Разработка современной системы автоматизации дожимной насосной станции Варьеганского месторождения
Автоматизация технологического процесса на дожимной насосной станции. Обоснование и выбор комплекса технических средств нижнего уровня. Выбор проектной конфигурации контроллера. Методика расчета главных показателей экономической эффективности проекта.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 22.08.2013 |
| Размер файла | 410,9 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Sitex присваивает временные отметки записям тревог с разрешением 1 мс, и тем не менее он способен регистрировать несколько сотен сообщений в секунду с этой интенсивностью. При просмотре журнала тревог крайне полезной является возможность, нажав мышью на интересующей строке тревоги сразу увидеть место (на экранной форме), где эта тревога произошла.
Управление тревогами гибко конфигурируется, что позволяет пользователю как угодно менять содержание сообщений и через администратор сообщений выдавать свои собственные.
Система оперативного контроля и управления включает:
средства отображения текущих значений точек БД, которые облегчают проверку и поиск неисправностей, а также обеспечивают доступ к меню точки. Этот доступ позволяет выполнять запрет/разрешение тревоги, ручную перезапись значения параметра, контролировать вывод и создавать комментарии для точки (информационные и управляющие);
во-вторых, в систему входит администратор управлений, который обеспечивает контроль за очередями управляющих запросов, проверяет буфер ввода-вывода на наличие команд управления и передает их серверам ввода-вывода, генерирует тревоги при неисполнении запросов и выполняет проверку по таймеру их выполнения.
Sitex включает отдельный пакет отображения трендов. Эти тренды могут быть легко сконфигурированы, сохранены и воспроизведены без необходимости вызова построителя экранных форм. Временной интервал тренда может быть изменен “на ходу”, и можно даже добавлять и удалять число параметров во время просмотра тренда. Программа, которая отвечает за ведение предыстории и запись ее на диск с целью построения трендов и отчетов, называется историк. Историк в Sitex устроен просто, он удобен в обращении и, если нужно, используется при восстановлении данных. Он быстр и надежен, а формат его файлов открыт для пользователей. Доступ к данным предыстории осуществляется просто открытием одного из ежедневных файлов событий и чтением из него списка данных с временными отметками. В Sitex запись предыстории по точке назначается в редакторе БД.
Важно отметить два ключевых аспекта записи предыстории по точке: во-первых, запись производится с использованием полосы нечувствительности (а не по фиксированным временным интервалам), и, во-вторых, полоса нечувствительности задается в абсолютных инженерных единицах, а не в процентах. Поскольку данные по предыстории сохраняются в ежедневных файлах, поддержание и дублирование данных осуществляется в виде обычных файловых операций. Весьма развитыми в Sitex являются средства отображения трендов, которые обеспечивают работу с трендами по именам, разрешая доступ к точкам БД на любом сервере. В каждом тренде может отображаться до шести параметров, выполняться панорамирование по времени, вырезание участков тренда с увеличением и сжатием по осям, считывание точных значений с помощью курсора, отображение данных предыстории и данных в реальном времени. Кроме того, есть возможность делать сравнительный тренд, который обеспечивает сопоставление данных предыстории и данных реального времени. В Sitex для повышения живучести и непрерывности работы системы реализован механизм активного резервирования (вместо обычного для других систем механизма “горячего” резервирования).
Оценив все преимущества и недостатки перечисленных SCADA-пакетов, для разработки человеко-машинного интерфейса был выбран пакет RSView32, как наиболее доступный и предоставляющий самые современные и проверенные на сегодняшний день решения в области программного обеспечения для сфер деятельности предприятий от цехов до верхнего уровня и за его пределами посредством сети Internet.
Разработанный с помощью данного пакета интерфейс представляет из себя следующее (приложение К).
При запуске программы интерфейса оператора открывается окно с предложением ввести имя пользователя и пароль (приложение Л).
Программа состоит из 11 окон:
главное окно программы;
окно первой очереди;
окно второй очереди;
окно аварий;
окно трендов;
окно исторических трендов;
окно насосов;
окно УУГ;
окно УУВ;
окно УУН;
окно РВС.
При правильном вводе пароля и имени пользователя, открывается окно с изображением главного экрана. На главном экране показан весь объект автоматизации полностью. На этом окне отображены аварии, изменение параметров, измеряемых приборами. Внизу каждого окна имеется меню навигации, при помощи которого можно осуществлять переход между экранами. Также такая возможность реализована посредством «горячих» клавиш.
На каждом окне отображаются измеряемые параметры и происходящие аварии. На окне трендов имеется возможность отслеживания изменения значений параметров в графическом виде. Есть возможность прокрутки изображения по осям, изменения масштаба данных.
На окне аварий фиксируются все происходящие на объекте аварии. Ведется подсчёт общего количества произошедших аварий, также можно выставлять приоритет, с которым аварии будут отображаться.
Мнемосхемы узлов учета газа, нефти и воды представлены отдельными окнами, вызываемыми нажатием на соответствующие кнопки меню навигации, «горячие» клавиши или при наведении указателя манипулятора на объекты на окне главного экрана.
Также есть всплывающее окно событий, появляющееся, при возникновении аварии, к которой привязано это окно (задается разработчиком).
На окне первой и второй очереди изображены сепараторы первой и второй ступени сепарации, отстойники горизонтальные и газосепараторы. Управление клапанами предусмотрено как автоматическое, так и ручное, для изменения способа задания процента открытия имеется специальная кнопка, расположенная рядом с изображением механизма.
Для выхода из системы можно нажать кнопку в меню навигации, либо воспользоваться сочетанием клавиш Ctrl+End.
Выбор протокола обмена информацией между контроллером и верхним уровнем АСУ ТП
Для связи контроллера с АРМ оператора используется сетевой протокол Ethernet. Терминалы Ethernet могут взаимодействовать с одним или несколькими контроллерами SLC 500 или MicroLogix через сеть Allen-Bradley [6]. Ethernet хорошо подходит для таких применений, когда локальные средства коммуникации должны обрабатывать интенсивный трафик при высоких пиковых скоростях передачи данных. Ethernet является вещательной ЛВС. Это означает, что все станции видят все кадры, независимо от того, предназначены эти кадры для них или нет. Каждая станция должна исследовать принятые кадры, чтобы определить, направлены они к ней или нет. Если к ней, то кадр передается на протокол более высокого уровня для соответствующей обработки.
Ethernet обеспечивает сервис, соответствующий Уровням 1 и 2 модели OSI. Характеристики Ethernet приводятся в таблице 3.1.
При разработке интерфейса оператора задействовано 269 переменных (приложение З).
Таблица 3.2 - Характеристики Ethernet
|
Характеристика |
Значение |
|
|
Скорость передачи данных (Мбит/сек) |
10 |
|
|
Метод передачи сигнала |
Узкополосный сигнал |
|
|
Максимальная длина сегмента (м) |
500 |
|
|
Носитель |
Коаксиальный 50-ом (толстый) |
|
|
Топология |
Шина |
4. РАСЧЕТ СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
Основным параметром регулирования в отстойнике является уровень. В данном разделе приводится расчет системы автоматического регулирования уровня раздела фаз «вода-нефть» в горизонтальном отстойнике.
4.1 Исходные данные
На рисунке 4.1 представлен график переходной характеристики горизонтального отстойника для системы регулирования раздела фаз «вода-нефть» при ступенчатом изменении регулирующего органа (РО).
Рисунок 4.1 - График переходной характеристики горизонтального отстойника
Структурная схема дискретной системы автоматического регулирования (САР) приведена на рисунке 4.2.
Рисунок 4.2 - Структурная схема системы автоматического регулирования
Для определения оптимальных настроек регулятора достаточно определить переходные характеристики по каналу регулирования.
Рисунок 4.3 - Реакция объекта на единичное ступенчатое воздействие или кривая отклика системы
Тоб=t2-t1, фоб0= t2-t0
Для объектов нефтяной и газовой промышленности передаточная функция объекта аппроксимируется апериодическим звеном І порядка с запаздыванием, то есть передаточная функция будет иметь вид:
|
. |
(4.1) |
Относительное изменение регулируемого параметра объекта
|
(4.2) |
Относительное изменение положения регулирующего органа д=65-50=15%.
Безразмерный коэффициент передачи
|
. |
(4.3) |
Постоянная времени объекта Tоб=2 с.
Время запаздывания фоб=10 с.
Передаточная функция объекта
|
. |
(4.4) |
Принимаем период дискретизации равный Т=2 с.
При переходе к цифровой системе передаточные функции звеньев будут преобразованы в Z-передаточные функции.
Z-передаточная функция объекта имеет вид:
|
(4.5) |
4.2 Выбор типа регулятора
Для регулирования уровня раздела фаз «вода-нефть» в горизонтальном отстойнике на ДНС-6 выбран ПИ-закон регулирования. Выбор обусловлен тем, что пропорциональное интегральное действие обеспечивает большую по сравнению с пропорциональным скорость регулирования.
Уравнение, описывающее изменение выходной величины при изменении входной для ПИ-закона регулирования выглядит следующим образом:
|
(4.6) |
В практике наладочных работ широко используют приближенные формулы для определения оптимальных параметров настройки регуляторов в зависимости от параметров объекта регулирования.
Передаточная функция ПИ-регулятора имеет вид:
|
, |
(4.7) |
где
|
Wр(S) |
- передаточная функция регулятора, |
|
|
kр |
- коэффициент усиления, |
|
|
Ти |
- постоянная интегрирования. |
4.3 Расчет оптимальных настроек ПИ-регулятора
Находим оптимальное значение коэффициента усиления регулятора kр графо-аналитическим методом.
Расчет регулятора был произведен методом ограничения на частотный показатель колебательности, основываясь на полученной кривой отклика (рисунок 4.3).
По заданным параметрам у и tр определяем показатель колебательности М, по номограммам М=1,1.
Используя полученное значение показателя колебательности, находим параметры граничной зоны устойчивости, которой будет являться окружность с радиусом, определяемым по формуле 4.8.
|
, |
(4.8) |
R=5,76.
Центром окружности будет являться точка, с координатами , (-5,24;0).
Выбрав диапазон изменения Ти и задавая различные значения kp находится точка касания окружности и гадографа. Если гадограф Найквиста пересекает окружность, то kp уменьшается, а если не доходит до неё, то увеличивается kp.
После нахождения точек касания, определяем в какой из них отношение было наибольшим, данные значения принимаются за оптимальные. Строится переходная характеристика и определяются прямые показатели качества регулирования (время регулирования и перерегулирование ).
Современные средства компьютерной алгебры (в частности, математический пакет MathLab 2006) позволяют решить поставленные задачи аналитическими методами. При решении задачи, обозначенной в дипломном проекте были получены следующие значения коэффициента пропорциональности регулятора и постоянной интегрирования:
Находим прямые показатели качества (рисунок 4.4.).
Рисунок 4.4 - Переходная характеристика замкнутой системы при и
Прямые показатели качества, согласно полученному графику, следующие: , .
Ввиду того, что прямые показатели качества не удовлетворяют требованиям, производим коррекцию и, пошагово изменяя коэффициент усиления регулятора, добиваемся снижения перерегулирования.
Рисунок 4.5 - Переходная характеристика замкнутой системы при kp=3,6
Прямые показатели качества, согласно полученному графику, следующие: , .
Результаты расчета САР уровня раздела фаз «вода-нефть» в горизонтальном отстойнике приведены в приложении Г.
4.4 Расчет регулирующего органа
При автоматизации нефтегазовых объектов важную роль играет выбор типоразмера и диаметра условного прохода регулирующего органа. С целью определения данных параметров был произведен расчет, согласно следующему алгоритму:
Определена максимальная расчетная пропускная способность по формуле:
|
, |
(4.9) |
где
|
- максимальный расход среды, м3/с; |
||
|
- плотность жидкости, кг/м3; |
||
|
- коэффициент запаса (в данном расчете принят равным 1,2); |
||
|
- потери давления в исполнительном устройстве при максимальном открытии клапана, Па. |
Из перечня типоразмеров дроссельных исполнительных механизмов было выбрано устройство, соответствующего типа - двухседельный клапан, с диаметром условного прохода 300 мм.
Для проверки влияния вязкости жидкости на процесс был рассчитан критерий Рейнольдса по формуле:
|
, |
(4.10) |
где
|
- максимальный расход среды, м3/с; |
||
|
- коэффициент кинематической вязкости, м2/с; |
||
|
- условный проход регулирующего органа, мм. |
Так как полученное значение критерия Рейнольдса больше 2000, влияние вязкости на расход жидкости не учитываем и принимаем выбранное исполнительное устройство.
В результате расчета графо-аналитическим методом были подобраны следующие настройки ПИ-регулятора: kp=3,6, Ти=45. По прямым показателям качества (, ) система с регулятором полностью удовлетворяет требованиям, предъявляемым к САР.
Найденные настройки регулятора приняты за оптимальные и использованы при конфигурации инструкции регулирования программы. Для обеспечения реализации управляющего воздействия были подобраны типоразмеры регулирующего органа и диаметр его условного прохода.
5. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
В процессе автоматизации ДНС можно выделить несколько вопросов, которые являются важными с точки зрения экологичности разрабатываемого проекта. К таким вопросам можно отнести: обеспечение безопасности работников предприятия, оценку экологичности проекта, с точки зрения возможного воздействия на окружающую среду, прогнозирование возникновения возможных чрезвычайных ситуаций и способы их предотвращения.
Охрана окружающей среды является одной из приоритетных задач социального спектра, решаемых в рамках функционирования предприятия ОАО "Варьеганнефть". В последние годы борьба с загрязнением окружающей среды превратилась в одну из острых проблем. Значительное место при её решении уделяется предотвращению и ликвидации последствий загрязнения окружающей среды.
Экологическая работа на предприятии ОАО «Варьеганнефть» проводится по годовому «Плану предохранительных мероприятий», утвержденного и согласованного с Нижневартовским отделом Главного управления природных ресурсов и охраны окружающей среды по Ханты-Мансийскому автономному округу. Организацию и выполнение этих мероприятий осуществляет каждое структурное подразделение с помощью отдела охраны окружающей среды, который ведет контроль и методическое руководство природоохранной деятельностью структурных подразделений предприятия [1].
Основные усилия предприятия сосредоточены на выполнении комплекса мероприятий по предотвращению аварий на трубопроводах.
5.1 Обеспечение безопасности работников ДНС
дожимной насосный станция контроллер
Наиболее опасными и вредными факторами производства на ДНС, влияющих на работающих являются:
взрыво- и пожароопасность;
газоопасность;
токсичность нефтяных паров и газов;
электроопасность;
термические и химические ожоги.
Наличие на установке попутного газа и нефти с низкой температурой вспышки и высокой упругостью паров, деэмульгатора и ингибитора коррозии обуславливает ее повышенную взрывную и пожарную опасность и относится к категории пожаро-взрывоопасных производств.
Все основные и побочные продукты производства относятся к горючим газам и легковоспламеняющимся жидкостям.
С санитарно-гигиенической стороны находящиеся на площадке углеводороды ч и выше, ингибитор коррозии и раствор деэмульгатора в метаноле имеют характерный специфический запах и характеризуются наркотическим и раздражающим действием на организм человека, вызывают изменение сосудистой и центральной нервной системы.
Опасность также представляют колодцы подземных коммуникаций, где возможно скопление тяжелых углеводородов.
Кроме перечисленных выше опасностей возможно нанесение травм обслуживающему персоналу вращающимися частями механизмов, падающими предметами, поражение электрическим током и т.д.
Чтобы предотвратить аварийную ситуацию, на установке предусмотрена световая и звуковая сигнализация. Эксплуатация оборудования и трубопроводов с утечками газов, паров и жидких продуктов не разрешается. Все утечки должны быть устранены. Если, кроме неисправного аппарата, имеется исправный, то процесс переключают на него и устраняют утечки на отключенном аппарате. Устранять утечки на действующих трубопроводах и оборудовании запрещается.
Насосное оборудование, полы и лотки необходимо содержать в чистоте. Трубопроводы должны быть окрашены в различные цвета в зависимости от транспортируемых продуктов, следует указать стрелкой направление движения продукта. Минимальный запас смазочного материала нужно хранить в металлической таре, закрытой крышкой.
В насосных станциях не разрешается загромождать проходы материалами, оборудованием и др.
Ремонт насоса во время работы категорически запрещен.
Во избежание распространения пожара в сети промливневой канализации во время возгорания нефтепродуктов или пожара на производственной площадке, на канализационных сетях промстоков и производственно-ливневых стоках устанавливаются гидрозатворы. Характеристика пожароопасности и токсичности сырья и применяемых реагентов приведена в таблице 5.1. Классификация взрывоопасных наружных установок и характеристика взрывоопасных смесей приведена в таблице 5.2.
Основными токсичными веществами на ДНС являются продукты 4 класса опасности. Характеристика, которых приведена в таблице 5.1.
Для обеспечения безопасности работы на ДНС созданы нормальные санитарно-гигиенические условия на рабочих местах в соответствии с санитарно-техническими паспортами и документами по аттестации рабочих мест. Лица, допускаемые к производству работ, должны быть проинструктированы и обучены безопасным приемам работы, сдать экзамены и иметь при себе соответствующее удостоверение. При введении новых технологических процессов и методов труда, видов оборудования и механизмов, а также правил и инструкций, должен проводиться дополнительный инструктаж [1].
Таблица 5.1 - Характеристика пожароопасности и токсичности сырья и применяемых реагентов
|
№ п/п |
Наименование вещества |
Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76 |
Удельный вес, г/см3 |
Температура, ?С |
Пределы взрываемости |
ПДК в воздухе рабочей зоны производственных помещений, мг/м3 |
Характеристика токсичности (воздействие на организм человека) |
||||
|
Вспышки |
Воспл. |
Самовоспл |
Нижний |
Верхний |
|||||||
|
1 |
Нефть |
4 |
0,82 |
-22 |
- |
200ч300 |
0,7 |
5 |
300 |
Малотоксична |
|
|
2 |
Метан |
4 |
0,55 |
-187,8 |
- |
537 |
5 |
15 |
300 |
Наркотик |
|
|
3 |
Метанол |
1 |
0,79 |
16 |
- |
5 |
Яд |
||||
|
4 |
Дипроксамин |
3 |
0,95 |
50 |
- |
200 |
Умеренно токсичен |
||||
|
5 |
Пенообразователь ПО-1 |
3 |
- |
36 |
94 |
471 |
35 |
56 |
0,5 |
Вызывает раздражение кожных покровов и слизистых оболочек гзаз |
Таблица 5.2 - Классификация взрывоопасных наружных установок и характеристика взрывоопасных смесей
|
№ п/п |
Наименование помещений, наружных установок, оборудования |
Категория пожароопасности процесса |
Степень огнестойкости здания |
Классификация помещений и наружных установок по ПУЭ |
||
|
Класс помещения |
Категория и группа взрывоопасных смесей |
|||||
|
1 |
Операторная |
Д |
II |
- |
- |
|
|
2 |
Воздушная компрессорная |
Д |
II |
- |
- |
|
|
3 |
Насосы перекачки; |
А |
II |
В-1а |
ПА-Т3 |
|
|
Наружная территория вокруг блоков-боксов |
В-1г |
ПА-Т3 |
||||
|
4 |
Пеногенераторная |
Д |
II |
- |
- |
|
|
5 |
Реагентное хозяйство |
А |
II |
В-1г |
ПА-Т2 |
|
|
6 |
Аппаратный двор со всеми аппаратами |
А |
II |
В-1г |
ПА-Т3 |
|
|
7 |
Резервуарный парк |
А |
II |
В-1г |
ПА-Т3 |
|
|
8 |
Узел учета |
А |
II |
В-1г |
ПА-Т3 |
В таблице 5.3 приведена оценка труда работника ДНС по степени вредности и опасности.
Таблица 5.3 - Оценка труда работника ДНС по степени вредности и опасности
|
Фактор |
Классы условий труда |
||||||||
|
Оптимальный 1 |
Допустимый 2 |
Вредный-3 |
Опасный 4 |
||||||
|
1 степ. 3.1 |
2 степ. 3.2 |
3 степ. 3.3 |
4 степ. 3.4 |
||||||
|
Химический |
+ |
||||||||
|
Биологический |
+ |
||||||||
|
Физические |
Шум |
+ |
|||||||
|
Вибрация лок. |
+ |
||||||||
|
Вибрация общая |
+ |
||||||||
|
Иониз. излучения |
+ |
||||||||
|
Микроклимат |
+ |
||||||||
|
Освещенность |
+ |
||||||||
|
Тяжесть труда |
+ |
||||||||
|
Напряженность труда |
+ |
||||||||
|
Общая оценка условий труда: класс 3.1 |
5.2 Электробезопасность. Молниезащита. Защита от статического электричества
Требования электробезопасности данного объекта направлены на создание условий эксплуатации оборудования, при которых исключаются образование электрической цепи через тело человека.
Объекты энергосбережения должны обслуживаться энерготехническим персоналом, имеющим соответствующую группу допуска. Напряжение на электрооборудование должно подаваться и сниматься дежурным электроперсоналом по указанию ответственного за эксплуатацию этого оборудования или старшего по смене. При возгорании электрооборудования, напряжение с него должно быть снято.
При проведении работ в местах, где возможно образование взрывоопасных смесей паров и газов с воздухом, запрещается применение ручных инструментов из стали во избежание искр от ударов.
В этих случаях применяют инструменты из металла, не дающего при ударе искр. Режущий стальной инструмент обильно смазывают консистентными смазками (солидолом, тавотом).
Во всех взрыво-огнеопасных помещениях и на территории установок вывешивают предупредительные надписи и знаки. Временно загазованные зоны ограждают и на ограждениях вывешивают таблички с предупредительными надписями и знаками. В пожароопасных местах нельзя работать в обуви, подбитой железными гвоздями или с металлическими набойками. На все технологические аппараты, агрегаты и трубопроводы наносят отличительную маркировку.
Важным фактором безопасности является заземление оборудования путем присоединения к контору заземления. Заземляющее устройство является одним из средств защиты персонала в помещении от возникновения искры, от напряжения, возникающего на металлических частях оборудования, не находящихся под напряжением, но могущих оказаться под ним в результате повреждения изоляции.
Все сооружения установок, в зависимости от категории, должны быть надежно заземлены при помощи заземляющих устройств от прямых ударов, вторичных проявлений молнии и статического электричества.
Каждая часть электроустановки, подлежащая заземлению, присоединяется непосредственно к сети заземления при помощи отдельного ответвления. Последовательное включение в заземляющий проводник заземляющих частей и электроустановок.
На предприятиях нефтяной и газовой промышленности заряды статического электричества в большинстве случаев образуются при движении нефти, нефтепродуктов и газов по трубопроводам, при сливно-наливных операциях, заполнении емкостей, разбрызгивании или распылении, дросселировании потоков сжатых газов, пропаривании и других операциях.
Для защиты от накопления и проявления зарядов статического электричества на оборудовании, на теле человека и на перекачиваемых веществах должны предусматриваться следующие меры, обеспечивающие стекание возникающих зарядов и предотвращение накопления заряда выше уровня 0.4 А/мин:
отвод зарядов путем заземления корпусов оборудования и коммуникаций, а также обеспечение постоянного электрического контакта нефтепродуктов и тела человека с заземлением;
отвод зарядов путем уменьшения удельных, объемных и поверхностных электрических сопротивлений.
Заземляющие устройства для защиты от статического электричества должны объединяться со специальными устройствами заземления другого назначения или использовать естественные заземлители.
Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного для стекания электрических зарядов, не должно превышать 10 Ом.
В качестве контуров заземления для молниезащиты, вторичных проявлений молнии и защиты от статического электричества.
Подача жидкости в аппараты, резервуары, цистерны, тару должна производиться ниже уровня находящегося в них остатка жидкости, чтобы не допустить ее разбрызгивания, распыления или бурного смешивания (вдоль стенки сосуда).
Для обеспечения направленного отвода заряда статического электричества с тела человека во взрывоопасных помещениях и зонах полы должны быть электростатически проводящими (удельное электрическое сопротивление составляет не более 10 Ом).
При эксплуатации защитных устройств цепи заземления эстакад должны осматриваться ежедневно операторами и машинистами, обслуживающими свои участки.
Одним из основных объектов на ДНС является здание насосных агрегатов, для которого ниже выполнен расчет молниезащиты.
Здание насосных агрегатов относится к зонам класса В-Iа, следовательно, молниезащита II категории (см. таблицу 5.2).
Для определения зоны защиты рассчитаем число возможных воздействий молний:
|
N=[(S+6hx)·(L+6hx) - 77hx2]·n·10-6, |
(5.1) |
где
|
- наибольшая высота здания или сооружения, м; |
||
|
, |
- соответственно ширина и длина здания или сооружения, м; |
|
|
- среднегодовое число ударов молнии в 1 км2 земной поверхности (удельная плотность ударов молнии в землю) в месте нахождения здания или сооружения, n = 2. |
|
, |
(5.2) |
значит, зона защиты типа Б.
Необходимая высота молниеотвода определяется подбором при условии, что . Примем .
По формуле для (как для одиночного молниеотвода):
|
(5.3) |
||
|
м, |
(5.4) |
|
|
м |
(5.5) |
|
м. |
(5.6) |
Так как (на защищаемом уровне ), то высота молниеотвода () подобрана правильно [20].
5.3 Пожаробезопасность
Во всех производственных помещениях ДНС-6 существует вероятность возникновения пожароопасной ситуации. Пожарная характеристика основных объектов ДНС приведена в таблице 5.2.
Технологическая площадка ДНС-6 тушится с помощью пожарных гидрантов, установленных на противопожарном кольце. Необходимый запас пожарных рукавов, пожарных колонок хранится в складе хранения пожарного инвентаря, расположенном на территории ДНС-6. Запас пенообразователя согласно утвержденным нормам хранится в резервуаре хранения пенообразователя V=8м3. Тушение аварийного РВС предусмотрено с помощью пожарной водонасосной. Расход воды на наружное пожаротушение определен из расчета тушения и охлаждения аварийного резервуара РВС-5000 и составляет 60 л/с. При окружности резервуара 60 метров расход воды составляет - 993 м3. Необходимый запас воды для приготовления раствора пенообразователя на 45 минут тушения - 60 м3 [1].
5.4 Система противопожарной защиты
В соответствии с требованиями норм тушение пожаров на объекте обеспечивается передвижными средствами и первичными средствами пожаротушения.
Для тушения пожара на объекте предусмотрен комплекс мероприятий и средств пожаротушения. Для принятия мер по тушению пожара до прибытия подразделений Государственной противопожарной службы, имеется запас пожарно-технического оборудования.
Система пожаротушения состоит из системы пожаротушения:
пеной;
водой.
Система пожаротушения пеной включает:
генераторы пены;
соединительные головки за обвалованием для присоединения пожарной техники;
индивидуальные пенопроводы на отдельные объекты;
пульт управления и мнемосхему в операторной с системой извещателей в очаге огня.
В насосных блоках и операторных имеются комплекты огнетушителей согласно норм и должностей [1].
Здания, сооружения и наружные установки оснащены первичными средствами пожаротушения в соответствии с ППБ 01-2003 (правила пожарной безопасности в РФ) и ППБО-85 (правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности). Количество и тип огнетушителей выбран в соответствии с категорией здания по взрывопожарной опасности, предельно защищаемой площади и классу пожара. Для оснащения противопожарным инвентарем на территории объекта установлены пожарные щиты. Комплектация противопожарным инвентарем, выполнена согласно норм оснащения пожарных щитов типа ЩП-В.
На объекте принята централизованная структура контроля за установками автоматической пожарной сигнализации, из помещения операторной.
5.5 Экологичность проекта
На месторождении могут возникнуть различные чрезвычайные ситуации (ЧС). Путем экспертных оценок на месторождении, учитывая климатические условия можно спрогнозировать виды ЧС:
природного характера:
лесные и торфяные пожары;
сильные морозы (ниже - 40 оС);
метели и снежные заносы.
техногенного характера:
пожары;
отключение электроэнергии;
взрывы и многое другое.
Специфической особенностью большинства объектов нефтегазовой промышленности является наличие значительного объема нефти и газа, что обуславливает возникновение аварий, пожаров, взрывов, затоплений, опасного поражения местности и атмосферы сильнодействующими ядовитыми веществами.
Таблица 5.4 - Компонентный состав нефти
|
№ п/п |
Компоненты |
Поступающая нефть, % мольный |
Подготовленная нефть, % мольный |
|
|
1 |
0,12 |
0,0011 |
||
|
2 |
0,67 |
0,0085 |
||
|
3 |
40,33 |
0,0238 |
||
|
4 |
4,59 |
0,1524 |
||
|
5 |
2,55 |
2,0147 |
||
|
6 |
8,14 |
2,8911 |
||
|
7 |
4,87 |
5,2346 |
||
|
8 |
1,97 |
3,0175 |
||
|
9 |
2,26 |
4,7314 |
||
|
10 |
4,55 |
9,1308 |
||
|
11 |
3,47 |
6,9821 |
||
|
12 |
2,32 |
4,7576 |
||
|
13 |
+ выше |
24,16 |
61,0544 |
|
|
ИТОГО: |
100 |
100 |
Таблица 5.5 - Физико-химические свойства попутно-добываемого газа
|
№ п/п |
Наименование |
Обозначение |
Показатель |
|
|
1. |
Состав газа, % мольные: |
|||
|
Двуокись углерода |
1,16 |
|||
|
Азот |
0,56 |
|||
|
Метан |
64,02 |
|||
|
Этан |
11,44 |
|||
|
Пропан |
14,08 |
|||
|
Изо-бутан |
3,08 |
|||
|
Н-бутан |
4,26 |
|||
|
Изо-пентан |
0,88 |
|||
|
Н-пентан |
0,33 |
|||
|
и выше |
0,19 |
Наибольшую опасность при ведении спасательных и неотложных аварийно-восстановительных работ (СНАВР) на объектах нефтегазовой промышленности представляют пожары, возникающие при разрушении технологических емкостей, аппаратов, трубопроводов и оборудования, вследствие коррозии, сильная загазованность, грозящая отравлениями и взрывами, задымленностью и затопленностью нефтью или нефтепродуктами территории.
Для предотвращения аварий, связанных с разрушением трубопровода вследствие воздействия на него коррозии с 1995 года на предприятии широко внедрена антикоррозийная обработка нефтесборных внутрипромысловых сетей, что позволяет сократить количество аварий, а также приостановить прирост площадей земель, загрязненных нефтью. Контроль за коррозийным состоянием системы нефтегазосбора позволяет своевременно определять коррозийную агрессивность транспортируемой по трубопроводам среды.
Объекты нефтедобычи и вспомогательного производства предприятия размещаются на четырнадцати промплощадках. Промышленные площадки рассредоточены по территории месторождения, значительно удалены друг от друга и не подвержены взаимному влиянию. Большинство из промышленных баз окружено лесными массивами и не граничит с жилыми районами [1].
Ближайший населенный пункт от технологических объектов предприятия, находится в 500 м от промышленной площадки №4, что не противоречит СанПиН 2.2.1/2.1.1.1031-01 [21].
Спасательные работы на загазованных и задымленных участках в первую очередь направлены на эвакуацию из опасных районов в безопасные места всего незащищенного населения и только затем укрываемых, находящихся в герметичных защитных сооружениях, обеспечивающих регенерацию внутреннего воздуха.
К характерным видам СНАВР на объектах нефтегазовой промышленности относятся также:
сбор и тушение растекающейся горячей нефти и нефтепродуктов или их отвод в безопасные места;
охлаждение горящих и соседних емкостей, аппаратов и другого оборудования;
создание дополнительных ограждающих валов;
перекачку нефти и нефтепродуктов из горящих, разрушенных или поврежденных аппаратов в свободные или специальные аварийные;
снижение давления в аппаратах, работающих под давлением, или наоборот повышают до атмосферного в вакуумных аппаратах;
отключение аварийных участков и т.д.
Основные мероприятия по охране окружающей среды включают в себя:
полную герметизацию технологического оборудования;
сбор и максимальное использование попутного нефтяного газа;
полную утилизацию сточных вод;
100% контроль сварных швов соединений трубопроводов;
защиту оборудования и трубопроводов от внутренней и наружной коррозии;
автоматическое регулирование уровней и давления в аппаратах;
аварийную сигнализацию предельных значений регулируемых параметров.
В случае нарушения технологического режима, связанного с авариями, в целях охраны окружающей среды предусматриваются следующие мероприятия:
локализация аварийных разливов нефти;
ограждение резервуаров бетонной стеной из дорожных плит, высотой 2 м;
разделение бетонной ограждающей стеной резервуаров подготовки пластовой воды и аварийного резервуара;
устройство бетонных площадок с бордюрным ограждением и дождеприемниками для сбора разлившейся нефти и загрязненных дождевых вод;
обвалование факельной установки.
Продукты зачистки нефтепромыслового оборудования передвижными средствами вывозятся в шламонакопители товарного парка на установку по отмывке шламов и грунтов [1].
5.6 Чрезвычайные ситуации мирного времени
Рабочая среда на ДНС-6 характеризуется высокой взрываемостью и воспламеняемостью, нефтяной газ ядовит. Кроме того, электродвигатели насосов работают под высоким напряжением, опасным для жизни. При хранении нефти в резервуарах имеются потери от испарения при «больших» и «малых» дыханиях. Утечки нефтяного газа возможны через неплотности фланцевых соединений, при ликвидации гидратных пробок в газопроводах, при срабатывании предохранительных клапанов на факел, а также при авариях [20]. По характеру воздействия опасные и вредные факторы подразделяются, согласно ГОСТ 12.0003-74, на 4 группы: физические, химические, психофизиологические, биологические.
Физические факторы:
загазованность рабочей зоны при авариях, утечках газа, работах в колодцах, аппаратах, емкостях;
опасное напряжение в цепях электроустановок;
климатические факторы - температура, относительная влажность воздуха, скорость ветра;
шум и вибрация при работе насосно-компрессорного оборудования;
инфракрасное излучение (при пожаре).
Химические факторы: воздействие углеводородов нефти и попутного газа на организм работающего; воздействие составляющих компонентов деэмульгаторов и ингибиторов, используемых в технологическом процессе.
При разрушении резервуара объем вытекшей жидкости принимается равным 80% от общего объема резервуара.
При разрушении трубопровода объем вытекшей жидкости определяется по формуле:
|
. |
(5.7) |
где
|
- диаметр трубопровода, м; |
||
|
- длина отрезка между соседними отсекателями, м. |
||
|
, |
(5.8) |
Линейный размер разлития зависит от объема вытекшей жидкости и условий растекания. При свободном растекании диаметр разлития может быть определен из соотношения:
|
. |
(5.9) |
где
|
- диаметр разлива, м; |
||
|
- объем жидкости, м3. |
|
. |
При разлитии в поддон или обвалование необходимо определить, закрыто ли полностью слоем жидкости их дно. Условием для закрытия является наличие слоя жидкости толщиной более 0,02 м, т.е.:
|
, |
(5.10) |
Где
|
- площадь обвалования (поддона), = 60 м2. |
||
|
. |
Величина теплового потока на заданном расстоянии от горящего разлития вычисляется по формуле:
|
, |
(5.11) |
Где
|
- тепловой поток на поверхности факела, кВт/м2, значения которого приведены в таблице 5.4; |
||
|
- расстояние до фронта пламени = 200 м. |
|
. |
Расстояние, на котором будет наблюдаться тепловой поток с заданной величиной , определяется по формуле:
|
. |
(5.12) |
|
|
. |
Величина индекса дозы теплового излучения определяется из соотношения:
|
. |
При оценке действия огневого шара и пожара определяют:
радиус зоны смертельного поражения пожара или огневого шара в течение 60 секунд;
радиус поджигающего действия огневого шара в течение 15 секунд;
радиус поджигающего действия пожара в течение 900 секунд;
границу поражающего действия пожара тепловым излучением (плотность теплового потока 1.6 кВт/м2) [20].
Таблица 5.6 - Тепловой поток на поверхности факела от горящих разливов
|
Вещество |
Тепловой поток, кВт/м2 |
|
|
Ацетон |
80 |
|
|
Бензин |
130 |
|
|
Дизельное топливо |
130 |
|
|
Гексан |
165 |
|
|
Метанол |
35 |
|
|
Метилацетат |
50 |
|
|
Винилацетат |
60 |
|
|
Аммиак |
30 |
|
|
Керосин |
90 |
|
|
Нефть |
80 |
|
|
Мазут |
60 |
Разработанная система автоматизации и управления создает не только улучшение режимов работы ДНС-6, но и снижает вероятность возникновения аварий, которые могут привести к тяжелым последствиям, как для людей, так и для экологии окружающей среды.
Достигается это за счет применения новых высокоточных и быстродействующих систем автоматизации, позволяющих своевременно обнаруживать и предотвращать аварийные ситуации на сложных технологических объектах в условиях постоянно изменяющихся процессов.
Из проведенного анализа следует, что ДНС-6 при соблюдении правил техники безопасности и графика профилактических работ, является относительно безопасным производством для жизнедеятельности человека и окружающей среды.
6. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНЕДРЕНИЯ СРЕДСТВ АВТОМАТИЗАЦИИ
6.1 Методика расчета показателей экономической эффективности проекта
Для обоснования эффективности единовременных затрат широко используется метод дисконтирования или чистой текущей стоимости.
Метод дисконтирования или чистой текущей стоимости базируется на дисконтных вычислениях по приведению связанных с реализацией проекта доходов и расходов к некоторому моменту времени (к расчетному году).
Чистый дисконтированный доход рассчитывается по формуле:
ЧДД = ЧДtt, (6.1)
где:
ЧДt - чистый доход в году t, тыс.р.;
t - коэффициент дисконтирования (приведения), доли ед.;
tн,tк - соответственно начальный и конечный годы расчетного периода.
Проект считается прибыльным и его следует принять, если ЧДД > 0, если нет - убыточным и его следует отклонить. Отдельный член денежного потока наличности равен разности между ожидаемой величиной доходов от реализации проекта и всеми видами затрат и может отличаться от другого как по знаку (т.е. быть отрицательным), так и по величине, и рассчитывается по формуле:
ЧДt = П + At - Ht - Kt, (6.2)
П - прибыль, обеспечиваемая внедрением системы в году t.
Аt - амортизационные отчисления от стоимости системы, тыс.р.;
Ht - сумма налогов, уплачиваемых предприятием из прибыли в бюджет, тыс.р.;
Кt - единовременные затраты в году t, тыс.р.
При анализе эффективности инвестиций рассчитывается рентабельность капитальных вложений по формуле:
Р = (ЧДД + К) / К * 100, (6.3)
где К - общие единовременные затраты.
. (6.4)
Считается, что если Р=100%, то рентабельность проекта равна заданной, если Р > 100%, то имеет место сверх рентабельность, если Р < 100 проект не обеспечивает заданный уровень рентабельности.
Коэффициент дисконтирования определяется по формуле:
t = (1 + Eн)tp- t, (6.5)
Ен - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, равный ставке банковского процента за долгосрочный кредит, выраженный в долях единиц;
tp - расчетный год;
t - год, затраты и результаты которого приводятся к расчетному году.
В качестве начального года расчетного периода принимается год начала финансирования работ по созданию проекта, включая проведение научных исследований.
Конечный год расчетного периода определяется моментом завершения жизненного цикла АС, прекращением его использования на производстве.
В качестве расчетного года принимается наиболее ранний из всех рассматриваемых вариантов календарный год, предшествующий началу использования на предприятии разрабатываемой системы.
Для анализа эффективности единовременных затрат на разработку и внедрение системы используется показатель - внутренняя норма доходности (коэффициент эффективности единовременных затрат ВНД), определяемый из соотношения:
. (6.6)
Вычисляемые коэффициенты эффективности по различным проектам позволяют судить об общем и минимальном уровне эффективности капитальных, осуществляемых на предприятии и отобрать к реализации наиболее эффективные из них.
Другим назначением показателя ВНД является оценка возможности привлечения заемных средств на разработку и внедрение АС. Расчетное значение ВНД соответствует максимально допустимому проценту за кредит, который может быть использован для полного финансирования капитальных вложений по данной АС.
Если величина ВНД равна проценту за кредит, то чистая текущая стоимость оказывается равной нулю.
Таким образом, вычисляемое значение позволяет судить о приемлемости для предприятия условий кредитования.
Другим показателем, применяемым для анализа эффективности единовременных затрат, является период возврата. Экономическое содержание этого показателя заключается в определении момента времени, необходимого для покрытия единовременных затрат в проект.
Период возврата единовременных затрат (Ток) определяется последовательным сложением величин:
. (6.7)
Пока полученная сумма не сравняется с величиной единовременных затрат, приведенных к расчетному году, количество произведенных сложений равняется периоду возмещения капитальных вложений.
Сумма налогов на прибыль и имущество рассчитывается по формуле:
Н = Нпр + Ним, (6.8)
Нпр - налог на прибыль, тыс.р.;
Ним - налог на имущество, тыс.р.
, (6.9)
СТпр - ставка налога на прибыль.
, (6.10)
Коt - остаточная стоимость внедряемой системы в году t, тыс.р. ;
СТим - ставка налога на имущество.
6.2 Расчет единовременных затрат
Единовременные затраты предприятия-заказчика на приобретение устройства включают единовременные затраты предприятия-изготовителя и его прибыль, а также НДС, т.е. определяются по формуле:
(6.11)
К - единовременные затраты на создание системы автоматизации, р.;
r - коэффициент рентабельности предприятия разработчика, доли ед.;
НДС - ставка налога на добавленную стоимость, доли ед.
В общем случае единовременные затраты на создание системы определяются по формуле:
К=Краз + Кпрог + Кизг, (6.12)
Краз - затраты на проектирование (разработку) системы, руб.;
Кпрог - затраты на программирование, руб.;
Кизг - затраты на изготовление, руб.
Затраты на разработку можно представить в виде:
Краз = Зо Траз (1+Кд) (1+Кр) (1+Ксн) (1+Кн.раз), (6.13)
Зо - месячный оклад разработчика, р.; Траз - трудоемкость разработки проекта и проектной документации, чмес.; Кд, Кр - соответственно коэффициенты доплат к заработной плате и районный, доли ед.; Ксн - коэффициент отчислений на социальные нужды, доли ед.; Кнраз - коэффициент накладных расходов, доли ед.
Таблица 6.1 - Данные для расчета единовременных затрат предприятия разработчика
|
Показатель |
Значение |
|
|
1. Заработная плата разработчика, руб. |
30000 |
|
|
2. Коэффициент доплат к заработной плате, доли ед. |
0,5 |
|
|
3. Районный коэффициент, доли ед. |
0,7 |
|
|
4. Коэффициент отчисления в социальные фонды, доли ед. |
0,26 |
|
|
5. Время разработки системы, чел./мес. |
8 |
|
|
6. Время использования ЭВМ для разработки программы, час |
500 |
|
|
7. Коэффициент накладных расходов, доли ед. |
0,15 |
|
|
8. Годовой фонд работы ЭВМ, час |
3500 |
|
|
9. Норма амортизационных отчислений ЭВМ, доли ед. |
0,2 |
|
|
10. Норма амортизационных отчислений здания, доли ед. |
0,04 |
|
|
11. Площадь занимаемая ЭВМ, м2 |
3 |
|
|
12. Стоимость одного м2 здания (админ-производ. ДНС - 396,4 м2), руб. |
54844 |
|
|
13. Стоимость ЭВМ, руб. |
25000 |
|
