Определение остаточной воды в подготовленной нефти эквивалентно вычислению коэффициента усиления отстойника по воде при заданных передаточной функции отстойника и плотности распределения p(V) эмульгиро ванных капель по размерам сырой нефти. Получаемые численные значения обычно неудобны для дальнейшего анализа и использования при расчетах, поэтому их, как правило, надо аппроксимировать каким - либо параметрическим распределением.

2.6.2 Модульная схема математической модели процесса сепарации

Модульная схема математической модели процесса сепарации как объекта управления для любой из жидкостей изображена на рисунке 2, для газа - на рисунке 3.

Рисунок 2. Модульная схема процесса сепарации для нефти



Рисунок 3. Модульная схема процесса сепарации для газа

В этих схемах представлены следующие модули.

Модуль расчета проходного отверстия.

Площадь проходного отверстия клапана зависит от угла поворота. Для примера рассмотрим диско поворотный клапан (рисунок 4).

Рисунок 4. Диско-поворотный клапан

Площадь проходного отверстия можно найти как разность площади сечения трубы и площади проекции диска клапана на плоскость, параллельную корпусу, как показано на рисунок 5.

Задача сводится к нахождению площади проекции диска клапана Sсеч как функции от угла поворота клапана (в радианах).



Рисунок 5. Проекция клапана

Sсеч вычисляем как разницу площади сектора АСО1 и площади треугольника АСО1 и получившийся результат умножить на 2, так как рассматривается половина проекции диска клапана.

Модуль расчета уровня. В зависимости от геометрической формы аппарата будет меняться функция, связывающая объем Vж (м3) с уровнем жидкости hж (в м).

Для геометрической формы аппарата, совпадающей с изображенными на рис. 6.

Уровень жидкости hж определяется по формуле (2).

где Sосн - площадь сечения основания.

Рисунок 6. Простые геометрические формы аппаратов

Для геометрической формы аппарата, совпадающей с изображенными на рис. 7, 8 (3).

Рисунок 7. Сложные геометрические формы аппаратов

Рисунок 8. Расчет сложной геометрической формы аппаратов

где Re - радиус емкости, Le - длинна емкости, б - угол при вершине сектора.

Модуль расчета входных потоков. Этот модуль рассчитывает, сколько выделилось продукта (нефти Qвход нефти, воды Qвход вода, газа Qвход газа) при определенном входном потоке эмульсии Qвход (сигнальное возмущение), при определённой скорости отстаивания v отстаивания (параметрическое возмущение) (4). Проинтегрировав разность входного потока газонефтяной смеси, поступающей в аппарат и потока эмульсии, выходящей из клапанов (воды или нефти) при нарушении технологии, получим объем оставшейся эмульсии в аппарате. Объем оставшейся эмульсии в аппарате, умноженный на скорость отстаивания равен объему разделившейся эмульсии, которая уже не участвует в процессе разделения, ее необходимо вычесть от входного потока эмульсии. Объем входного потока воды, (нефти, газа) равен объему разделившейся эмульсии, умноженной на k воды, (k нефти, k газа) (коэффициенты содержания нефти, воды и газа в эмульсии, устанавливаются технологом). Сумма входных потоков нефти, воды и газа равна объему разделившейся эмульсии, вследствие этого сумма коэффициентов k нефти, k воды, k газа равна единице.

Объем разделившейся эмульсии равен сумме входных потоков газа, нефти и воды умноженных на k нефти, k воды, k газа (коэффициенты содержания нефти, воды и газа в эмульсии, устанавливаются технологом). На выходе этого модуля получаем притоки нефти, воды и газа, являющиеся входными потоками для уравнений баланса газа, воды, нефти.

где p - оператор Лапласа.

Модуль расчета выходного потока. Он определяет поток газа (жидкости), при данном уровне и давлении через проходное сечение отверстие клапана. Выходной поток определяется по формуле:



где Sc - площадь струи, v - скорость потока, Н - расчетный напор, который в общем случае равен сумме геометрического и пьезометрического напоров, т. е для жидкости:

где ?z - разность вертикальных координат центров тяжести жидкости в трубе и в аппарате (геометрический напор равен высоте жидкости над трубой), - избыточное давление в аппарате, - пьезометрический напор для газа, с - плотность газа:

где г - коэффициент адиабаты, cp - удельная теплоемкость газа при постоянном давлении, ц - коэффициент скорости, е - коэффициент сжатия. В приближенных расчетах обычно принимают: е = 1; ц = 0,82; г = 1,5.

Согласно уравнению баланса потоков (8), разность входного потока Qвх и выходного потока Qвых равна приращению потока 4Q. В установившемся режиме приращение потока должно быть равно 0.

Qвх - Qвых = 4Q.

Рассмотрим модульную математическую модель для самой распространенной конструкции аппарата для сепарации (отстойник).



Рисунок 9. Отстойник с газовой шапкой

Отстойник односекционный с газовой шапкой (рис. 9) модульная схема математической модели сепарации изображена на рис. 10.

Сравним результаты моделирования отстойника с предлагаемыми модулями расчета уровня и проходного отверстия клапана (серый график) и результаты моделирования объекта с использованием статических коэффициентов (чёрный график) (первый график - нефть, второй - эмульсия, третий - вода). Входной расход 5 м^3/c, клапаны открыты на 70%. Как видно из графиков, время переходного процесса у модели объекта с коэффициентами больше для каждой фазы, это обусловлена тем, что форма кривой до установившегося значения, зависит от угла поворота клапана, от геометрии клапана и емкости, а статические коэффициенты эти зависимости не учитывают.

На рис. 11 у модели с предлагаемыми модулями установившееся значение нефти и эмульсии больше, а воды меньше. Кроме того, у модели со статическими коэффициентами, установившееся значения нефти, эмульсии и воды совпадают, т. е. эта модель показывает, что в аппарате находится вода. Ошибка в определении состава жидкости в аппарате полностью поменяет решение об открытии и закрытии клапанов, что приведет к нарушению технологии в этой и последующей емкости, а значит, потере качественного продукта на выходе.

Результаты моделирования показали, что разработанная модульная схема математической модели процесса более точно отображает процесс сепарации нефти, чем модель, построенная на коэффициентах, полученных экспериментальным путем, что позволит при построении системы управления повысить точность и устойчивость переходных процессов, а также качество продукта на выходе.

Рисунок 10. Модульная схема отстойника с газовой шапкой

Рисунок 11. Результаты моделирования

Данная модель универсальна для любого типа аппарата, так как позволяет выбрать геометрию емкости, вид клапана и изменять свойства входной эмульсии. Для решения проблем управления процессом необходимо построить адаптивную систему, так как многие параметры объекта меняются с течением времени и средства метрологического контроля ограничены, одним из наиболее верных решений будет построение адаптивной системы управления с эталонной моделью. Также необходимо синхронизировать работу адаптивных систем управления каждой подсистемой между собой и разработать алгоритм, корректирующий работу системы в зависимости от «качества процесса отстаивания» (уровня эмульсии). При плохом качестве процесса отстаивания необходимо применять робастные алгоритмы управления для повышения устойчивости переходных процессов.

2.7 Содержательная постановка задачи управления

Задача управления процессом состоит в обеспечении минимума принятого критерия управления, при условии соблюдения ограничений путем соответствующего воздействия на управляющие величины с учетом действующих на объект возмущений.

Практически вся добываемая нефть содержит свободный газ, пластовую воду, которая образует с ней эмульсию, и различные механические примеси. Согласно существующей технологии сырая нефть со скважин направляется на установки подготовки нефти, где от нее отделяются газ, вода, и соли.

2.8 Математическая постановка задачи управления

2.8.1 Обоснование и выбор критерия управления

Автоматизированная система управления установкой предварительного сброса воды предназначена для поддержания оптимального технологического режима установки сброса воды, газа и подготовки нефти, визуального контроля за ходом технологического процесса, формирования и выдачи отчетной и архивной документации, диагностики средств измерения.

Критерий управления в АСУТП - это соотношение, характеризующее степень достижения целей управления (качество функционирования технологического объекта в целом) и принимающее различные числовые значения в зависимости от используемых управляющих воздействий. Отсюда следует, что критерий обычно является технико - экономическим (например, себестоимость выходного продукта при заданном его качестве, производительность ТОУ при заданном качестве выходного продукта и т.п. или техническим показателем (параметры процесса, характеристики выходного продукта).

2.9 Разработка технического обеспечения

2.9.1 Выбор и обоснование комплекса технических средств

Современные системы управления технологическим процессом предусматривают максимальное приближение оператора -- технолога к объекту управления.

В настоящее время наибольшее распространение получили децентрализованные системы управления технологическим процессом, что позволяет, в конечном счете:

1) Снизить погрешность измерения и управления технологическими параметрами.

2) Повысить надежность системы управления.

3) Снизить примерно в два - три раза затраты на сооружение кабельных трасс от объекта управления до пульта оператора.

Основными преимуществами децентрализованной системы управления являются:

1) Наличие локальных высокоскоростных вычислительных сетей.

2) Возможно максимальная удаленность (до 10 км) операторского пункта от объекта управления, что обусловлено применением локальных высокоскоростных вычислительных сетей.

3) Использование выделенных физических линий или высокоскоростных (модемных) систем связи между пунктом контроля и пунктом управления.

Современные системы управления технологическим процессом должны обладать достаточно высоким быстродействием, надежностью, точностью измерения (особенно энергетических параметров), что ведет, в конечном счете к экономии энергоносителей, сохранности информации особенно при ее преобразовании и передачи. Так же неоспоримым достоинством современных систем управления технологическим процессом является наличие высоконадежных диагностических программ, которые позволяют объективно оценить состояние технологической структуры системы управления в любой заданный промежуток времени.

Все эти преимущества современных систем управления технологическим процессом в полной мере относится к автоматизированной системе управления процессом подготовки нефти, разработанной в данной дипломной работе.

Исходя из двухуровневой структуры АСУТП целесообразность, которой подробно рассмотрена в главе "функции и выбор структуры АСУТП" можно сказать что, комплекс технических средств АСУТП процесса подготовки нефти состоит из приборов и средств вычислительной техники нижнего уровня и средств вычислительной техники верхнего уровня [15].

Блоки контроллера располагаются на основной несущей панели CR и одной панели расширения ER. На основной панели расположен центральный процессор 6ES7 CPU 318-2DP, укомплектованный модулем памяти 512 (16 КБ, CMOS EPROM) и одним блоком питания 6ES7 PS307-1К. На основной панели также находятся:

- 2 модуля ввода аналоговых сигналов 6ES7331-7NF00-OABO для контроля давления в сепараторах и печах, а также для контроля расхода на отстойниках;

- 3 модуля ввода аналоговых сигналов 6ES7331-7NF00-OABO для контроля массового расхода и уровня на сепарационных установках;

- 7 модулей ввода дискретных сигналов 6ES7321-7BL00-OAAO для автоматического управления задвижками;

- 2 модуля вывода дискретных сигналов 6ES7322-7BL00-OAAO для автоматического управления задвижками;

- 1 модуль вывода дискретных сигналов 6ES7322-7BН01-OAAO для автоматического управления насосами;

- 2 интерфейсных модуля IM365 6ES7365 0BA01-OAAO, предназначенных для связи между основной панелью и панелью расширения;

Модули на панелях распределены так, что основные функции контроля и регулирования процесса собраны на панели расширения, что позволяет довести процесс до конца в случае выхода из строя одного модуля, и дает возможность заменить вышедший из строя модуля, не останавливая технологический процесс.

Центральный процессор первой несущей панели соединён способом "от точки к точке" с панелью визуализации ОP 37 (цветной дисплей TFT, 640х4иии80, Pentium 100 32 МБ ОЗУ, Flash-EEPROM 2MБ).

Станции визуализации объединяется локальной вычислительной сетью Profibus-DP и выходят на верхний уровень, где используется одна станция оператора на базе Intel-Pentium IV на весь передел.

К приборам нижнего уровня относятся:

- датчики давления Метран 43- Ех -ДИ-3153-t3-025-1,0МПа - 42. Стоят на трубопроводах после насосов и на трубопроводах подвода газа и воздуха на горелку;

- датчики уровня ДУУ 2-08-1ЕхibllВТ5 X-ТВ-4,0-2,0-ОМ1,5* (поплавок типа II плотностью 920 кг/м3),которые используются для контроля уровня в 14-и отстойниках;

- многофункциональные массовые расходомеры модели 3095М, которые используются для контроля качества и объема входной нефти и газа, поступающего на ГПЗ;

- расходомеры Micro - motion, сенсор модели D, расход 3…680000кг/ч, рабочая температура -2400С +2040С, рабочее давление 0,4…17,9МПа, Dу=10…100мм, используются для контроля расхода объема подаваемого реагента, а также для контроля расхода газа и воздуха подаваемых на горелку;

- блок управления релейного регулятора БУ 21ТУ 42 1821 011 25-02.1685-74 установленные на щите оператора технолога и предназначенные для автоматического и ручного режима управления насосами;

- клапан регулирующий с исполнительным мембранным механизмом (МИМ ППХ 250 - 10 - 02 - П6 прямоходный, 25ч34нж со встроенным электропневматическим позиционером П6, вх.4 - 20 мА, P = 250 кПа, нормально открытый, Dy = 80 мм) стоящий на трубопроводе;

- клапан регулирующий с исполнительным мембранным механизмом (МИМ ППХ 250 -- 10 -- 02 -- П6 прямоходный, 25ч -- 35 нж со встроенным электропневматическим позиционером П6, вх.4 -- 20 мА, P = 250 кПа, нормально открытый, Dy =100 мм) стоящий на трубопроводе [17].

Для создания рабочих программ выбран программатор PG 720 дисплей активный цветной TFT, Pentium III, 128МБ RAM, HDD 10ГБ, WIN2000 STEP7, WinCC.

Для функционирования системы необходим комплекс из нескольких ЭВМ, объединенных в сеть на базе клиент-серверной технологии с использованием Profibus DP. Необходимый состав комплекса:

- выделенный сервер системы, обеспечивающий обмен данными с программируемыми контроллерами нижнего уровня системы, на котором ведется база данных системы. Сервер не может использоваться в качестве рабочего места оператора.

- ЭВМ на рабочих местах операторов, обеспечивающие предоставление им оперативной информации о технологическом процессе и прием команд по управлению механизмами. Являются клиентами по отношению к серверу системы, получая с него всю необходимую информацию по запросам. Система позволяет подключение к серверу до 16 рабочих мест операторов.

- средства обмена информацией между сервером системы и рабочими местами операторов на базе сети Profibus DP.

- источник бесперебойного питания для предотвращения отключения и порчи информации и программного обеспечения на ЭВМ при внезапных отключениях электроэнергии на объекте. ИПС должен обеспечивать работу комплекса в течение 15 минут после отключения питания на объекте для завершения работы системы и нормального выключения ЭВМ.

ЭВМ сервера системы должна иметь следующие характеристики:

- процессор P-III (не ниже), тактовая частота 700 МГц (не ниже);

- ОЗУ емкостью 512 Мбайт ;

- винчестер емкостью не менее 20 Гбайт;

- дисплей VGA разрешением не менее 640х480, 256 цветов;

- мышь;

- карта СР5613 для обмена данными с программируемыми контроллерами Siemens;

- карта обмена данными по сети Profibus 100/10 Мбит/сек.

- АЦПУ.

ПЭВМ сервера должна содержать записанную на нее систему визуализации WinCC версии Runtime или Full с лицензией на 64К тегов и обеспечивать автоматический запуск ее на выполнение после включения питания ПЭВМ.

Должна быть обеспечена связь сервера с контроллерами для приема от них данных о технологических параметрах и состоянии оборудования, а также для передачи на них команд по управлению механизмами.

ЭВМ рабочего места оператора должна иметь следующие характеристики:

- процессор P-III (не ниже), тактовая частота 700 МГц (не ниже);

- ОЗУ емкостью 128 Мбайт (не меньше);

- винчестер емкостью не менее 10 Гбайт;

- дисплей SVGA разрешением не менее 1024х768, 256 цветов;

- мышь;

- карта обмена данными по сети Profibus 100/10 Мбит/сек.

ПЭВМ сервера должна содержать записанную на нее систему визуализации WinCC версии Runtime или Full с лицензией на 128 тегов и обеспечивать автоматический запуск ее на выполнение после включения питания ПЭВМ.

Должна быть обеспечена связь ЭВМ с сервером системы для приема оперативных данных о ходе технологического процесса, а также для передачи команд оператора по управлению механизмами.

Система предоставляет оператору текущие значения всех технологических параметров и данные о состоянии оборудования для всего технологического процесса. Так как все эти данные невозможно одновременно поместить на дисплее ЭВМ, в системе предусмотрен набор мнемосхем («экранов»), позволяющих выводить оператору или общие данные о состоянии объекта в целом, или подробные данные об отдельном участке процесса. Кроме этого имеется ряд вспомогательных экранов и окон, необходимых для просмотра и коррекции уставок аварийных и технологических пределов параметров, вызова на экран и распечатки суточных протоколов работы, графиков изменения параметров, подсказок.

Оператор может легко перемещаться между экранами с помощью нажатий функциональных клавиш F2-F10 или с помощью мыши - щелкая указателем ее по изображению соответствующей кнопки на экране дисплея (верхняя часть экрана). Кнопка текущей отображаемой мнемосхемы при этом становится "нажатой". Любой пользователь системы может переходить на любую мнемосхему.

На вспомогательные мнемосхемы можно попасть так же с помощью соответствующих кнопок напрямую или используя систему меню. Быстрее это можно сделать с помощью мыши - щелкнув по кнопке подсказки (переход на экран подсказки), кнопке вызова трендов (вызов индикации трендов для группы параметров) или кнопке тревог (вызов полноэкранной таблицы тревог).

Кроме того, оператор может вызывать индикацию небольших вспомогательных окон поверх мнемосхем, щелкая мышью по полю параметра (окно уставок), по задвижке (окно управления) или по агрегату (насос, отстойник - окно подробных данных по агрегату).



Таблица 2.1 Список основных экранов

Мнемосхема	Вызов	Описание
Общая схема	F2	Общее состояние оборудования установки и значения основных технологических параметров
Отстойники 1	F3	Подробное состояние параметров и механизмов на участке отстойников ОГП1
Отстойники 2	F5	Подробное состояние параметров и механизмов на участке отстойников ОВД2, сепараторов С2 №1-4 и насосов Н4

Рисунок 2.2 Экран общей схемы УПСВ

Рисунок 2.3 Мнемосхема участка горизонтальных отстойников

Рисунок 2.4. Мнемосхема участка вертикальных отстойников и сепараторов

Станция оператора сменного мастера по локальной вычислительной сети перекачивает исторические файлы о технических параметрах, нарушении технологического процесса. Все это позволяет сменному мастеру проконтролировать работу оператора. Она обеспечивает просмотр исторических файлов и делает их распечатку, просмотр и распечатку технологических нарушений. По окончании процесса подготовки нефти на станции оператора формируется и печатается режимная карта. В конце смены формируются сменные рапорта с указанием качества нефти на выходе, количества технологических нарушений и тому подобное.

2.9.2 Описание схемы автоматизации

Контроль давления после насосов, а также контроль давления на трубопроводе подачи газа и воздуха к горелке осуществляется посредством датчиков давления Метран 43-Ех-ДИ-3153-t3-025-1,0Мпа-42-М20 (поз.1-2а). Сигнал с датчика поступает на модуль ввода аналоговых сигналов 6ES7331-7NF00-OABO на блок управления. Контроллер преобразует полученный сигнал в цифровой, сравнивает его со значениями установки и полученные результаты сравнения в виде цифровой информации отправляет на панель визуализации, формируются там в исторические файлы и выводятся на дисплее в виде цифровой и цветовой информации на мнемосхеме [16].

Регулирование давления осуществляется управлением насосов с модуля вывода дискретных сигналов 6ES7332-8BF00-OABO, через блок управления релейного регулятора БУ 21 ТУ4201821 0111 25-02.1685-74.

Контроль давления и уровня в отстойниках осуществляется посредством датчиков уровня и раздела сред ДУУ 2-08-1ЕхibllВТ5 X-ТВ-4,0-2,0-ОМ1,5* (поз.5а, 6а, 7а, 8а). Сигнал с датчика поступает на модуль ввода аналоговых сигналов 6ES7331-7NF00-OABO на блок управления. Контроллер преобразует полученный сигнал в цифровой, сравнивает его со значениями установки и полученные результаты сравнения в виде цифровой информации отправляет на панель визуализации, формируются там в исторические файлы и выводятся на дисплее в виде цифровой и цветовой информации на мнемосхеме.

Регулирование уровня осуществляется с модуля вывода аналоговых сигналов 6ES7332-7ND00-OABO на блок управления аналогового регулятора БУ 12 (поз. 1-10б, 2-10б, 3-10б, 4-10б) которые в свою очередь управляют исполнительными механизмами регулирующих клапанов на выходе.

Массовый расход, объем нефти на входе и газа на выходе контролируются многофункциональным массовым расходомером модели 3095М (поз.9а,10а). Сигнал с датчика поступает на модули ввода аналоговых сигналов 6ES7331-7NF00-OABO. Контроллер преобразует полученный сигнал в цифровой, сравнивает его со значениями установки и полученные результаты сравнения в виде цифровой информации отправляет на панель визуализации, формируются там в исторические файлы и выводятся на дисплее в виде цифровой и цветовой информации на мнемосхеме.

Расход реагента, поступающего в емкость, а также газа и воздуха подаваемого на горелки контролируются расходомерами Micro - motion, (сенсор модели D, расход 3…680000кг/ч) (поз.7а-9а). Сигнал с датчика поступает на модули ввода аналоговых сигналов 6ES7331-7NF00-OABO. Контроллер преобразует полученный сигнал в цифровой, сравнивает его со значениями установки и полученные результаты сравнения в виде цифровой информации отправляет на панель визуализации, формируются там, в исторические файлы и выводятся на дисплее в виде цифровой и цветовой информации на мнемосхеме.

2.10 Разработка программного обеспечения

Программное обеспечение АСУ УПСВ реализует следующие функции:

- диалог с оператором-технологом;

- концентрация, фильтрация и накопление технологической информации;

- управление работой контроллеров среднего уровня;

- обработка и хранение информации;

- формирование и ведение файлов оперативных данных, аварий, таблиц и их документирование;

- формирование и вывод на экраны мониторов оперативных данных в виде мнемосхем, трендов, таблиц;

- автоматическая диагностика функционирования элементов системы;

- формирование и передача информации на верхний уровень управления. Разработка человеко-машинного интерфейса осуществляется путём создания интерактивных графических экранов и размещения на них графических статических и динамических элементов. На экранах отображаются:

- обзорная схема технологического процесса с мгновенными значениями технологических параметров и средствами вызова процедур управления;

- отдельные мнемосхемы площадок, напорных нефтепроводов с данными, включёнными в предыдущую схему;

- отдельные технологические модули каждой площадки;

- отдельные части технологического процесса с подробной детализацией.

Разработка графических экранов осуществлялась путём размещения на них графических статических и динамических элементов.

Статические элементы экранов не зависят от значений контролируемых параметров, а также к ним не привязываются никакие действия по управлению выводимой на экран информацией. Эти элементы используются для разработки статической составляющей графических экранов.

Динамические элементы являются формами отображения хода технологического процесса. Эти элементы связываются с технологическими параметрами для вывода их значений на экран. Кроме того, часть форм отображения используется для управления значениями технологических параметров или выводимой на экран информацией [15].

Программное обеспечение даёт операторам наглядное представление информации, используя трёхмерную графику и средства анимации изображений, удобный интерфейс. Оператор получает полное представление о состоянии всего контролируемого системой оборудования.

Система поддерживает ведение различных технологических журналов, режимных листов, в том числе журнала тревог (для фиксации аварийных ситуаций, имеющих место в процессе производства, и изменений в настройке приборов). В системе предусмотрена возможность корректировки и задания исходных данных, числовых уставок, параметров регулирования, а также непосредственное управление оператором технологическим процессом с клавиатуры ПЭВМ.

Система обеспечивает несколько уровней защиты от несанкционированного доступа и от неправильных действий операторов, что защищает конфигурацию системы и данные измерений от возможных искажений в результате вмешательства неквалифицированного персонала.



3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА

3.1 Технико-экономическое обоснование на внедрение микропроцессорной системы управления процессом сепарации сырой нефти

Внедрение системы управления приводит к уменьшению эксплуатационных затрат и решению многих проблем.

В сфере управления повышается производительность за счёт оптимального управления, оперативность и организованность работы персонала, эффективность принимаемых решений, а также относительно высокая достоверность и полнота информации.

В сфере производства экономическая эффективность внедрения АСУ состоит из:

1) прекращение потерь нефти;

2) увеличения объемов транспортировки нефти;

3) улучшения использования основных производственных фондов как следствие сокращения простоев оборудования;

4) снижение трудоемкости управления;

5) рост технического и организационного уровня производства;

6) увеличение загрузки оборудования по времени и мощности;

7) снижение риска производственных аварий;

8) лучшее использование оборудования, увеличение сроков его службы

3.2 Капитальные затраты на создание системы автоматизации

1) заработная плата разработчика;

2) затраты на приобретения средств автоматизации;

3) затраты на транспортировку средств автоматизации

4) затраты на монтаж;

5) прочие.

3.2.1 Заработная плата разработчика с отчислением на социальные нужды

Для разработки и внедрения системы автоматизации требуется персонал с соответствующими затратами на заработную плату, приведенными в таблице 3.2.

Таблица 3.2 Затраты на заработную плату и времени работы разработчика

Специальность	Кол-во, чел.	Срок внедрения, мес.	Месячный оклад, тенге	Всего, тенге
Главный инженер проекта Инженер-проектировщик Инженер-программист Слесарь-наладчик КИПиА	1 1 1 1	4 2 1 1	100 000 75 000 75 000 50 000	400 000 150 000 150 000 50 000
ИТОГО (ЗП общ.):	750 000

Й Рассчитаем заработную плату разработчиков с отчислениями на социальные нужды:

С 01.01.2012 года МРП составляет 1 618 тенге.

nмес - количество рабочих месяцев = 8

Нсоц =( ЗПобщ - 1МРП? nмес - (Нп? ЗПобщ /100%))?Нс

где Нп- нормативные отчисления в пенсионный фонд,10 %; Нс - нормативные отчисления на социальные нужды, 11%

Нсоц = (750 000-1618?8 - (10 * 750 000/100%))?0,11 = 72 919тг.

Зразр = ЗПобщ+ Нсоц



где ЗПобщ - заработная плата разработчиков на период разработки.

Зразр.год=Зразр = ЗПобщ+ Нсоц =750 000 + 72 919= 822 919 тг.

3.2.2 Затраты на приобретение приборов и средств автоматизации

Таблица 3.3 Затраты на средства системы автоматизации

№	Наименование	Тип	Кол-во	Цена, тенге	Стоимость, тенге
1	GSM-модем	SIEMENS MICRO MASTER MM 300/2	11	103 400	1 137 400
2	Программируемый контроллер	CPU 314 IFM (20 DI, 16 DO. 4 AI, 1 АО)	1	350 000	350 000
Таблица 3.3 Затраты на средства системы автоматизации
№	Наименование	Тип	Кол-во	Цена, тенге	Стоимость, тенге
3	Модуль вывода дискретных сигналов	SM 322	2	47 808	95 616
4	Модуль ввода аналоговых сигналов	SM 331	3	65 656	196 968
5	Соединитель	Front connector 20-pole	1	2 700	2 700
6	Соединитель	Front connector, 40-pole	1	3 000	3 000
7	Соединитель	20-pin front connector with spring terminals	2	3 000	6 000
8	Литиевая буферная батарея	Buffer battery 3.4 V/l Ah-Li	1	9 350	9 350
9	Блок питания	Load power supply PS 307-1B;5A,AC 120/230V.DC 24V	2	27 888	55 776
10	Текстовый дисплей	TD17 LC	1	30 000	30 000
11	Датчики		10		1 119 500
12	Персональный компьютер	Fujitsu-Siemens (P4 1,8GHz)	1	157 700	157 700
13	Кабеля			45 000	45 000
	Программное обеспечение	SCADA System + Widows XP Pro	1	453 000	453 000
	Шкаф с комплектующими		1	1 800 000	1 800 000
ИТОГО затраты на приобретение комплектующих средств автоматизации (Сб) :	5 462 010

Капитальные затраты на неучтенное оборудование рассчитываем, исходя из 5% от общей стоимости:

Снеуч.об. = Сб ?0,05

Снеуч.об. = 5 462 010?0,05 = 273 101 тенге.

Сумма капитальных затрат на приобретение приборов и средств автоматизации:

Соб = Снеуч.об. + Сб

Соб. = 273 101+ 5 462 010 = 5 735 111 тенге.

3.2.3 Затраты на транспортировку и монтаж оборудования

Затраты на транспортировку средств автоматизации составляет 6% от стоимости капитальных затрат:

Зтр= 5 735 111 ? 0,06 = 344 107 тг.

Затраты на монтаж оборудования составляют 5% от стоимости капитальных затрат:

Смонт. = Соб. ? 0,05

Смонт. = 5 735 111? 0,05 = 286 756 тенге.



3.2.4 Затраты на отладку программы

На отладку программного обеспечения требуется 50 часов машинного времени. Машинное время рассчитывается как отношение суммы затрат на амортизацию, ремонт, электроэнергию, заработную плату оператора с отчислениями к общему фонду времени работы оборудования.

Расчёт стоимости машинного часа:

1) амортизационные отчисления составляют 12,5% от стоимости рабочей станции:

А=Ср.с.?0,125=750 000?0,125= 93 750тенге

2) заработная плата оператора составляет 45 000 тенге/мес., за год сумма составит 540 000 тенге:

С 01.01.2012 года МРП составляет 1 618 тенге.

nмес - количество рабочих месяцев = 12

Нсоц = (ЗПобщ - 1МРП? nмес - (Нп ? ЗПобщ /100%))?Нс

где Нп- нормативные отчисления в пенсионный фонд; Нс - нормативные отчисления на социальные нужды

Нсоц = (540 000-1618?12 - (10 * 540 000/100%))?0,11 = 51 464 тенге.

Тогда годовая заработная плата оператора с отчислениями на социальные нужды будет:

Зразр = ЗПобщ+ Нсоц

где ЗПобщ - заработная плата оператора на период разработки.



Зразр.год=Зразр = ЗПобщ+ Нсоц =540 000+ 51 464 = 591 464 тенге.

3) затрата на ремонт составляет 10% от стоимости рабочей станции:

Срем=Ср.с.?0,1=750 000?0,1= 75 000 тенге.

4) Расчёт энергозатрат:

Сэ.з.= Ф?Кэ?С,

где Ф - годовой фонд времени; К - количество потребляемой энергии равна 0,6 кВт; Сэ- стоимость электроэнергии = 8,12 тенге.

Ф = (52?41 - 9?8) = 2060 часов.

Сэ.з.=2 060?8,12?0,6= 12 557,76 тенге

Таким образом, стоимость машинного часа определяется:

См.ч.=(А+Сз.опер.+Срем.+Сэ.з.)/Ф

См.ч.=( 93 750 + 591 595 + 75 000 + 12557,76)/2 060=375 тенге

Итого на отладку программы требуется:

Сотл=50?См.ч.=50?375 = 18 750 тенге.

Итого капитальные затраты на разработку и внедрение системы автоматизации составят:

Kдоп. = Сз/п. + Соб. + Смонт. +Сотл+ Зтр



Kдоп. = 822 919 + 5 735 111 + 286 756 + 18 750 + 344 107 = 7 207 643 тенге.

3.2.5 Расчет экономической эффективности от внедрения системы автоматического управления

Годовой экономический эффект (Эг) будет рассчитываться по формуле:

Эг=Э-(Ен)? Кдоп

где Э - экономия, тенге; Ен - нормативный коэффициент эффективности.

Нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений на внедрение средств автоматизации принимается равным = 0,32.

Пропускная способность нефтепровода составляет 4 мл. тонн/год, Потери нефти вследствие перепадов давления, приводящих к появлению трещин, составляли 0,02%. После внедрения АСУ вследствие оперативного управления, прекратились потери нефти, следовательно идёт экономия на сварочных работах.

Экономия будет складываться из следующих составляющих:

- отсутствие утечек нефти

- экономия на сварочных работах

- сокращение обслуживающего персонала

Экономия при отсутствии утечек:

)

где: - объём транспортируемой нефти, тонн/год;

- цена одной тонны нефти, тенге;

- потери нефти, % .

тенге.

Экономия на сварочных работах:

где: - протяжённость участка нефтепровода, км;

- стоимость сварочных работ на одном километре в год, тенге.

тенге.

В таблице 3.3 приведён список обслуживающего персонала существующей системы:

Таблица 3.3 Данные о количестве людей, заработной плате обслуживающего персонала существующей системы

№	Должность	Кол-во	Мес. оклад, тг.	Общая сумма, тг.
1	Технолог	1	60 000	720 000
2	Оператор	3	50 000	1 800 000
3	Начальник	1	96 000	1 152 000
4	Электрик	6	43 000	3 096 000
5	Разнорабочий	9	25 000	2 700 000
Итого 20 9 468 000

Годовой фонд заработной платы обслуживающего персонала существующего системы с отчислениями на социальные нужды составляют:

Заработная плата с отчислениями на социальные нужды:



Нсоц = (9 468 000-1 618?12- 946 800)?0,11 = 935 467 тг.

Зразр. = 9 468 000 + 935 467 = 10 403 467 тг.

Таблица 3.4 Данные о количестве людей, заработной плате обслуживающего персонала новой системы

№	Должность	Кол-во	Мес. оклад, тг.	Общая сумма, тг.
1	Технолог	1	60 000	720 000
2	Оператор	3	55 000	1 980 000
3	Начальник	1	96 000	1 152 000
4	Электрик	1	40 000	480 000
5	Разнорабочий	1	28 000	336 000
Итого 7 4 668 000

Обслуживающий персонал сокращается на 13 человек, тогда годовой фонд заработной платы сокращаемого обслуживающего персонала с отчислениями составит:

Нсоц = (4 668 000 -1 618?12- 466 800)?0,11 = 460 267 тг.

Зразр. = 4 668 000 + 460 267 = 5 128 267 тг.

Отсюда экономия составит:

Э=Эу+ Эс+Зс.перс.= 1 816 000 + 400 000 + 5 128 267 = 7 344 267 тенге.

Годовой экономический эффект по формуле составит:

Эг= 7 344 267 - 0,32?7 207 643= 5 037 821 тенге.

Срок окупаемости рассчитываем по формуле:

Токуп. = Кдоп / Э

Токуп.= 7 207 643/ 7 344 267 = 1 год.

Система управления с годовым экономическим эффектом 5 037 821 тенге окупается за один год эксплуатации, что меньше нормативного срока окупаемости, следовательно, внедряемая система может быть рекомендована к эксплуатации.



4. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

4.1 Организационно-производственные нормативы

Данный раздел дипломного проекта написан с учётом следующих законов Республики Казахстан:

«Закон о промышленной безопасности на опасных производственных объектах» от 03.04.2002г. №314-11 ЗРК;

«Закон о пожарной безопасности» от 22.11.1996г.

Безопасность и охрана труда должна быть организована на предприятии в соответствии с выше приведёнными законами. Согласно данным законам, на предприятии должны быть проведены следующие мероприятия, обеспечивающие выполнение закона:

- служба безопасности и охраны труда в организации в соответствии с 21 статьёй закона «Служба безопасности и охраны труда в организации»;

- должны быть разработаны нормативы з области безопасности и охраны труда в соответствии со статьёй 22 закона «Разработка нормативов в области безопасности и охраны труда». Где в пункте 1 и 2 данной статьи указано, что нормативы в области безопасности и охраны труда устанавливают технические, технологические, санитарно-гигиенические, физические и иные нормы, правила и критерии, направленные на сохранение жизни и здоровья работников в процессе их трудовой деятельности. Разработка и утверждение отраслевых нормативов в области безопасности и охраны труда осуществляются соответствующими уполномоченными государственными органами в порядке, установленном Правительством Республики Казахстан;

- устанавливаются требования по безопасности и охране труда при эксплуатации производственных объектов и средств производства в соответствии со статьёй 23 закона «Требования по безопасности и охране труда при проектировании, строительстве и эксплуатации производственных объектов и средств производства».

4.2 Характеристика условий труда

По воздействию вредные и опасные факторы подразделяются на четыре группы: физические, химические, психофизиологические, биологические.

В группе физических факторов следует выделить:

- климатические факторы: температура воздуха, скорость ветра, влажность;

шум и вибрация;

- загазованность воздуха рабочей зоны при авариях, утечках газа,

работа в колодцах, аппаратах, ёмкостях;

- опасное напряжение в электрической сети;

- инфракрасное излучение (только при пожарах).

В группе химических факторов следует выделить:

- поверхностно-активные вещества, работа с химическими реагентами;

-воздействие на организм работающих углеводородов нефти и природного газа.

Технологическое оборудование размещено на открытых площадках, что уменьшает вероятность образования взрывоопасных смесей.

В составе промышленного объекта (УПСВ) обращаются следующие опасные вещества:

- нефть обезвоженная;

- нефть сырая;

- попутный нефтяной газ;

- химические реагенты.

Из выше перечисленных опасных веществ, при возникновении и развитии аварийной ситуации, участвовать будут нефть сырая, нефть обезвоженная, а также попутный нефтяной газ.

Химические реагенты могут являться инициаторами аварии с вовлечением других опасных веществ. Условно примем свойства сырой нефти идентичными свойствам нефти обезвоженной.

Характеристика опасных веществ представлена в табл. 14 .

Для обеспечения безопасности на производстве должны быть созданы нормальные санитарно-гигиенические условия на рабочих местах, сведения приведены в табл. 15.

Таблица 14 Показатели пожар опасности и токсичности сырья

№ п/п	Наименование веществ	Класс опасности по ГОСТ 12.1. 007-76	Удельный вес, г/см3	Температура, °С	Пределы взрываемости, % (об.)	ПДК в воздухе рабочей зоны производственных помещений	Характер токсичности
				вспышки	воспламенения	самовоспламенения.	нижний	верхний
1	Нефть	4	0,878-0,889	50 - 30	---	415-530	1,0	5,0	300	слабый наркотик, вызывает дерматит
Продолжение таблицы 14
2	Попутный нефтяной газ	4	0,739	---	---	---	3,2	15,0	300	в больших количествах наркотическое действие
3	Рекод-118	3	0,940-0,960	15	---	400 по метанолу	5,5	36,6	300	ядовит
4	Метанол	3	0,791	---	---	436-464	6, 0	34,7	5,0	яд нервной и сердечно- сосудистой систем
5	Окись углерода	4	1,25	---	---	636	12,5	74,0	20	чрезвычайно токсичный газ



Взрывопожароопасные производственные объекты УПСВ-3 НГДУ оснащены необходимыми системами автоматизации производства, многоуровневыми системами блокировок и предохранительных устройств, срабатывающих при возникновении аварийных ситуаций, вентиляционными системами и системами постоянного контроля воздушной среды, планами действия персонала в аварийной ситуации, а также обеспечены резервом технологического, энергетического оборудования и материалов, обеспечивающих локализацию аварий, пожаров, загазованности и восстановлению устойчивой работы объекта, что исключает необходимость постоянного пребывания персонала на опасном объекте и в значительной степени обеспечивает безопасность эксплуатации опасных производственных объектов.

Таблица 15 Санитарно-гигиенические условия труда

Наименование характеристик производственного помещения	Нефтяная насосная	Операторная	Водяная насосная	Блок реагентного хозяйства	Компрес- сорная
Объем помещения Характеристика тяжести работы Теплый период года	84,2 180 дней	144,0 180 дней	96,4 180 дней	11,88 180 дней	101,6 180 дней
Температура, оС факт норма	20 18-27	22 20-28	20 18-27	20 18-27	20 18-27
Относительная влажность воздуха, % Факт норма	48 15-75	43 15-75	51 15-75	45 15-75	43 15-75
Скорость движения воздуха, м/с Факт норма	0,5 0,5	отсутствует	0,5 0,5	0,5 0,5	0,5 0,5
Тип системы вентиляции	вытяжная	отсутствует	вытяжная	вытяжная	отсутствует
Естественное освещение Площадь световых проёмов, м2 норма факт	0 0 0	3,84 0,10 0,10	0 0 0	0 0 0	0,48 0,02 0,02
Искусственное освещение, лк Норма Факт	150 200	200 299,7	150 180	150 110	150 119,98
Отопление Теплоноситель и его параметры Система отопления	вода t- 50-80С р- 4,5кгс/см2 водяное отопление	вода t-50-80С р-4,5кгс/см2 водяное отопление	вода t-50-80С р-4,5кгс/см2 водяное отопление	эл/энергия t-50-80С электрическое отопление	вода t-50-80С р-4,5кгс/см2 водяное отоплен

4.3 Защитные мероприятия

4.3.1 Электробезопасность

На предприятиях нефти-перерабатывающей и нефтехимической промышленности широко применяют различные электрические установки. Электроустановки эксплуатируются как на открытых площадках, так и в помещениях с большой влажностью и повышенной температурой воздуха. Для защиты людей от поражения электрическим током в производственных условиях, из-за повреждения (пробоя) изоляции токоведущих проводников, принимают следующие защитные меры: заземление, пониженное напряжение, защитное разделение сети, зануление, контроль и профилактику повреждений изоляции, и индивидуальные средства защиты.

По обеспечению надёжности электроснабжения, к I категории относятся:

- насосы системы ППД;

- насосы внешнего транспорта нефти;

- щитовые КИПиА;

- вент система подпора воздуха операторной;

- охранное освещение.

К II категории по надёжности электроснабжения относятся:

- водозаборные сооружения;

- электро-обогрев бытовых помещений.

Остальные потребители относятся к III категории.

Надёжность электроснабжения обеспечивается:

- наличием двух независимых источников питания (двух секций 35 кВ на ПС 35/6кВ);

- питанием высоковольтных насосов внешнего транспорта от разных секций 6 кВ двух трансформаторных подстанций 35/6 кВ;

- питанием потребителей 0,4 кВ от разных секций 0,4 кВ двух трансформаторной подстанции 6/0,4 кВ, запитанных от разных секций 6 кВ двух трансформаторной подстанции 35/6 кВ.

4.3.2 Молнии защита

Здания и сооружения, относящиеся ко II категории, защищены от прямых ударов молнии, вторичных проявлений молнии и заноса высокого потенциала через наземные и подземные коммуникации.

Наружные установки, относящиеся к III категории, защищены от прямых ударов молнии и вторичных проявлений молнии.

Защита от прямых ударов молнии на проектируемом объекте осуществляется:

- использованием в качестве молнии приёмника металлической кровли здания;

- установкой стержневых молниеотводов на газоотводных и дыхательных трубах.

Защита от вторичных проявлений молнии на проектируемой УПСВ осуществляется:

- присоединением металлических корпусов всего оборудования и аппаратов к заземляющему устройству;

- соединением перемычками через каждые 30 м трубопроводов и других металлических конструкций в местах их сближения на расстояние не менее 10см.;

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

Защита от заносов высокого потенциала осуществляется путём присоединения ближайшей опоры коммуникаций, а так же всех коммуникаций на вводе в здание или сооружение к заземляющему устройству.

В качестве заземляющих устройств используются как естественные, так и искусственные заземлители:

- естественные заземлители - металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, находящихся в соприкосновении с землёй;

- искусственные заземлители -- вертикальный (сталь уголок 35x35x4, длина 3м) и горизонтальный (сталь сечением 4x40 мм2).

Зона защиты молниеотвода - это часть пространства, внутри которого здание, сооружение защищено от прямых ударов молнии с определенной степенью надёжности. Зона защиты типа А обеспечивает надёжность 99,5%, зона защиты типа Б - 95%.

Тип зоны защиты определяется исходя из ожидаемого количества (N) поражений молний в год зданий и сооружений. Подсчёт ожидаемого количества N поражений молний в год производится по формулам:

для сосредоточенных зданий и сооружений (дымовые трубы, вышки, башни)

N = 9 р h 2 n 10-6

для зданий и сооружений прямоугольной формы



N = ( ( S + 6h) (L + 6h) -7,7 h 2) n 10-6,

где h-наибольшая высота здания или сооружения, м;

S, L-соответственно ширина и длина здания или сооружения, м;

n-среднегодовое число ударов молнии в 1 км. земной поверхности (удельная плотность ударов молнии в землю) в месте нахождения здания или сооружения.

Для зданий и сооружений сложной конфигурации в качестве S и L принимаются ширина и длина наименьшего прямоугольника, в который может быть вписано здание или сооружение в плане.

Для произвольного пункта на территории РК удельная плотность ударов молнии в землю и определяется исходя из среднегодовой продолжительности гроз в часах;

Для Атырау среднегодовая продолжительность гроз, от 40 до 60 ч., удельная плотность ударов молнии п = 4 в год на 1 км2.

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода.

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h представляет собой круговой конус, вершина которого находится на высоте h0< h на уровне земли зона защиты образует круг радиусом г0. Горизонтальное сечение зоны защиты на высоте защищаемого сооружения hx представляет собой круг радиусом гх.

Зона защиты одиночных стержневых молниеотводов высотой h<150 м имеют следующие габаритные размеры.

Зона А: h0=0,85?h; r0=(1,1-0,00222?h)?h;

rx=(1,1-0,002?h)(h-hх /0,85).

Зона Б: h0=0,92?h; r0=l,5?h;

rx=l,5(h-hx /0,85).

Для зоны Б высота одиночного стержневого молниеотвода при известных значениях hx и hr может быть определена по формуле:

h=(rx+l,63hx)/l,5

Резервуарные парки с ЛВЖ по устройству молнизащиты относятся ко II категории и подлежат защите на всей территории РК, а молниеотводы предусматриваются с зонами защиты типа Б.

Для отдельных резервуаров, их групп или резервуарного парка за величину S и L следует принимать стороны прямоугольника, в котором могут быть вписаны все резервуары. Величина защитного уровня hx для резервуарных парков принимается с учётом, а высота зоны взрывоопасности над крышей -5м (hx=H+5).

Исходные данные:

Рассчитать необходимую высоту одиночного стержневого молниеотвода для защиты резервуара вертикального стального (РВС) ёмкостью 2000м3, L=S=15,18м.,

hх=15+5=20м..

Расчёт: как, указывалось выше РВС-2000 по устройству молнизащиты, относится ко II категории.

Число возможных воздействий молний по формуле (14):

N=((15,18+6?20)(15.18+6?20)-7,7?20)?4?10-6 = 0,000465<1

Принимаем зону типа Б и определяем высоту молниеотвода по формуле (15):

h = (8,93+1,63?20)/1,5 = 27,69м



где гх-радиус зоны защиты на высоте hх=20м

гх = 0,5 + ((S+l)2 + (L/2)2)1/2 = 0,5((15,18 +1)2 + (15,18/2)2)1/2=8,93 м

Вывод: необходимая высота молниеотвода 27,69 м.

4.4 Размеры санитарно-защитной зоны с учётом угрозы ветров

Согласно санитарной классификации предприятий СН 245-96 /31/ предприятие по добыче нефти с малым содержанием летучих углеводородов относится к 3 классу. Минимальный размер санитарно-защитной зоны, используемый для расчётов рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере, для проектируемой УПСВ равен 300 метрам.

Роза ветров для метеостанции приведена в табл. 19.

Повторяемость направлений ветра по румбам изменяется от 5% по северо-восточному направлению до 20% по южному направлению.

Полученные результаты расчётов рассеивания вредных веществ в атмосфере показали, что концентрации всех вредных веществ будут менее ПДК на границе СЗЗ объекта, поэтому размер СЗЗ не корректируется.

Таблица 22 Метеорологические характеристики и коэффициенты

Метеорологические характеристики	Коэффициенты	Обоснование
Коэффициент, зависящий от стратификации атмосферы, А	200	ОНД-86 / 26 /
Коэффициент учёта рельефа местности	1	ОНД-86
Средняя температура воздуха в 13 часов наиболее жаркого месяца, град. С	21,7	СНиП 2.01.01-82 /27/

Подобные документы

• Повышение эффективности управления процессом сепарации жидкостей и твердых веществ при помощи современных тарельчатых сепараторов фирмы Альфа Лаваль

  Характеристика принципа работы сепаратора, его предназначение. Использование тарельчатых сепараторов для улучшения эффективности управления процессом разделения различных жидкостей и твердых веществ. Специфика оборудования, используемого для сепарации.
  
  статья [142,0 K], добавлен 22.02.2018
  

• Автоматизация системы управления технологическим процессом цеха подготовки и перекачки нефти Алехинского месторождения

  Технологический процесс цеха подготовки и перекачки нефти, структура и функции системы автоматического управления процессом. Назначение и выбор микропроцессорного контроллера. Расчет системы автоматического регулирования уровня нефти в сепараторе.
  
  курсовая работа [1,7 M], добавлен 05.12.2012
  

• Автоматизированная система управления процессом атмосферной перегонки нефти

  Разработка функциональной и структурной схемы автоматизированной системы управления процессом атмосферной перегонки нефти. Разработка соединений и подключений. Программно-математическое обеспечение системы. Расчет экономического эффекта от внедрения АСУ.
  
  дипломная работа [7,8 M], добавлен 11.08.2011
  

• Разработка системы автоматического управления процессом электростатического разрушения водоэмульсионных смесей в переменном электрическом поле

  Анализ процесса электрообессоливания и дегидрации нефти, как объекта управления. Имитационное моделирование переходных процессов в АСР. Расчет экономической эффективности проведения автоматизации производства. Бизнес планирование, финансовый план.
  
  дипломная работа [4,6 M], добавлен 12.08.2013
  

• Основные физико-химические свойства нефти и нефтепродуктов

  Физико-химические, эксплуатационные свойства нефти. Абсолютная плотность газов при нормальных условиях. Методы определения плотности и молекулярной массы. Важный показатель вязкости. Предельная температура фильтруемости, застывания и плавления нефти.
  
  презентация [1,1 M], добавлен 21.01.2015
  

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

  Анализ газоизмерительной системы блока измерения качества нефти и ее основных функций. Средства автоматизации, устанавливаемые на БИК. Увеличение надежности системы контроля загазованности за счет внедрения оптического газоанализатора и ее расчет.
  
  дипломная работа [4,3 M], добавлен 16.04.2015
  

• Методы разрушения нефтяных эмульсий. Обессоливание и обезвоживание нефти

  Структура водонефтяной эмульсии. Методы разрушения нефтяных эмульсий, их сущностная характеристика. Промышленный метод обезвоживания и обессоливания нефти. Технические характеристики шарового и горизонтального электродегидраторов. Деэмульгаторы, их виды.
  
  презентация [2,8 M], добавлен 26.06.2014
  

• Анализ работы установки предварительного сброса ЦДНГ-9 НГДУ "Мамонтовнефть"

  Физико-химические свойства нефтяных эмульсий и их классификация. Теоретические основы обезвоживания нефти. Характеристика сырья, готовой продукции и применяемых реагентов. Описание технологической схемы с автоматизацией и материальный баланс установки.
  
  дипломная работа [150,0 K], добавлен 21.05.2009
  

• Оптимизация существующей технологии обессоливания нефти и повышения качества ее подготовки

  Физико-химические свойства нефти, газа, воды исследуемых месторождений нефти. Технико-эксплуатационная характеристика установки подготовки нефти Черновского месторождения. Снижение себестоимости подготовки 1 т. нефти подбором более дешевого реагента.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 28.03.2017
  

• Деэмульгаторы, бактерициды - ингибиторы коррозии

  Процесс нефтеподготовки как важный этап в разработке нефти. Естественные стабилизаторы нефтяных эмульсий. Применение деэмульгаторов для разрушения эмульсий, образованных соединением воды и нефти. Классификация ингибиторов коррозии, примеры бактерицидов.
  
  презентация [91,6 K], добавлен 09.04.2014
  

• Аппараты для очистки нефти

  Схема классификации сепараторов для очистки нефти по основным функциональным и конструктивным признакам. Марки сепараторов, их объемная производительность и давление. Вредные примеси, находящиеся в нефти. Основные элементы вертикального сепаратора.
  
  реферат [334,5 K], добавлен 13.12.2014
  

• Автоматизация процесса измельчения зерна

  Анализ средств автоматизации управления процессом сортового помола зерна в соответствии с технологией производства муки. Методы составления зерновой смеси одновременно по трем показателям качества: стекловидности, выходу сырой клейковины и зольности.
  
  курсовая работа [148,5 K], добавлен 21.10.2014
  

• Автоматизация системы измерения количества и показателей качества нефти

  Основные метрологические показатели системы измерений количества и показателей качества нефти нефтегазодобывающего управления. Проведение исследования функциональной схемы автоматизации. Характеристика радиоизотопных измерителей содержания газа в нефти.
  
  дипломная работа [3,6 M], добавлен 05.08.2019
  

• Нефть: переработка и применение

  Изучение истории происхождения нефти. Исследование физических свойств и химического состава. Схема современной нефтеперегонной установки. Фракции после разгонки сырой нефти. Анализ добычи, транспортировки, переработки, хранения. Продукты нефтепереработки.
  
  презентация [2,8 M], добавлен 11.03.2014
  

• Проект установки первичной переработки Тенгинской нефти

  Классификация нефтей и варианты переработки. Физико-химические свойства Тенгинской нефти и ее фракций, влияние основных параметров на процессы дистилляции, ректификации. Топливный вариант переработки нефти, технологические расчеты процесса и аппаратов.
  
  курсовая работа [416,8 K], добавлен 22.10.2011
  

• Проектирование автоматизированной системы управления насосной станцией НПС "Апрельская"

  Описание технологического процесса перекачки нефти. Общая характеристика магистрального нефтепровода, режимы работы перекачивающих станций. Разработка проекта автоматизации насосной станции, расчет надежности системы, ее безопасность и экологичность.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 29.09.2013
  

• Расчет материального баланса установки подготовки нефти

  Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды. Принцип работы установки подготовки нефти "Хитер-Тритер". Материальный баланс ступеней сепарации и общий материальный баланс установки.
  
  курсовая работа [660,9 K], добавлен 12.12.2011
  

• Важнейшие химические процессы переработки нефтяного сырья

  Физико-химическая характеристика нефти. Первичные и вторичные процессы переработки нефти, их классификация. Риформинг и гидроочистка нефти. Каталитический крекинг и гидрокрекинг. Коксование и изомеризация нефти. Экстракция ароматики как переработка нефти.
  
  курсовая работа [71,9 K], добавлен 13.06.2012
  

• Синтез адаптивной системы управления процессом токарной обработки

  Этапы анализа процесса резания как объекта управления. Определение структуры основного контура системы. Разработка структурной схемы САР. Анализ устойчивости скорректированной системы. Построение адаптивной системы управления процессом резания.
  
  курсовая работа [626,1 K], добавлен 14.11.2010
  

• Расчет вакуумной колонны для переработки мазута по масляному варианту производительностью 5 млн. тонн в год

  Основы процесса ректификации. Физико-химические свойства нефти и составляющих ее фракций. Выбор варианта переработки нефти. Расчет материального баланса и температурного режима установки. Определение теплового баланса вакуумной колонны и теплообменника.
  
  курсовая работа [127,6 K], добавлен 09.03.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам