных средств);

Т - срок жизни проекта (расчетный период);- ставка (норма) дисконта;

(Pt - Зt) - поток реальных денег для проекта в целом или отдельного его участника.

Расчетный период разбивается на шаги, в пределах которых производится агрегирование данных, используемых для оценки финансовых показателей. Шаги расчета определяются их номерами (0, 1, …). Время в расчетном периоде измеряется в годах или долях года и отсчитывается от фиксированного момента, принимаемого за базовый (обычно в качестве базового принимается момент начала или конца нулевого шага).

Норма дисконта (приведения) отражает возможную стоимость капитала, соответствующую возможной прибыли инвестора, которую он мог бы получить на ту же сумму капитала, вкладывая его в другом месте, при допущении, что финансовые риски одинаковы для обоих вариантов инвестирования. Другими словами, норма дисконта должна являться минимальной нормой прибыли, ниже которой предприниматель счел бы инвестиции невыгодными для себя.

Для инвестиционного проекта в качестве нормы дисконта иногда используется ставка процента по долгосрочным ссудам на рынке капитала или ставка процента, которая уплачивается получателем ссуды.

Если рассчитанный ЧДД положителен, то прибыльность инвестиций выше нормы дисконта и проект следует принять. Если ЧДД равен нулю, то прибыльность равна норме дисконта. Если ЧДД меньше нуля, то прибыльность инвестиций ниже нормы дисконта и от этого проекта следует отказаться. При сравнении альтернативных проектов предпочтение должно отдаваться проекту с большим значением ЧДД.

Чистый доход включает чистую прибыль и амортизацию:

ЧД = ЧП + А, (6.2)

где ЧП - чистая прибыль от реализации АСУ ТП;

А - амортизация основных фондов и нематериальных активов, приобретенных для реализации АСУ ТП.

Величина чистого дисконтированного дохода зависит от нормы дисконтирования, при некотором ее значении ЧДД обращается в нуль. Это значение нормы дисконтирования называется внутренней нормой доходности и определяется по формуле:

, (6.3)

где r - ставка дисконтирования, при которой ЧДД=0.

Экономический смысл этого показателя заключается в том, что при ставке ссудного процента (процента по депозитному вкладу), равной внутренней норме доходности, вложение финансовых ресурсов в данный проект дает в итоге тот же суммарный доход, что и помещение их в банк на депозитный счет.

Тв - период возврата капитальных вложений (срок окупаемости), определяется графически. Этот показатель обычно применяется при предварительной оценке экономической эффективности капитальных вложений. Он означает период времени, в течение которого инвестиции будут возвращены за счет доходов, полученных от реализации проекта.

При анализе эффективности инвестиций индекс доходности капитальных вложений рассчитывается по формуле (индекс доходности):

. (6.4)

Считается, что если:

ИД=1, то приведенные доходы равны приведенным инвестициям;

ИД>1, то инвестиционный проект имеет доходность;

ИД<1 - это означает неэффективность проекта.

Чистая прибыль от внедрения АСУ ТП, без вычета налога на прибыль определяется по формуле:

ЧП* = Ээз - Ним, (6.5)

гдеНим - налог на имущество, который вычисляется по формуле:

, (6.6)

гдеНст.им. - ставка налога на имущество, 2%;

К0 - стоимость имущества.

Чистая прибыль рассчитывается по формуле:

ЧП = ЧП* - Нпр, (6.7)

гдеНпр - налог на прибыль, выражается формулой:

, (6.8)

гдеНст.пр. - ставка налога на прибыль, 20%;

Пр - прибыль без учета налога на имущество:

Пр = Ээз - Ним [18]. (6.9)

.2 Расчёт капиталовложений

Общие затраты (3t) проекта складываются из капитальных вложе­ний (KB) и эксплуатационных затрат (Зэк):

Зt= КВ + Зэк . (6.10)

Капитальные вложения учитывают транспортные и мон­тажные расходы, которые определяются в процентах от стоимости прибо­ров и средств автоматизации. В таблице 6.1 представлены капиталовложения.

Таблица 6.1 - Капиталовложения, тыс.руб.

Наименование затрат	Стоимость
Технические средств автоматизации (ЗТСА)	2865
Затраты на тару и упаковку (1,5…2% от ЗТСА)	42,97
Затраты на доставку (3…5% от ЗТСА)	85,95
Затраты на заготовительно-складские работы (1,2% от ЗТСА)	34,38
Затраты на запасные части (2% от ЗТСА)	57,3
Затраты на монтаж оборудования (20% от ЗТСА)	573
Непредвиденные затраты (2% от ЗТСА)	57,3
Затраты на пусконаладочные работы (3…5% от ЗТСА)	85,95
Итого	3801,85

Годовые эксплуатационные затраты, связанные с обслуживанием и эксплуатацией приборов, средств и системы автоматизации, рассчитыва­ются по следующей формуле:

Зэк = Звспом+Зрем+Зобор+Зам+ Зпот+Зпр, (6.11)

где Звспом - затраты на вспомогательные материалы;

Зрем - затраты на ремонт;

Зобор - затраты на обслуживание оборудования, т.е. на заработную плату работников, занимающегося обслуживанием;

Зам - амортизационные отчисления по приборам, средствам автоматизации, внедряемому оборудованию;

Зпот - затраты, связанные с потреблением электроэнергии;

Зпр - прочие затраты.

Годовые эксплуатационные затраты, связанные с обслуживанием и эксплуатацией приборов рассчитываются как процентное отношение от капиталовложений. Результаты расчетов сведены таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Годовые эксплуатационные затраты, , тыс.руб.

Наименование затрат	Стоимость
Затраты на вспомогательные материалы (20% от КВ)	760,37
Затраты на ремонт оборудования (25% от КВ)	950,46
Затраты на содержание и эксплуатацию оборудования (40% от КВ)	1520,74
Затраты на амортизацию составляют (10% от КВ)	380,18
Затраты от потерь электроэнергии	231
Прочие затраты (25% от суммы других затрат)	960,46
Итого	4803,22

Таким образом, годовая экономическая эффективность должна быть не меньше годовых эксплуатационных затрат.

6.3 Источники экономической эффективности проекта

Экономическая эффективность от внедрения предлагаемого мероприятия обусловлена следующими факторами:

получение достоверной информации с технологических объектов для решения задач оперативного контроля, управления и регулирования процессами, систем сигнализации и защиты;

повышение точности и оперативности измерения параметров технологических процессов;

снижение трудоемкости управления технологическими процессами на объекте;

сокращение затрат электроэнергии;

снижение вероятности отказа и выхода из строя оборудования;

повышение качества продукции.

Оценка источников экономической эффективности производится на основании статистических данных ОАО «НК «Роснефть»». Данные сведены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 - Годовая экономическая эффективность проекта, тыс.руб.

Наименование источника	Эффективность
Получение достоверной информации	180
Повышение оперативности	232
Снижение трудоемкости (сокращение численности обслуживающего персонала)	2471
Сокращение затрат электроэнергии	431
Снижение вероятности отказа оборудования	1037
Повышение качества продукции	1629
Итого выгоды	5980

Годовая экономическая эффективность больше годовых эксплуатационных затрат, а значит проект имеет тенденцию к прибыльности [19].

.4 Расчет экономической эффективности

При расчете экономической эффективности инвестиционного проекта расчетный период Т складывается из времени внедрения объекта в производство, которое принимается равным одному году, и времени экс­плуатации объекта, которое составляет 10 лет. Расчеты проводятся в соответствии с таблицами 6.4 и 6.5.

На рисунке 6.1 представлен график чистых дисконтированных денежных поступлений проекта нарастающим итогом.

Таблица 6.4 - Расчет налога на имущество, тыс.руб.

№	Показатель\год	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Стоимость основных фондов на начало года	3801,8	3421,6	3041,4	2661,3	2281,1	1900,9	1520,7	1140,5	760,37	380,19
2	Амортизационные отчисления	380,1	380,1	380,1	380,1	380,1	380,1	380,1	380,1	380,1	380,1
3	Стоимость основных фондов на конец года	3421,6	3041,4	2661,3	2281,1	1900,9	1520,7	1140,5	760,37	380,19	0,00
4	Среднегодовая стоимость основных фондов	1900,9	1710,8	1520,7	1330,6	1140,5	950,4	760,3	570,2	380,1	190,0
5	Налог на имущество	38,0	34,2	30,4	26,6	22,8	19,0	15,2	11,4	7,6	3,8

Таблица 6.5 - Расчет эффективности проекта

№	Показатель год	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Капиталовложения, тыс.руб.	3801,8	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2	Выгоды, тыс.руб.	-	5980,0	5980,0	5980,0	5980,0	5980,0	5980,0	5980,0	5980,0	5980,0	5980,0
3	Эксплуатационные затраты, тыс.руб.,	-	4803,2	4803,2	4803,2	4803,2	4803,2	4803,2	4803,2	4803,2	4803,2	4803,2
4	в т.ч. амортизация, тыс.руб.	-	380,2	380,2	380,2	380,2	380,2	380,2	380,2	380,2	380,2
5	Налог на имущество, тыс.руб.	-	38,0	34,2	30,4	26,6	22,8	19,0	15,2	11,4	7,6	3,8
6	Валовая прибыль, тыс.руб.	-	1138,8	1142,6	1146,4	1150,2	1154,0	1157,8	1161,6	1165,4	1169,2	1173,0
7	Налогов на прибыль, тыс.руб.	-	227,8	228,5	229,3	230,0	230,8	231,6	232,3	233,1	233,8	234,6
8	Чистый операционный доход, тыс.руб.	-	1291,2	1294,2	1297,3	1300,3	1303,4	1306,4	1309,4	1312,5	1315,5	1318,6
9	Сальдо денежного потока от оперонной д-ти, тыс.руб.	-	1671,4	1674,4	1677,5	1680,5	1683,5	1686,6	1689,6	1692,7	1695,7	1698,7
10	Сальдо денежного потока от инвистиционной д-ти, тыс.руб.	-3801,9	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
11	Cальдо двух потоков, тыс.руб.	-3801,9	1671,4	1674,4	1677,5	1680,5	1683,5	1686,6	1689,6	1692,7	1695,7	1698,7
12	Коэфициент дисконтирования	1,00	0,87	0,76	0,66	0,57	0,50	0,43	0,38	0,33	0,28	0,25
13	Чистые дисконтированные денежные поступления проекта, тыс.руб.	-3801,9	1453,4	1266,1	1103,0	960,8	837,0	729,2	635,2	553,3	482,0	419,9
14	Чистые дисконтированные денежные поступления проекта нарастающим итогом, тыс.руб.	-3801,9	-2348,5	-1082,4	20,6	981,4	1818,4	2547,6	3182,8	3736,1	4218,1	4638,0

По графику на рисунке 6.1 определяется срок окупаемости проекта (точка пересечения с осью абсцисс).

Рисунок 6.1 - Определение срока окупаемости

На рисунке 6.2 представлена столбчатая диаграмма изменения денежных потоков наличности.

Рисунок 6.2 - Изменение денежных потоков наличности

На рисунке 6.3 представлен график внутренней нормы доходности. По данному графику определяется максимальная банковская ставка при которой проект является прибыльным (точка пересечения с осью абсцисс).

В таблице 6.6 представлены основные показатели эффективности проекта.

Рисунок 6.3 - Определение внутренней нормы доходности

Таблица 6.6 - Эффективность проекта

Показатель	Значение
Инвестиции, тыс. руб.	3801,8
Расчетный период, лет	10
Годовые выгоды, тыс. руб.	5980
Ставка дисконтирования, %	15
Чистый дисконтированный доход, тыс. руб.	4638
Индекс доходности, дол. ед.	2,22
Внутренняя норма доходности, %	45
Срок окупаемости, лет	2,9

Как видно из расчетов, внедрение системы автоматизации целесообразно, т.к. дисконтированный денежный поток по проекту положительный, внутренняя норма доходности выше цены капитала, а индекс рентабельности больше 1 [20].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Важным и значительным объектом в системе сбора и подготовки нефти является установка предварительного сброса воды, на площадке отстойников которой выполняются функции по сепарации нефти и обеспечению непрерывной поставки отсепаратированой нефти на центральный пункт сбора.

В данном дипломном проекте была рассмотрена технологическая схема УПСВ-2 Барсуковского месторождения ОАО «НК «Роснефть-Пурнефтегаз»». Рассмотрены принципы работы и назначения основных функциональных узлов объекта.

В соответствии с технологией построена трехуровневая система автоматизации, выбрано необходимое техническое оборудование в соответствии с требованиями технологии и заказчика. В частности, были выбраны датчики уровня, давления и температуры, которые необходимы для наиболее эффективного процесса функционирования площадки отстойников, описаны их метрологические характеристики, принципы работы и взаимодействие с верхними уровнями автоматизации и между собой.

Рассмотрен промышленный ПЛК, описано его назначение и взаимодействие с уровнями автоматизации.

Подробно рассмотрены маршруты обработки данных, их хранение и предоставление оператору.

Была написана программа управления объектом в системе ISaGRAF 6.1 на языках программирования FBD и ST. Выбран наиболее рациональный закон регулирования (ПИ-закон), для него рассчитаны оптимальные настройки, обеспечивающие качественный переходный процесс. В программе MATHLAB был сэмулирован контур регулирования уровня; модель показала, что расчеты верны.

Рассмотренный объем автоматизации с применением выбранных технических средств автоматизации обеспечивает надежный контроль, управление и защиту всей площадки отстойников.

Была исследована безопасность проекта, в результате чего были выявлены факторы, которые создают опасность обслуживающему персоналу. Были описаны мероприятия по защите обслуживающего персонала. Был произведён расчёт защитного заземления отстойников, в результате которого определено число заземляющих электродов.

Была исследована экономическая эффективность внедрения системы автоматизации. Срок окупаемости проекта составит 2,9 лет.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Грей, Ф. Добыча нефти. - М.: Олимп - бизнес, 2001. - 182 с.

Дунюшкин, И. И. Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений. - М.: Нефть и газ, 2006. - 54 с.

Мирзаджанзаде А. Х. Технология и техника добычи нефти. - М.: Гостехиздат, 1975. - 364 с.

Бобрицкий, Н. В. Основы нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1996. - 89 с.

Коршак, А. А. Основы нефтегазового дела / А.М. Шаммазов. - Уфа.: ДизайнПолиграфСервис, 2001. -135 с.

Шаммазов, А.М. Основы трубопроводного транспорта нефти: Учебное пособие / А.А. Коршак, Г.Е. Коробков, Н.Ф. Султанов. - Уфа: Реактив, 2000. - 160 с.

Комягин, А.Ф. Автоматизация производственных процессов в АСУТП газонефтепроводов. - М.: Недра, 1989. - 215 с.

Бородин, И.Ф. Автоматизация технологических процессов / Судник И.А. - Л.: Машиностроение, 2007. - 205с.

Кангин, В.В. Аппаратные и программные средства систем управления. Промышленные сети и контроллеры / В.Н. Козлов - М.: Недра, 2010. -187 с.

Официальный сайт фирмы «Bernecker & Rainer» : [Электронный ресурс]. - URL #"790833.files/image105.jpg">

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

(справочное)

Листинг программы в системе ISaGRAF на языке ST (секция «Pressure»)

if P4>0.6 then Ip4:=true; Stop1_int:=true; end_if;Ysb_p4=true then Ip4:=false; stop1_int:=false; end_if;P5>0.6 then Ip5:=true; Stop1_int:=true; end_if;Ysb_p5=true then Ip5:=false; stop1_int:=false; end_if;P6>0.6 then Ip6:=true; Stop2_int:=true; end_if;Ysb_p6=true then Ip6:=false; stop2_int:=false; end_if;P7>0.6 then Ip7:=true; Stop2_int:=true; end_if;Ysb_p7=true then Ip7:=false; stop2_int:=false; end_if;Pupog1>0.6 then Iupog1:=true; Stop1_int:=true; end_if;Ysb_upog1=true then Iupog1:=false; stop1_int:=false; end_if;Pupog2>0.6 then Iupog2:=true; Stop2_int:=true; end_if;Ysb_upog2=true then Iupog2:=false; stop2_int:=false; end_if;

ПРИЛОЖЕНИЕ Е

(справочное)

Листинг программы в системе ISaGRAF на языке ST (секция «Level»)

case step_l_4 of

:U_139_z:=false; U_140_z:=false; U_139_o:=false; U_140_o:=false; Stop1_int:=false;Lv4>2 or Ln4>2 then step_l_4:=43; end_if;

:Il4:=true; U_139_o:=true; U_140_o:=true; Stop1_int:=true;X_139_o and X_140_o then step_l_4:=44; end_if;

:if Ysb_Il4 then step_l_4:=45;

:U_139_z:=true; U_140_z:=true;X_139_z and X_140_z then step_l_4:=42; end_if;_case;step_l_5 of

:U_141_z:=false; U_142_z:=false; U_141_o:=false; U_142_o:=false; Stop1_int:=false;Lv5>2 or Ln5>2 then step_l_5:=53; end_if;

:Il5:=true; U_141_o:=true; U_142_o:=true; Stop1_int:=true;X_141_o and X_142_o then step_l_5:=54; end_if;

:if Ysb_Il5 then step_l_5:=55;

:U_141_z:=true; U_142_z:=true;X_141_z and X_142_z then step_l_5:=52; end_if;_case;

case step_l_6 of

:U_143_z:=false; U_144_z:=false; U_143_o:=false; U_144_o:=false; Stop2_int:=false;Lv6>2 or Ln6>2 then step_l_6:=63; end_if;

:Il6:=true; U_143_o:=true; U_144_o:=true; Stop2_int:=true;X_143_o and X_144_o then step_l_6:=64; end_if;

:if Ysb_Il6 then step_l_6:=45;

:U_143_z:=true; U_144_z:=true;X_143_z and X_144_z then step_l_6:=62; end_if;_case;step_l_7 of

:U_145_z:=false; U_146_z:=false; U_145_o:=false; U_146_o:=false; Stop2_int:=false;Lv7>2 or Ln7>2 then step_l_7:=73; end_if;

:Il7:=true; U_145_o:=true; U_146_o:=true; Stop1_int:=true;X_145_o and X_146_o then step_l_7:=74; end_if;

:if Ysb_Il7 then step_l_7:=75;

:U_145_z:=true; U_146_z:=true;X_145_z and X_146_z then step_l_7:=72; end_if;

end_case;