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

Реферат СИКН, БЛОК ИЗМЕРЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ, ОПТИЧЕСКИЙ ГАЗОАНАЛИЗАТОР, СИСТЕМА КОНТРОЛЯ ЗАГАЗОВАННОСТИ, НАДЕЖНОСТЬ Объектом исследования является система измерения количества и показателей качества нефти нефтегазодобывающего управления «Туймазынефть».

В процессе исследования был проведен анализ газоизмерительной системы блока измерения качества нефти и приведен расчет надежности системы контроля загазованности.

Цель работы — модернизация системы автоматизации блока измерения показателей качества нефти, а также увеличение его надежности за счет внедрения оптического газоанализатора.

В результате исследования по показателям надёжности был выбран оптический газоанализатор СГОЭС-М компании «Электронстандарт-прибор».

Опытно-конструкторские и технико-экономические показатели подтверждают надежность, быстродействие, ресурсоемкость блока измерения качества нефти и свидетельствуют о снижении вероятности возникновения аварийной ситуации на технологическом объекте.

Степень внедрения — на основании полученных результатов рекомендована замена термохимического сигнализатора на оптический газоанализатор в БИК НГДУ «Туймазынефть».

Экономическая эффективность от внедрения оптического газоанализатора СГОЭС-М составит 397,07 тыс. руб.

Содержание Определения, обозначения и сокращения Введение

1. Система измерения количества и показателей качества НГДУ «Туймазынефть»

1.1 Назначение и состав СИКН

1.2 Основные метрологические показатели функционирования СИКН

1.3 Технологическая схема СИКН

1.4 Блок измерительных линий

1.5 Блок измерения качества нефти

1.6 Стационарная ТПУ

1.7 Узел подключения передвижной ТПУ

1.8 Узел регулирования давления

1.9 Дренажные подземные емкости

1.10 Основные функции СИКН

2. Патентная проработка

2.1 Направление поиска

2.2 Регламент патентного поиска

2.3 Результаты поиска

2.4 Анализ результатов патентного поиска

3. Автоматизация системы измерения количества и показателей качества нефти

3.1 Структура системы автоматизации

3.2 Объем автоматизации системы измерения количества и показателей качества нефти

3.3 Система обработки информации

3.4 Описание средств автоматизации, используемых в БИК

4. Повышение надежности СИКН НГДУ «Туймазынефть»

4.1 Анализ состояния проблемы

4.2 Основные преимущества и недостатки термохимического и оптического газоанализаторов

4.3 Оптический газоанализатор СГОЭС-М

4.4 Расчёт показателей надёжности термохимического и оптического газоанализаторов

4.5 Расчет показателей надежности для системы контроля загазованности в БИК

4.6 Анализ результатов расчёта

5. Охрана труда и техника безопасности

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

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

5.3 Расчет освещенности операторной

6. Оценка экономической эффективности внедрения оптического газоанализатора

6.1 Сущность и методика расчета экономической эффективности инвестиций

6.2 Характеристика объекта внедрения

6.3 Расчёт экономической эффективности проекта Заключение Список использованных источников

Определения, обозначения и сокращения НГДУ — нефтегазодобывающее управление;

СИКН — система измерения количества и показателей качества нефти;

БИЛ — блок измерительных линий;

БИК — блок измерения показателей качества нефти;

ТПУ — трубопоршневая поверочная установка;

КМХ — контроль метрологических характеристик;

ПУЭ — правила устройства электроустановок;

ПУ — поверочная установка;

СИ — средства измерения;

ТПР — турбинные преобразователи расхода;

ЗД — задвижка;

КШ — кран шаровой;

РР — регулятор расхода;

УП — пробозаборное устройство;

ИФС — индикатор фазового состояния;

РД — регулятор давления;

ИЛ — измерительная линия;

СОИ — система обработки информации;

УОСГ — устройство для определения свободного газа;

Н — насос;

АРМ — автоматизированное рабочее место;

УДР — узел регулирования давления;

МПК — международная патентная классификация;

ШИВК — шкаф измерительно-вычислительного комплекса;

ШАЗС — шкаф аварийной защиты и сигнализации;

ПЛК — программируемый логический контроллер;

ПАЗ — противоаварийная защита;

НКПРП — нижний концентрационный предел распространения пламени;

АСУТП — автоматизированная система управления технологическим процессом;

ППКОП — прибор приёмно-контрольный охранно-пожарный;

ИБП — источник бесперебойного питания;

ВА — вторичная аппаратура;

БЭ — блок электроники;

БОИ — блок обмена информацией;

АЦП — аналогово-цифровой преобразователь;

ЧЭ — чувствительный элемент;

ТХД — термохимический датчик;

ПДК — предельно-допустимые концентрации;

ИП — источник питания;

БСП — блок сигнализации и питания;

ДЗ — датчик загазованности;

КИП и, А — контрольно-измерительные приборы и автоматика;

СА — система автоматики;

ЧДД — чистый дисконтированный доход;

ИД — индекс доходности инвестиций;

ВНД — внутренняя норма доходности;

СО — срок окупаемости инвестиций;

ПФ — потребность в дополнительном финансировании;

КВ — капиталовложения;

ПНР — пуско-наладочные работы;

СМР — строительно-монтажные работы

Введение

Система измерений количества и показателей качества нефти — совокупность функционально объединенных измерительных преобразователей, измерительных показывающих приборов, системы обработки информации, технологического оборудования, предназначенные для проведения учетно-расчетных операций при транспортировке нефти. Показатели качества нефти определяются в блок-боксе БИК, как и любое технологическое помещение оно должно быть оснащено системой контроля загазованности, для исключения возникновения аварийных ситуаций на всём объекте.

Система контроля загазованности обладает наивысшим приоритетом по влиянию на промышленную безопасность, поэтому она должна быть достаточно надёжной. На данный момент при проектировании новых или реконструкции устаревших систем автоматизации используются современные оптические газоанализаторы, вместо старых термохимических.

Цель данного дипломного проекта — усовершенствование системы автоматизации СИКН НГДУ «Туймазынефть» и увеличение надежности технологического объекта.

Задачами дипломного проекта являются:

— изучение технологии измерения количества и показателей качества нефти и средств автоматизации, применяемых на СИКН;

— повышение качества определения довзрывноопасных концентраций углеводородов на территории блок-бокса БИК при помощи газоанализатора оптического типа;

— повышение надежности рассматриваемого технологического объекта.

При работе над проектом были использованы материалы МОАО «Нефтеавтоматика» (пояснительная записка «Система измерений количества и показателей качества нефти НГДУ «Туймазынефть»).

1. Система измерения количества и показателей качества НГДУ «Туймазынефть»

1.1 Назначение и состав СИКН Система измерения количества и показателей качества нефти (СИКН) предназначена для определения количества и показателей качества нефти в соответствии с ГОСТ Р 51 858−2002 «НЕФТЬ. Общие технические условия», перекачиваемой по трубопроводам при взаиморасчётах между поставщиком и потребителем нефти.

Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерения качества нефти (БИК), стационарной трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), узла подключения передвижной ТПУ и узла регулирования давления (УРД).

На рисунке 1.1 представлена упрощённая технологическая схема СИКН.

Рисунок 1.1 — Упрощённая технологическая схема СИКН

Конструкция СИКН предусматривает шаровые краны и трубопроводы для дренирования жидкости с входного и выходного коллекторов, рабочих, резервных и контрольной измерительных линий и БИК. Дренаж нефти производится в проектируемые дренажные емкости учтённой и неучтённой нефти с возможностью измерения уровня.

Таблица 1 Основные технические характеристики СИКН № 357

1.2 Основные метрологические показатели функционирования СИКН В СИКН используются средства измерения (СИ), типы которых утверждены, или прошли метрологическую аттестацию и допущены к применению в установленном порядке.

Пределы допускаемой относительной погрешности во всём диапазоне измерений массы нефти для СИКН (согласно ГОСТ Р 8.595 — 2004) соответствуют следующим значениям:

— для массы брутто нефти, %, не более 0,25;

— для массы нетто нефти, %, не более 0,35;

— объёма, %, не более 0,15.

Все СИ, входящие в состав СИКН проходят поверку в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

Для обеспечения этих значений погрешности СИ, входящие в состав СИКН, должны иметь следующие характеристики:

— предел относительной погрешности преобразователей объемного расхода в рабочем диапазоне расходов и вязкости должен быть не более 0,15%;

— предел допускаемой основной абсолютной погрешности датчика плотности должен быть не более 0,3 кг/м3;

— предел допускаемой абсолютной погрешности влагомера должен быть не более 0,1% объёмной доли воды;

— предел допускаемой относительной погрешности вискозиметра должен быть не более 1,0%;

— предел допускаемой абсолютной погрешности измерителей температуры должен быть не более 0,2 0С;

— предел допускаемой относительной погрешности преобразователей давления должен быть не более 0,5%.

Все СИ, входящие в состав СИКН, проходят периодическую поверку не реже 1-го раза в год в соответствии с методиками поверки.

Турбинные преобразователи расхода (ТПР) поверяются по ТПУ на месте эксплуатации не реже 1 раза в год в соответствии с методикой.

В качестве стационарной ТПУ используется ТПУ 2-го разряда.

Стационарная ТПУ поверяется 1 раз в 2 года по передвижной ТПУ 1-го разряда.

1.3 Технологическая схема СИКН

Нефть через задвижку ЗД5 поступает во входной коллектор блока измерительных линий. Из входного коллектора блока измерительных линий нефть через шаровые краны КШ35, КШ36 или КШ34 поступает в измерительные линии (2 рабочие или 1 рабочую и 1 резервную) и далее пройдя фильтры Ф3, Ф4 или Ф2, струевыпрямительные секции С3, С4 или С2, турбинные преобразователи расхода СЧ3, СЧ4 или СЧ2, регуляторы расхода РР3, РР4 или РР2 и краны шаровые КШ44, КШ45 или КШ43 поступает в выходной коллектор блока измерительных линий. При этом краны шаровые КШ33, КШ39, КШ40 и КШ41 закрыты и проверены на герметичность.

На выходном коллекторе блока измерительных линий установлено пробозаборное устройство (УП) щелевого типа. Через УП, кран шаровой КШ28 и электронасос нефть подаётся в блок контроля качества нефти. Выход нефти из БИК осуществляется через кран шаровой КШ29. На выходном коллекторе также установлены индикаторы фазового состояния (ИФС) и узел регулирования давления, состоящий из регулятора давления РД, задвижек ЗД7, ЗД8 и задвижки ЗД6 на бейпасной линии.

Переход на резервную измерительную линию осуществляется:

— при отказе рабочего ТПР;

— при увеличении погрешности турбинного преобразователя расхода выше допустимой;

— при нарушении работы запорной арматуры рабочей измерительной линии;

— при неустраняемых утечках нефти в местах соединений измерительных линий;

— при нарушении кабельной линии между рабочим ТПР и вторичной аппаратурой;

— засорении фильтра (порыв сетки фильтра, превышении предельно допустимого перепада давления на фильтре).

Поверка ТПР и контроль метрологических характеристик ТПР по стационарной ТПУ производится следующим образом: нефть, пройдя одну из измерительных линий, через открытый кран шаровой КШ41 или КШ40 или КШ39 или КШ37 (при закрытом КШ38, КШ45 или КШ44 или КШ43 или КШ42) и через задвижку ЗД4 (при закрытом КШ50) поступает в стационарную ТПУ, из которой через задвижку ЗД3 и кран шаровой КШ46 (при закрытых ЗД1 и ЗД2) поступает в выходной коллектор.

Поверка турбинных преобразователей расхода по передвижной ТПУ производится следующим образом: нефть, пройдя одну из измерительных линий, через открытый кран шаровой КШ41 или КШ40 или КШ39 или КШ37 (при закрытом КШ38, КШ45 или КШ44 или КШ43 или КШ42) и через кран шаровой КШ50(при закрытыхЗД3 и ЗД4) и задвижку ЗД2 поступает в передвижную ТПУ, из которой через задвижку ЗД1(при закрытом КШ46) поступает в выходной коллектор.

Контроль метрологических характеристик рабочих и резервного ТПР по контрольному ТПР производится следующим образом: нефть, пройдя одну из измерительных линий, через открытый кран шаровой КШ41 или КШ40 или КШ39 или КШ38 (при закрытом КШ33, КШ37, КШ47, КШ45 или КШ44 или КШ43) поступает на контрольную линию, пройдя струевыпрямительную секцию С1, турбинный преобразователь расхода СЧ1 и кран шаровой КШ42 нефть поступает в выходной коллектор.

1.4 Блок измерительных линий Конструктивно БИЛ состоит из двух блоков БИЛ1 и БИЛ2. В состав БИЛ1 входят две рабочие линии, в состав БИЛ2 сходят одна резервная измерительная линия и одна контрольная линия, которая может быть использована в качестве резервной. Контрольная измерительная линия используется для контроля метрологических характеристик преобразователей расхода на рабочих измерительных линиях. Контрольную измерительную линию можно использовать также в качестве резервной линии при отказе рабочих измерительных линии.

Каждая измерительная линия БИЛ оснащена двухкомпонентным шаровым краном-регулятором (PP1, РР2, РР3, PP4) с электроприводом AUMA SGRM Ex для регулирования расхода нефти, а также запорными устройствами — шаровыми фланцевыми кранами с электроприводом AUMA SGM Ex, позволяющими при необходимости отсекать каждую ИЛ, переключать рабочие ИЛ и резервную ИЛ на контрольную для сличения показаний и переключать рабочие, резервную и контрольную ИЛ для поверки по стационарной или передвижной ТПУ.

Привод AUMA имеет конечные и моментные выключатели в обоих направлениях, механический индикатор положения, дублирующий ручной редуктор, термовыключатели в обмотках мотора. Время срабатывания привода — 59 сек.

Регулятор расхода на каждой измерительной линии необходим для равномерного распределения потока нефти по одновременно работающим измерительным линиям.

Измерительные линии комплектуются шаровыми кранами для слива нефти в систему дренажа.

В пределах БИЛ дренаж учтенной и неучтенной нефти осуществляется в раздельные коллекторы, на каждом из которых в целях исключения возможности неконтролируемых утечек нефти через систему дренажа предусмотрен сигнализатор уровня, выдающий в СОИ сигнал о появлении нефти в коллекторе дренажа.

1.5 Блок измерения качества нефти

БИК расположен в утепленном блок-боксе размерами 8500×2800×3000 (мм), предназначен для формирования и выдачи информации по плотности, вязкости, влажности, давлению и температуре перекачиваемой нефти, а также ручного и автоматического отбора пробы по ГОСТ 2517– — 85.

Входной нефтепровод БИК подсоединяется к щелевому пробозаборному устройству находящемуся на выходном коллекторе СИКН.

Нефть через пробозаборное устройство поступает на прием электронасоса, далее через автоматический пробоотборник, ручной пробоотборник, термостакан, плотномер, влагомер, вискозиметр, шаровой кран-регулятор расхода и турбинный расходомер нефть поступает в выходной коллектор СИКН.

БИК размещается в отапливаемом боксе, оснащенном системами:

— вентиляции;

— освещения;

— контроля температуры в помещении;

— контроля и сигнализации о загазованности;

— контроля и сигнализации о пожаре;

— сигнализации открытия двери блок-бокса.

В технологической линии БИК установлены: поточные преобразователи плотности, вязкости, содержания воды (влагомеры) и автоматические пробоотборники, а также преобразователи температуры и давления, термометры и манометры.

Предусмотрены краны для подключения пикнометрической установки и УОСГ.

Для прокачки нефти через БИК, после пробозаборного устройства установлены электронасосы HI и Н2 марки HPGS 1x1x6 С-АЗ-49.

Для промывки приборов и технологических трубопроводов от загрязнения в проекте предусматривается использование выше указанных насосов прокачки в качестве промывочных.

Промывку плотномера производиться через входной вентиль, предназначенный для подключения УОСГ, со сбросом промывочной жидкости в общую дренажную систему БИК.

Для контроля протока нефти через БИК на выходе установлен счетчик нефти турбинный МИГ-40−4,0.

Технические характеристики шарового крана-регулятора расхода компании IВС PRANA Ltd по ТУ № ТР 422 IВС-14/1997:

— группа арматуры — К;

— 86 номер исполнения в группе;

— фланцевое присоединение к трубопроводу;

— способ управления — электропривод;

— материал легированная сталь;

— двухкомпонентная компоновка корпуса;

— транспортируемая среда — нефть.

Для измерения плотности перекачиваемой нефти установлены: термостат для измерения плотности ареометром и поточные плотномеры фирмы «Solartron».

Для отбора по заданной программе пробы нефти, транспортируемой по трубопроводу, в БИК установлен пробоотборник серии «С» фирмы «Clif Mock».

Для проведения профилактических работ и ремонта приборов БИК предусмотрены байпасные линии.

Трубопроводная обвязка в низких и высоких точках имеет клапаны для сброса нефтепродукта в дренажную систему и стравливания воздуха при заполнении трубопроводов.

В качестве запорной арматуры в БИК использованы шаровые краны Ду 15, 25, 50 Ру 4,0 МПа.

В БИК предусмотрены два штуцера с полнопроходными шаровыми кранами для подключения циклометрической установки. Пикнометрическая установка подключается последовательно к каждому поточному плотномеру и предназначена для его поверки.

Температура внутри блока в холодное время года должна быть не ниже +5 °С.

В местах прохождения через стены блок-бокса технологические трубопроводы должны быть заключены в стальные гильзы из труб. Зазор между трубопроводом и гильзой с обоих концов должен быть заполнен несгораемым материалом, допускающим перемещение трубопровода вдоль его продольной оси.

В помещении блок-бокса предусмотрена механическая вытяжная вентиляция, рассчитанная на удаление восьмикратного объема воздуха, из нижней и верхней зон, по полному объему помещения. На дверях выше указанных блоков предусмотрена установка жалюзийных решеток для естественной вентиляции помещения. Воздухозаборное устройство оборудовано заслонкой с ручным управлением для регулирования проходного сечения его во избежание охлаждения помещения в зимнее время и преждевременного выхода из строя обогревателя.

1.6 Стационарная ТПУ Для поверки, контроля метрологических характеристик преобразователей расхода используется стационарная ТПУ фирмы «Smith Meter Inc.» со следующими техническими характеристиками:

— максимальный расход, 300 м3/ч;

— объем калиброванной части между детекторами, 0,95 м³;

— типоразмер измерительной секции по NPS, 12 дюймов;

— диаметр камеры запуска поршня по NPS, 16 дюймов;

— типоразмер четырехходового крана класс 300 по ANSI, 6 дюймов;

— количество детекторов поршня, 4 шт;

— расстояние между детекторами поршня, 13 м.

Для измерения давления и температуры нефти на входе и выходе ТПУ расположены:

— датчик температуры;

— термометр;

— датчик давления;

— манометр.

В качестве запорной арматуры в узле подключения стационарной ТПУ применены задвижки Ду 100 Ру 4,0 МПа и шаровой кран Ду 100 Ру 4,0 МПа с контролем протечек.

1.7 Узел подключения передвижной ТПУ Узел подключения предназначен для подключения передвижной ТПУ с целью поверки стационарной ТПУ или преобразователей расхода. Конструктивно узел подключения передвижной ТПУ состоит из трубопроводной обвязки и запорной арматуры. В качестве запорной арматуры применены задвижки Ду 100 Ру 4,0 МПа и шаровой кран Ду 100 Ру 4,0 МПа с контролем протечек.

Для измерения давления и температуры нефти на входе и выходе передвижной ТПУ расположены:

— датчик температуры;

— термометр;

— датчик давления;

— манометр.

1.8 Узел регулирования давления Узел регулирования давления предназначен для регулирования давления на СИКН и установлен на выходном коллекторе СИКН. Конструктивно узел регулирования давления состоит:

— из регулятора давления с электроприводами;

— задвижек;

— преобразователя давления;

— манометра;

— запорной арматуры для дренажа и стравливания воздуха;

— индикатора фазового состояния.

В качестве регулятора давления используется двухкомпонентный шаровой кран-регулятор (РД) с электроприводом AUMA SGRM Ех Ду 100 Ру 4,0 МПа. В качестве запорной арматуры применены задвижки Ду 150 Ру 4,0 МПа.

1.9 Дренажные подземные емкости В качестве дренажных емкостей для дренажа учтенной и неучтенной нефти в проекте заложены подземные емкости ЕП12,5−2000;1−2 по СТП 0352−164−95 со следующими техническими характеристиками:

— вместимость, 12,5 м³;

— диаметр внутренний, 2000 мм;

— емкость оборудована электронасосным агрегатом НВ 50/50:

производительность насоса, 50 м3/ч;

напор, 50 м;

тип электродвигателя — 160М4;

мощность, 18,5 кВт.

Для измерения давления на нагнетательной линии насосов и уровня в дренажных емкостях установлены:

— манометр для точных измерений МТИ;

— уровнемер ДУЕ-1.

1.10 Основные функции СИКН СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

— автоматизированное измерение массы брутто нефти и вычисление массы нетто нефти;

— автоматизированное измерение технологических параметров;

— автоматизированное измерение качественных показателей нефти;

— отбор объединенной пробы в соответствии с ГОСТ 2517–85;

— отображение (индикацию) и регистрацию результатов измерений;

— поверку рабочих и эталонных СИ на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;

— контроль метрологических характеристик СИ на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;

— передачу данных на верхний уровень;

— местная индикация:

1) давления нефти в ИЛ БИЛ, во входном и выходном коллекторах БИЛ, в БИК, во входном и выходном коллекторах ТПУ, на фильтрах;

2) температуры в ИЛ БИЛ, в БИК, во входном и выходном коллекторах ТПУ;

— автоматизированное и ручное (с АРМ оператора и по месту) управление электроприводной арматурой СИКН;

— автоматизированный контроль метрологических характеристик рабочих ТПР по контрольному ТПР на месте эксплуатации без нарушения режима работы нефтепровода;

автоматизированная поверка и контроль метрологических характеристик рабочих ТПР и контрольного ТПР по стационарной ТПУ на месте эксплуатации без нарушения режима работы нефтепровода;

— автоматизированное выполнение поверки стационарной ТПУ по передвижной ТПУ;

— автоматический отбор объединенной пробы в сменные контейнеры и ручной отбор точечной пробы;

— автоматизированное и ручное регулирование расхода в режиме КМХ рабочих ТПР по контрольному ТПР;

— автоматизированное и ручное регулирование расхода в режиме поверки и КМХ рабочих ТПР и контрольного ТПР по стационарной ТПУ;

— автоматизированное и ручное управление регуляторами давления в УРД с целью обеспечения заданного давления на выходе СИКН (перед УРД);

— автоматическое регулирование расхода нефти через БИК для обеспечения определенного соотношения расходов потока в трубопроводе в месте отбора и в трубопроводе БИК;

— местный и дистанционный контроль герметичности запорной арматуры, влияющей на результаты измерения и поверок;

— фильтрацию нефти от механических примесей на фильтрах;

— промывку технологических трубопроводов и приборов качества в БИК;

— демонтаж первичных измерительных преобразователей и технологического оборудования без нарушения процесса измерения;

— дренаж нефти из оборудования, технологических трубопроводов и последующее их заполнение без остатков воздуха.

Автоматическое измерение в реальном масштабе времени:

— суммарного массового расхода через БИЛ и по каждой измерительной линии;

— объемного расхода в БИК;

— плотности нефти при рабочих температуре и давлении;

— вязкости нефти при рабочих температуре и давлении;

— объемной доли воды в нефти;

— текущих значений давления в ИЛ БИЛ, во входном и выходном коллекторах БИЛ, в БИК, во входном и выходном коллекторах ТПУ, на входе и выходе УРД;

— текущих значений температуры в ИЛ БИЛ, в БИК, во входном и выходном коллекторах ТПУ;

— перепада давления на фильтрах и БИК;

— перепада давления на насосах БИК.

2. Патентная проработка

2.1 Направление поиска В дипломном проекте рассматривается вопрос повышения надежности работы системы контроля загазованности в БИК системы измерения количества и показателей качества нефти при нефтегазодобывающем управлении «Туймазынефть».

Система контроля загазованности блока измерения качества нефти должна обеспечивать высокую надёжность защиты от аварийных ситуаций. Повысить надёжность рассматриваемой системы возможно с помощью замены устаревших и малонадёжных элементов. Для этого можно заменить существующий устаревший термохимический датчик и загазованности СТМ-30 на наиболее современный оптический газоанализатор СГОЭС-М. Принцип его работы основан на изменении поглощения инфракрасного излучения после прохождения его через среду с газом. Поэтому при проведении патентного поиска особое внимание было уделено анализу средств измерения оптического типа, для обнаружения довзрывоопасных концентраций паров нефти и нефтепродуктов.

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

Глубина поиска 5 лет (2007 — 2011 гг). Поиск проводился по индексам международной патентной классификации (МПК):

— G 01 N 21/61 «Исследование или анализ материалов с помощью оптических средств, т. е. с использованием инфракрасных, видимых или ультрафиолетовых лучей»;

— G 01 J 3/00 «Исследование или анализ материалов с помощью спектрометрии».

При этом были использованы следующие источники патентной информации:

— полные описания к патентам Российской федерации;

— документы справочно-поискового аппарата;

— официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения»;

— официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения. Полезные модели».

2.3 Результаты поиска Результаты просмотра источников патентной документации

2.4 Анализ результатов патентного поиска Рассмотрим более подробно найденные из источников патентной документации аналоги оптического газоанализатора СГОЭС-М.

Инфракрасный абсорбционный газоанализатор (№ 2 292 039) относится к измерительной технике, а именно к устройствам для определения концентрации газов, может быть использовано для определения концентрации горючих и токсичных газов, образующихся при сжигании органического топлива. Включает в себя источник инфракрасного излучения со сферическим зеркальным отражателем, рабочую и опорную камеры, обтюратор с приводом, оптический фильтр, приемник инфракрасного излучения с фокусирующим устройством и блок управления с мини-ЭВМ.

Рабочая камера газоанализатора, выполненная в виде полого усеченного конуса с внутренним сферическим зеркальным отражателем на большем основании, установлена непосредственно внутри опорной камеры вдоль одной оптической оси со сферическим зеркальным отражателем источника инфракрасного излучения, в то время как приемник инфракрасного излучения с фокусирующим устройством и дополнительный сферический зеркальный отражатель установлены вдоль другой оптической оси, пересекающейся с вышеуказанной оптической осью, в точке пересечения которых установлен делитель инфракрасного излучения, позволяющий одну часть потока инфракрасного излучения направлять на дополнительный сферический отражатель, а другую его часть на сферический зеркальный отражатель рабочей камеры газоанализатора, при этом обтюратор газоанализатора, выполненный в виде вращающегося непрозрачного диска с окном, установлен со стороны, противоположной от источника и приемника инфракрасного излучения перед делителем инфракрасного излучения, периодически пропуская инфракрасное излучение от сферического зеркального отражателя рабочей камеры, прерывая при этом инфракрасное излучение от дополнительного сферического зеркального отражателя, и наоборот, периодически прерывая инфракрасное излучение от сферического зеркального отражателя рабочей камеры, пропуская при этом инфракрасное излучение от дополнительного сферического зеркального отражателя, а оптический фильтр газоанализатора, выполненный в виде вращающегося барабана с набором интерференционных светофильтров и приводом от шагового двигателя, установлен между делителем инфракрасного излучения и фокусирующим устройством приемника инфракрасного излучения.

Оптический абсорбционный газоанализатор (№ 2 421 709) относится к области измерительной техники и может быть использовано для количественного определения концентрации отдельных компонентов в многокомпонентных газовых смесях. Содержит источник лазерного излучения с устройством разделения лучистого потока на два одинаковых пучка, камеру для анализируемой смеси и приемник рабочего канала, последовательно расположенные на пути прохождения одного пучка; камеру с «нулевым» газом и приемник сравнительного канала, расположенные на пути другого пучка. Оба приемника, расположенные на пути двух раздельных лучей, выполнены в виде идентичных металлических пластин, изготовленных из сплава, претерпевающего мартенситное превращение в заданном интервале температур измерения, размещенных на диэлектрических подложках с малым коэффициентом теплопроводности и соединенных с соответствующими входами устройства измерения электросопротивления, сопряженного с блоком управления, приема и обработки данных.

Излучатель инфракрасный (№ 2 417 354) предназначен для инфракрасных газоанализаторов, работающих в длинноволновом участке спектра, относится к источникам инфракрасного излучения, применяемым в оптических инфракрасных абсорбционных газоанализаторах. Инфракрасный излучатель, содержащий излучающее нагретое тело, корпус с выходным окном, через которое выходит инфракрасное излучение. С целью повышения эффективности и селективности инфракрасного излучателя в длинноволновой области спектра, излучающее тело выполнено в виде тонкого диска, расположенного по оси оптического канала и выполненного из монокристаллического сапфира с нагревателем, расположенным по периферии диска таким образом, чтобы поток инфракрасного излучения от нагревателя не попадал в выходное окно, при этом поток излучения с обратной стороны диска поглощается задней стенкой корпуса.

Все найденные изобретения различаются конструктивными особенностями, но основной принцип работы у всех одинаковый. Во всех изобретениях наличие газа определяется степенью поглощения инфракрасного излучения. Отсюда следует, что в качестве измерения взрывоопасных газов и паров нефти в помещении можно использовать оптический газоанализатор, принцип действия которого основан на инфракрасном излучении.

3. Автоматизация системы измерения количества и показателей качества нефти

3.1 Структура системы автоматизации Система автоматики предназначена для контроля, защиты (предупредительная и аварийная сигнализация, изменение режимов работы, отключение) и управления технологическим оборудованием СИКН.

Средства контроля и автоматизации, устанавливаемые на СИКН, обеспечивают выполнение следующих функций:

— автоматическое измерение и регистрацию параметров (температуры, давления, расхода, плотности, вязкости и влагосодержания);

— визуальный контроль температуры и давления нефти по месту измерения;

— автоматический контроль загазованности в помещении БИК с управлением вентиляторами;

— автоматический контроль загазованности наружных площадок СИКН;

— автоматический отбор представительных проб нефти;

— пожарную сигнализацию в помещении БИК;

— автоматическое регулирование:

1. расхода по каждой измерительной линии;

2. расхода на линии измерения качества в БИК;

3. давления на выходе СИКН;

— контроль уровня в дренажных емкостях.

Структурная схема автоматизации (рисунок 3.1) строится по иерархическому принципу и состоит:

— из нижнего уровня;

— среднего уровня;

— верхнего уровня.

Нижний уровень представляет собой датчики, исполнительные механизмы, аппаратура местного управления и сигнализации. Средний и верхний уровень вместе являются системой обработки информации (СОИ).

Рисунок 3.1 — Структурная схема автоматизации СИКН В состав СОИ входит следующее оборудование:

— шкаф измерительно-вычислительного комплекса (ИВК) в составе:

1) корпус шкафа (600×800×2000 мм);

2) контроллер измерительный (основной и резервный);

3) блок электронный ИФС-700М — 2 шт;

4) источник бесперебойного питания;

5) дополнительная батарея для ИБП;

6) комплект барьеров искробезопасности;

7) комплектующие для установки оборудования и электромонтажа;

— шкаф аварийных защит и сигнализации (ШАЗС):

1) корпус шкафа (600×800×2000 мм);

2) программируемый логический контроллер (ПЛК) (основной, резервный);

3) вторичные приборы, демонтируемые с существующих шкафов автоматики;

4) коммутатор сети Ethernet (основной и резервный);

5) комплект барьеров искробезопасности;

— АРМ оператора СИКН (основной и резервный);

— принтер лазерный сетевой;

— принтер матричный — 2 шт.

3.2 Объем автоматизации системы измерения количества и показателей качества нефти Рассмотрим более подробно автоматизацию блока измерения показателей качества нефти, так как в блок боксе находится рассматриваемая система контроля загазованности. Перечень средств измерения и контроля представлен в таблице 3.1.

Таблица 3.1 — Перечень средств измерения и контроля

В блок-боксе БИК предусмотрена система противоаварийной защиты (ПАЗ), она представлена в таблице 3.2.

Таблица 3.2 — Блокировки и их действия

Комплекс технических средств автоматизации, установленный на технологическом оборудовании обеспечивает:

— измерение температуры в блоке измерения качества (местное и дистанционное). Для дистанционного измерения температуры используются датчики температуры с аналоговым выходным сигналом 4−20 мА модели 644Н с блоками защиты от переходных процессов 470С фирмы Emerson Process Management, подключаемые к вычислителю расхода через блоки защиты от перенапряжения УЗД и искробезопасные барьеры модели µZ631 — фирмы Elcon. Для местного измерения используются стеклянные ртутные термометры типа ТЛ-4;

— измерение давления в блоке измерения качества (местное и дистанционное), на выходе насосов HI и Н2 в блоке измерения качества (местное). Для местного измерения давления используются показывающие манометры типа МТИ, для дистанционного — датчики давления с аналоговым выходом 4−20мА модели 3051TG со встроенным блоком защиты от переходных процессов, фирмы «Emerson Process Management», подключаемые к вычислителю расхода через блоки защиты от перенапряжения УЗД и искробезопасные барьеры модели µZ 631 — фирмы Elcon;

— дистанционное измерение расхода нефти на трубопроводе линии контроля параметров качества нефти в БИК. Дистанционное измерение расхода нефти на измерительных линиях (рабочих, резервной и контрольной) используется турбинный преобразователь расхода серии MVTM фирмы Smith Meter Inc. с двумя предусилителями РА-6 с блоком защиты от переходных процессов 470J фирмы Emerson Process Management, подключаемые к Solartron 7955 через блок защиты от перенапряжения УЗТ. На трубопроводе в линии контроля параметров качества нефти в БИК — счетчиком нефти турбинным МИГ-40подключаемый к вычислителю расхода через блоки защиты от перенапряжения УЗТ;

— дистанционное измерение плотности нефти в БИК осуществляется плотномером фирмы Solartron 7835;

— дистанционное измерение влагосодержания в нефти осуществляется микропроцессорным анализатором влажности фирмы Phase Dynamics;

— дистанционное измерение вязкости нефти в БИК осуществляется вискозиметром типа Solartron 7827;

— автоматический отбор пробы нефти в БИК производится автоматическим пробоотборником типа True-Cut C22 Clif Mock;

— контроль загазованности воздуха в помещении БИК и на наружных площадках СИКН производится сигнализатором загазованности СТМ-30−50;

— автоматическое регулирование расхода в БИК осуществляется через регулирующие шаровые краны типа К86 с электроприводом AUMA с блоком управления AUMA MATIC.

Средства измерения и оборудование, устанавливаемые на БИК обеспечивают выполнение следующих функций:

— измерение температуры воздуха в блок-боксе БИК (дистанционное). Для дистанционного измерения температуры используются датчики температуры с аналоговым выходным сигналом 4−20 мА модели 644Н с блоками защиты от переходных процессов 470С фирмы Emerson Process Management, подключаемые к вычислителю расхода через блоки защиты от перенапряжения УЗД и искробезопасные барьеры модели µZ631 — фирмы Elcon;

— измерение вязкости нефти в БИК (дистанционное). Дистанционное измерение вязкости нефти в (БИК) вискозиметром типа Solartron 7827. Вискозиметр измеряет динамическую вязкость, плотность, температуру;

— контроль доступа в помещение БИК (дистанционный). Дистанционная сигнализация открытия двери в блок-бокс производится концевым выключателем ВВ-3−03;

— контроль затопления помещения БИК (дистанционный). Контроль затопления БИК осуществляется датчиком уровня ПМП-052.

3.2.1 Контроль загазованности Контроль загазованности в блоках СИКН осуществлен сигнализаторами СТМ-30, состоящими из блока датчика (со встроенным датчиком) взрывозащищенного исполнения и блока сигнализации и питания с пороговым устройством. Структурная схема системы контроля загазованности представлена на рисунке 3.3.

При достижении пороговой концентрации 10% НКПРП по сумме компонентов углеводородов автоматически включается предурпедительная световая сигнализация (лампа желтого цвета) и вытяжная аварийная вентиляция на 10 мин. Автоматическое включение дополнительной световой сигнализации (лампа красного цвета), звуковой (горн) производится по истечении 10 мин работы вытяжной вентиляции при дилтельной загазованности 10% НКПРП и додстижении аварийной пороговой концентрации 30% НКПРП.

Рисунок 3.2 — Структурная схема система контроля сигнализации При снижении загазованности вентилятор должен выключиться через 15 мин. При сохранении длительной загазованности 10% НКПРП и достижении аварийной пороговой концентрации 30% НКПРП должен выдаваться сигнал на АРМ оператора, в АСУ ТП объекта, производится отключение отопления, насосов прокачки в БИК, закрытие отсечных шаровых кранов на входе и выходе БИК. Отсчет временных интервалов работы вентилятора, передача аварийных сигналов, выдача управляющих сигналов производится программируемым логическим контроллером, установленным в ШАЗС в операторной.

Предупредительная световая сигнализация обеспечивает табло «ВЭЛ-Т» (желтый), табло «ВЭЛ-Т» (красный), установленные над каждым входом и выходом из блок-бокса БИК.

Предупредительную звуковую сигнализацию обеспечивает пост звуковой сигнализации ПСВ-Г (горн), установленный над дверью блок-бокса БИК снаружи.

Включение вентилятора в БИК производится вручную за 10 мин до входа в помещение с кнопочного поста у двери в помещение или дистанционно с АРМ оператора.

3.2.2 Система контроля пожара В блок-боксе БИК предусмотрена система контроля пожара со световой и звуковой сигнализацией.

В системе контроля пожара используются тепловые извещатели ИПЭС, в количестве 3 штук, размещаемые под потолком блок-бокса БИК. Извещатели подключаются к вторичному прибору приемно-контрольному охранно-пожарному (ППКОП), размещаемому в ШАЗС.

Световая сигнализация пожара осуществляется с помощью сигнала светового взрывозащищенного ТСВ-1−220 (красного цвета).

Для звуковой сигнализации пожара используется сирена взрывозащищенная ВС-3−220 В.

Сигналы световые взрывозащищенные ТСВ-1−220 размещаются снаружи и внутри блок-бокса, а сирена ВС-3−220 В размещается снаружи блок-бокса БИК у входной двери. Кроме того, световые и звуковой сигналы пожара выводятся на панель индикации состояния оборудования ШАЗС.

3.2.3 Квитирование световой и звуковой сигнализации Для проверки по месту работоспособности световой и звуковой сигнализации загазованности и пожара, а также снятия (квитирования) звуковых сигналов предусмотрены соответствующие кнопки.

Работоспособность двух световых табло с надписью «Газ» красного и желтого цветов, и светового табло с надписью «Пожар» красного цвета, установленных над дверью внутри помещений, определяется при открытой двери и выключенном освещении внутри помещений при проверке их работоспособности одним проверяющим.

3.3 Система обработки информации Сбор, обработка и отображение информации о количественных и качественных показателях нефти, измеряемых первичными преобразователями, производится системой обработки информации.

Объектами СОИ являются:

— блок измерительных линий;

— блок измерений показателей качества нефти;

— стационарная трубопоршневая поверочная установка;

— узел регулирования расхода на линии выхода нефти с ТПУ (проектируемый);

— дренажные емкости учтенной и неучтенной нефти;

— запорно-регулирующая арматура на технологических трубопроводах.

Для обеспечения бесперебойного питания (ИБП) СОИ в течение двух часов после отключения электропитания, предусмотрен источник бесперебойного питания мощностью 3000 Вт с двумя дополнительными батареями.

СОИ обеспечивает:

— сбор и обработку информации с первичных преобразователей;

— индикацию и автоматическое обновление данных массы, объема, расхода по каждой измерительной линии и СИКН в целом, значений температуры, давления по каждой измерительной линии в БИЛ, в БИК, плотности, вязкости, влагосодержания, положение регулятора расхода и запорной арматуры по каждой линии БИЛ, регулятора расхода на выходе ТПУ и давления на выходе СИКН;

— регулирование расхода нефти через БИК;

— управление системой автоматического отбора образцов нефти БИК, подачей сигнала на снятие одной пробы через определенный интервал в соответствии с объемом перекаченной нефти и принятием сигнала о снятии пробы, контроль заполнения — по завершении заданного цикла отборов пробы;

— автоматизированное выполнение поверки и контроля метрологических характеристик рабочих и резервного преобразователей расхода по стационарной ТПУ без нарушения процесса измерений с оформлением и печатью протоколов;

— выдачу управляющих сигналов на элементы управления СИКН;

— контроль диапазона измеряемых величин и отработку аварийных алгоритмов при выходе значения сигнала за пределы рабочего диапазона (сигнализация аварийного состояния);

— вывод информации в локальную сеть принимающей (сдающей) стороны по согласованным протоколам обмена;

— защиту системной информации (параметры и константы системы и т. п.) от несанкционированного доступа с помощью многоуровневой системы паролирования.

3.3.1 Автоматизированное рабочее место оператора Автоматизированное рабочее место оператора реализована на базе SCADA-пакета Wonderware InTouch 7.1 — интегрированной информационной системе для управления промышленным производством.

Каждое АРМ оператора СИКН (основное и резервное) обеспечивает:

— отображение и регистрацию измерительной и технологической информации;

— просмотр в реальном масштабе времени режимов работы каждой измерительной линии и измерительных преобразователей;

— отображение и корректировку пределов измеряемых величин;

— оповещение персонала о нарушениях технологического режима и аварийных ситуациях (вывод сообщения на экран, подача звукового сигнала, вывод на печать);

— автоматизированное управление и технологический контроль за работой оборудования;

— установка режимов работы измерительных линий;

— автоматическое поддержание заданного расхода через ИЛ, БИК;

— управление электроприводами запорной и регулирующей арматуры;

— изменение уставок по расходу, давлению и т. д., влияющих на управление технологическим оборудованием СИКН;

— прием параметров от вычислителей расхода за отчетный период (суммарного объемного расхода, массы брутто нефти, средневзвешенных значений плотности, температуры, давления, объемного и массового содержания воды);

На главном экране отображается мнемосхема СИКН, включая БИК, согласно технологической схеме, на которой осуществляется постоянное отображение измеренных параметров датчиков, представленных в единицах величин. Мнемосхема системы измерения качества и количества нефти изображена на рисунке 3.3.

На схеме БИЛ отображается:

— состояние ПР каждой измерительной линии в соответствии с цветовой политикой;

— показания текущих параметров СИ;

— состояние и положение (процент открытия) регуляторов расхода на ИЛ;

— состояние и положение (процент открытия) регулятора давления на выходе СИКН;

— индикация наличия свободного газа.

На схеме БИК отображается:

— состояние уровень и процент заполнения пробоотборника;

— показания текущих значений (влагосодержания, вязкости, плотности, расхода, давления, температуры) в БИК;

— состояние и положение (процент открытия) регуляторов расхода в БИК;

— состояние циркуляционных насосов, вентилятора;

— сигнализация уровня или величины загазованности.

Рисунок 3.3 — Мнемосхема СИКН

Предусмотрен контроль за работой поточных плотномеров и влагомеров с организацией окон, в которых отображаются аварийные уставки, разница между показаниями рабочих и резервных СИ с возможностью ввода аварийных уставок по аналогии с другими параметрами.

Интерфейс АРМ оператора представляет собой набор окон, логически объединяющих элементы управления и отображения.

Индикация измерительной информации, помимо отображения абсолютного значения параметра, для наглядности, посредством цветового фона отражается разными цветами в случае выхода контролируемых параметров за установленные допустимые пределы (верхние, нижние, аварийные, предаварийные).

InTouch постоянно регистрирует все действия оператора и нарушения технологического режима — выход показаний датчиков за установленные аварийные границы (аварийные ситуации). При возникновении аварии выполняется аварийное сигнализирование. Для этих целей в АРМ оператора реализовано окно событий и окно аварийных сообщений.

Окно событий предназначено для отображения текущих событий, и состоит из двух частей — строки событий и окна событий.

Строка событий, в которой отображается последнее сообщение, дата и время события, всегда располагается в нижней части экрана. Окно событий открывается по нажатию кнопкой мыши по строке событий, в данном окне отображается не менее 15 последних событий.

В окне событий помимо сообщения отображён тип сообщения (с помощью цветовой дифференциации):

— вход, выход пользователя под определённым уровнем доступа;

— сообщение, отображающее действие пользователя;

— вход под любым уровнем доступа в вычислители расхода;

— предупредительное сообщение;

— аварийное сообщение;

— квитированное сообщение (подтвержденное оператором).

Окно аварийных сообщений предназначено для отображения аварийных ситуаций и обладает следующими свойствами:

— появляться поверх всех окон при возникновении аварийной ситуации;

— представлять собой список аварийных сообщений, которые должен квитировать оператор СИКН;

— постоянно располагаться поверх всех окон до тех пор, пока не будут квитированы все сообщения;

— вывод окна сопровождается звуковым сигналом с частотой один раз в секунду, до момента квитирования всех аварийных сообщений.

3.3.2 Технические характеристики контроллеров В шкафу измерительно-вычислительного комплекса стоит измерительный контроллер FloBoss S600. Он состоит из 3 плат:

— основная плата;

— плата прувера;

— интеллектуальная плата ввода/вывода.

Так же контроллер оснащён дисплеем, клавишами ввода данных, кнопки навигации, функциональными клавишами, светодиодом сигнала тревоги. Измерительный контроллер FloBoss S600 изображен на рисунке 3.4.

Рисунок 3.4 — Измерительный контроллер FloBoss S600

Вычислительным процессором контроллера является Intel 486, 50МГц со встроенным математическим сопроцессором. Кроме того, на каждой из плат ввода/вывода установлено по шесть процессоров, дающих дополнительную вычислительную мощь, что обеспечивает быстрые и точные расчеты.

Разработка программ для контроллеров (программирование контроллеров) осуществляется с помощью пакета Config 600. Программное ядро написано на языке ANSI C для процессора Intel. FloBoss S600 имеет два полнофункциональных порта RS-232 с сигналами квитирования и еще три настраиваемых коммуникационных порта. Каждый из этих трех портов независимо сконфигурирован для работы в режиме «точка-точка» (RS-422), либо по многоточечной схеме (RS-485) для передачи данных по двухпроводной или четырехпроводной линии. Кроме того, имеется интерфейс Ethernet 10BaseT (витая пара), использующий протокол TCP/IP для гибкости и подключения к локальной сети. Данные получаются и представляются в формате DDE.

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

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

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

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

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

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

— вычисление и отображение текущих значений параметров;

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

— приведение плотности к стандартным условиям;

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

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

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

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

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

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

— управление автоматическими пробоотборниками;

— управление приводом четырехходового крана ТПУ;

— защита информации системой доступов и паролей;

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

В шкафу аварийных защит и сигнализации стоит контролер ControlLogix.

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

Рисунок 3.5 — Контроллер ControlLogix

Дискретные модули ввода/вывода 1756 поддерживают:

— широкий диапазон напряжений;

— изолированные и неизолированные типы модулей;

— управление состоянием каждого выхода при неисправности;

— диагностику внешних цепей на отдельных модулях.

Аналоговые модули ввода/вывода 1756 поддерживают:

— обработку тревог в модуле;

— масштабирование в инженерные единицы;

— выборку из канала в реальном масштабе времени;

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

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

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

— управление и контроль состояния регулирующей арматуры;

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

— управление и контроль состояния задвижек БИЛ, межблочных задвижек;

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

— прием сигналов от сигнализаторов контроля протечек;

— контроль состояния насосов БИК;

— контроль температуры воздуха в блок-боксе БИК;

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

— прием сигнала о затоплении блок-бокса БИК;

— прием и обработку сигналов с датчиков загазованности БИК;

— прием сигнала с индикаторов фазового состояния;

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

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

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

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

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

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

3.4 Описание средств автоматизации, используемых в БИК

3.4.1 Влагомер Phase Dynamics

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

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

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

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

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

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

Рисунок 3.6 — Общий вид влагомера Отраженный сигнал генератора измеряется. Его уровень используется, чтобы определить находится ли влагомер в заданном диапазоне измерения. Сигналы частоты, температуры и отраженной мощности передаются через кабель от модуля генератора до компьютера. Эти сигналы поступают на микропроцессор, где рассчитывается содержание воды.

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

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

Рисунок 3.7 — Центральный проводник

3.4.2 Счётчик турбинный МИГ.

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

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

Рисунок 3.8 — Счётчик турбинный МИГ Счётчик состоит из следующих составных частей:

— турбинного преобразователя расхода;

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

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

Рисунок 3.9 — Блок обработки данных «VEGA-03»

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

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

Рисунок 3.10 — Преобразователь расхода турбинный: 1 — корпус; 2 — датчик; 3 — турбинка; 4 — втулка-подпятник; 5 — обтекатель; 6,7 — втулка; 8,9 — ступица; 10 — ось; 11 — крышка; 12,13 — гайка; 14 — пломба При вращении турбинки, выполненной из ферромагнитной стали, каждая лопасть проходя вблизи сердечника катушки магнитоиндукционного датчика, наводит в ней импульс электродвижущей силы. Основной характеристикой преобразователя расхода является коэффициент преобразования, характеризующийся количеством импульсов на единицу объёма, протекающей через него жидкости.

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

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

3.4.3 Сигнализатор СТМ-30

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

Рисунок 3.11 — Сигнализатор СТМ-30

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

Сигнализатор имеет:

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

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

— сигнализацию жёлтого цвета о неисправности блока датчика;

— сигнализацию зелёного цвета о нормальной работе;

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

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

— индикацию концентрации в диапазоне измерений;

— интерфейс связи RS-232 для подключения ПЭВМ;

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

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

Режим работы — непрерывный.

Тип сигнализаторов — стационарный, автоматический, однои многоканальный.

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

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

— анализируемой среды в режимах анализа;

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

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

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

Рисунок 3.12 — Газовая схема блока датчика 1, 4, 8, 10 — штуцер; 2 — фильтр; 3 — эжектор; 5 — вентиль запорно-регулирующий; 6 — индикатор расхода; 7 — датчик; 9 — кран трехходовой Уровень ПДК для сероводорода Н2S не должен превышать 10 мг/м3 за время непрерывной работы не менее 300 ч.

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

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

4. Повышение надежности СИКН НГДУ «Туймазынефть»

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

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

Необходимость обеспечения высокой надежности системы обусловлена следующим:

— необходимость избегать аварийных ситуаций;

— экономическая эффективность работы оборудования.

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

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

4.2 Основные преимущества и недостатки термохимического и оптического газоанализаторов

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

Достоинства термохимических газоанализаторов:

— линейность функции преобразования;

— дешевизна;

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

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

К числу основных недостатков следует отнести:

— неспособность определять тип горючего газа;

— выход из строя при больших концентрациях горючих газов;

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

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

— низкое быстродействие;

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

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

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

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

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

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

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

Оптические газоанализаторы обеспечивают функционирование на протяжении более 10 лет.

4.3 Оптический газоанализатор СГОЭС-М

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

Рисунок 4.1 — Общий вид газоанализатора СГОЭС 1 — корпус СГОЭС; 2 — основание (вводной отсек); 3 — трехцветный светодиодный индикатор; 4 — HART-разъем; 5 — влагопылезащитный кожух; 6 — кронштейн крепления; 7 — заземление Работа газоанализатора СГОЭС основана на селективном поглощении молекулами углеводородов электромагнитного излучения и заключается в измерении изменения интенсивности инфракрасного излучения после прохождения им среды с газом. Для уменьшения влияния паров воды, загрязнения оптики, пыли и изменения параметров оптических элементов используется оптическая схема с измерением поглощения на рабочей и опорной длинах волн.

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

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

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

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

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

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

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

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

4.4 Расчёт показателей надёжности термохимического и оптического газоанализаторов

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

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

— интенсивность отказов л (t);

— среднее время наработки изделия до отказа Т;

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

— вероятность отказа за время t Q (t).

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

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

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

Типовые схемы расчета показателей надежности:

Рисунок 4.3 — Надежностная схема последовательного соединения элементов Интенсивность отказов для последовательного соединения:

(4.1)

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

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

Наработка на отказ для первого элемента:

. (4.2)

Наработка на отказ при последовательном соединении элементов:

. (4.3)

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

Р (t) = e^-л?t. (4.4)

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

(4.5)

Где P₁ — вероятность безотказной работы 1-го элемента;

P₁ — вероятность безотказной работы 1-го элемента;

P_n — вероятность безотказной работы n-го элемента.

Надежностная схема параллельного соединения элементов представлена на рисунке 4.4.

Рисунок 4.4 — Надежностная схема параллельного соединения элементов Все элементы имеют одинаковые показатели надежности.

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

(4.6)

Где Q₁ — вероятность отказа 1-го элемента;

Q₂ — вероятность отказа 2-го элемента;

Q_n — вероятность отказа n-го элемента.

Вероятность отказа за время t Q_n (t):

(4.7)

где P_n — вероятность безотказной работы n-го элемента.

4.4.2 Расчёт показателей надёжности для газоанализатора СТМ-30

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

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

Рисунок 4.5 — Структурная схема надёжности СТМ-30: л1 — интенсивность отказа штуцера; л2 — интенсивность отказа фильтра; л3 — интенсивность отказа эжектора; л4 — интенсивность отказа вентиля; л5 — интенсивность отказа индикатора расхода; л6 — интенсивность отказа крана трёхходового Согласно формуле (4.1) интенсивность отказов:

. (4.8)

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

1/ч.

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

. (4.9)

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

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

ч.

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

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

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

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

. (4.10)

Рисунок 4.7 — Структурная схема надёжности оптического газоанализатора: л1 — интенсивность отказа электронного блока; л2 — интенсивность отказа рабочего излучателя; л3 — интенсивность отказа опорного излучателя; л4 — интенсивность отказа рабочего приёмника; л5 — интенсивность отказа опорного приёмника Подставив значения интенсивности отказов элементов, получим:

.

По формуле (4.4) вероятность безотказной работы примет вид:

. (4.11)

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

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

.

Рисунок 4.8 — Зависимости P (t) оптического газоанализатора

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

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

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

Таблица 4.1 — Состав элементов и параметры их надёжности

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

Таблица 4.2 — Функции подсистем

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

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

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

.

Вероятность отказа ИП найдём по формуле (4.7):

Q_ип = 1 — Р_ип = 0,02.

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

.

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

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

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

Ln (P_общ) = -л_ИП? 10 000. (4.12)

Из формулы (4.12) получили интенсивность отказов:

л_ИП= 0,4.

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

1/ч.

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

ч.

Вероятность безотказной работы за 10 000 часов F1 для газоанализатора СМТ-30 найдём по формуле (4.4):

.

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

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

Рисунок 4.10 — Структурная схема для расчета надежностных характеристик функции F1 для СГОЭС Интенсивность отказов функции F1 для газоанализатора СГОЭС считаем по формуле (4.1):

1/ч.

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

ч.

Вероятность безотказной работы за 10 000 часов F1 для газоанализатора СГОЭС найдём по формуле (4.4):

.

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

Рисунок 4.11 — Структурная схема для расчета надежностных характеристик функции F2

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

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

ч.

Вероятность безотказной работы за 10 000 часов для функции F2 найдём по формуле (4.4):

.

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

Рисунок 4.12 — Структурная схема для расчета надежностных характеристик функции F3

Интенсивность отказов функции F3 считаем по формуле (4.1):

1/ч.

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

ч.

Вероятность безотказной работы за 10 000 часов F3 найдём по формуле (4.4):

.

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

Рисунок 4.13 — Структурная схема для расчета надежностных характеристик функции F4

Интенсивность отказов функции F4 считаем по формуле (4.1):

1/ч.

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

ч.

Вероятность безотказной работы за 10 000 часов F4 найдём по формуле (4.4):

.

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

Рисунок 4.14 — Структурная схема для расчета надежностных характеристик функции F5

Интенсивность отказов функции F5 считаем по формуле (4.1):

1/ч.

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

ч.

Вероятность безотказной работы за 10 000 часов F5 рассчитаем по формуле (4.4):

.

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

Рисунок 4.15 — Структурная схема для расчета надежностных характеристик функции F6

Интенсивность отказов функции F6 считаем по формуле (4.1):

1/ч.

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

ч.

Вероятность безотказной работы за 10 000 часов F6 рассчитаем по формуле (4.4):

.

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

Рисунок 4.16 — Структурная схема для расчета надежностных характеристик функции F7

Интенсивность отказов функции F7 считаем по формуле (4.1):

1/ч.

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

ч.

Вероятность безотказной работы за 10 000 часов F7 рассчитаем по формуле (4.4):

.

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

4.6 Анализ результатов расчёта Сравнительная зависимость вероятностей безотказной работы P (t) для сигнализатора СТМ-30 и оптического газоанализатора СГОЭС представлена на рисунке 4.17. Например, при работе датчиков в 40 000 ч, P (t) = 0,16 для СТМ-30, а для СГОЭС Р (t) = 0,4, что в 2 раза больше. Интенсивность отказов для всей системы контроля загазованности с оптическим датчиком меньше, чем с термохимическим.

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

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

Рисунок 4.18 — Сравнительная характеристика системы контроля загазованности Таблица 4.3 — Результаты расчётов показателей надёжности для подсистем с датчиком загазованности СМТ-30.

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

5. Охрана труда и техника безопасности

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

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

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

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

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

При монтаже, ремонте и эксплуатации рассмотренных в технической части первичных приборов и средств автоматизации системы измерения количества и показателей качества нефти может возникнуть целый ряд опасных факторов.

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

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

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

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

К основным причинам возникновения пожара относится следующее:

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

— короткое замыкание в цепях КИП и, А и их перегрев;

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

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

Таблица 5.1 — Характеристика вредных и взрывопожароопасных свойств нефти

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

Таблица 5.2 — Классификация помещений по взрывопожароопасности

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Применение предусмотренных проектом электроприводов Rotork и AUMA MATIC способствует уменьшению рабочих часов, проводимых оператором в помещении. В блоке измерения параметров качества нефти должна быть установлена система контроля загазованности, служащая для своевременного оповещения рабочего персонала о возникшей опасности отравления парами углеводородов нефти. Датчики загазованности устанавливаются по всему периметру помещения блока измерения параметров качества нефти. Система оповещения должна сигнализировать о достижении концентрации паров нефти значений, опасных для здоровья.

Работающее технологическое оборудование является источником повышенного шума и вибрации, что неблагоприятно воздействует на человека производящего наладку и установку средств автоматизации.

Весь обслуживающий персонал обеспечивается спецодеждой: куртка, брюки, рукавицы, обувь.

Помимо этого предусмотрены мероприятия:

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

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

Для выявления наличия паров вредных веществ в помещении блока измерения качества нефти должна быть установлена система контроля загазованности, служащая для своевременного оповещения рабочего персонала о возникшей опасности отравления парами углеводородов нефти. Датчики загазованности устанавливаются по всему периметру помещения блока измерения качества нефти. Система оповещения должна сигнализировать о достижении концентрации паров нефти значений, опасных для здоровья.

Для устранения последствий выделения паров углеводородов нефти в результате аварии или других непредвиденных случаев в помещении блока измерения качества нефти необходимо предусмотреть автоматическую систему вентиляции в соответствии с требованиями СНиП 41−01−2003 «Отопление, вентиляция и кондиционирование».

При работах, связанных с ликвидацией последствий аварии, необходимо обеспечить рабочий персонал соответствующими требованиям средствами индивидуальной и коллективной защиты.

5.2.3 Мероприятия по пожарной безопасности Мероприятия по пожарной безопасности разработаны в соответствии с нормативным документом ППБ-01−03 «Правила пожарной безопасности в Российской Федерации». Все первичные приборы контроля и регулирования, установленные по месту в блоке измерения качества нефти, должны быть выполнены в искробезопасном исполнении по ГОСТ Р 51 330.0−99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Общие требования» с маркировкой ЕхdЙЙАТЗ (взрывонепроницаемая оболочка) и ЕхiЙЙАТЗ (искробезопасная цепь). Допускается использование электрооборудования с маркировкой группы ЙЙВ или ЙЙС и с более высоким температурным классом.

В качестве первичных средств пожаротушения для предупреждения распространения огня по помещению применяют огнетушители марки ОУ-8. Первичные средства пожаротушения (ящики с песком, кошма, огнетушители, пожарные щиты) установлены в местах и количествах, согласованных с местными органами МЧС в соответствии с «Нормами первичных средств пожаротушения на объектах нефтяной промышленности». К зданию узла учета нефти предусмотрены пожарные проезды.

Система пожарной сигнализации должна обеспечивать надежную охрану объектов и своевременное оповещение дежурного персонала о возникновении пожара.

К электрооборудованию, находящемуся в помещении узла учета, предъявляются следующие требования пожарной безопасности в соответствии с ППБ-01−03:

запрещается использовать электрические аппараты и приборы, в условиях, не соответствующих рекомендациям предприятий изготовителей или имеющих неисправности, которые могут привести к пожару, а также эксплуатировать провода и кабели с поврежденной или потерявшей защитные свойства изоляцией;

— контрольно-измерительная и защитная аппаратура, вспомогательные электродвигатели и аппараты управления должны иметь степень защиты, которая соответствует классу зоны, а также должны иметь аппараты защиты от коротких замыканий и перегрузок;

— смазочные материалы хранятся только в специальных металлических лотках с плотно закрывающимися крышками, промасленная ветошь собирается только в специально отведенные для этого места.

В помещениях с ровными потолками устанавливаются дымовые извещатели по одному на каждые 70 м² площади.

Предусмотрены следующие противопожарные мероприятия:

— процесс измерения количества и качества нефти продукции полностью герметизирован, что предотвращает утечки и разлив агрессивной рабочей среды, выделение газа и создание взрывоопасных концентраций;

— способы канализации электроэнергии для взрывои пожароопасных наружных установок приняты в зависимости от их класса и по степени пожароопасности и взрывоопасности согласно ПУЭ;

— молниезащита и защита от статического электричества оборудования, аппаратов и аппаратуры присоединением их к заземляющим устройствам;

— кабели для внутренних электропроводок, силовых сетей и сетей освещения выбраны с учетом предельно допустимого нагрева и подобраны с изоляцией, рассчитанной на напряжение до 500 В для переменного тока;

— сигнализация наличия пожара в БИК тепловым извещателем ИП101−4 и предусмотрена установка ручного пожарного извещателя ИП 535 «Гарант» при входе в блок-бокс БИК.

На наружное пожаротушение проектируемых объектов необходим расход воды 15 л/с с ближайших пожарных гидрантов.

5.3 Расчет освещенности операторной Для освещения рабочего места оператора и щитов управления используются светильники типа УСП-35 с двумя люминисцентными лампами типа ЛБ-40. Необходимо рассчитать удовлетворяет ли существующая освещенность установленным нормам. Схема помещения операторной изображена на рисунке 5.1.

Основным методом расчета общего равномерного освещения является метод коэффициента использования светового потока. Суть метода заключается в следующем: определяется освещенность, если известны тип и количество используемых ламп. Затем подсчитанная освещенность сравнивается с нормированной освещенностью Е_н.

Согласно СНиП 23−05−95 освещение, Е_н = 100 лк (норма освещенности для помещения щитов при постоянном пребывании людей в помещении, с наблюдением за щитом на расстоянии более 0,5 м).

Рисунок 5.1 — Схема помещения операторной Определение освещенности Е производится по следующей формуле:

(5.1)

где Ф_с — световой поток одной лампы, лм;

n — количество ламп, шт;

N — количество светильников, шт;

j — коэффициент затемнения;

y — коэффициент использования светового потока. Это отношение потока, подающего на расчетную поверхность, к суммарному потоку всех ламп;

S — освещаемая площадь, м;

к — коэффициент запаса, учитывающий снижение освещенности вследствие старения ламп, запыления ламп, светильников, загрязнения отражающих поверхностей помещения;

z — коэффициент минимальной освещенности. Это отношение средней освещенности к минимальной.

Исходные данные для расчета:

— А = 8 м;

— В = 5 м;

— Н = 3 м;

— Ф_п = 3120 лм — номинальный световой поток лампы ЛБ-40;

— k = 1,4;

— z = 1,1;

— y=0,45;

— j=0,8;

— n = 2 шт — число светильников типа УСП-35 с двумя люминисцентными лампами типа ЛБ-40 в ряду;

— с_п = 70%;

— с_с = 50%;

— с_р = 10%;

— h_p = 0,8 м.

Необходимо определить норму освещённости помещения операторной.

Для помещения операторной уровень освещённости над полом (d) составляет 0,8. Тогда высота подвеса светильников вычисляется по формуле:

h = H-d. (5.2)

Рассчитаем освещенность операторной следующим с методом:

По формуле (5.2) находим расчетную высоту h:

h = 3−0,8=2,2.

Для светильников типа УСП-35 наивыгоднейшее отношение расстояний между рядами светильников (L) к высоте светильников (h):

v = L/h, (5.3)

где v = 1,4. Тогда расстояние между рядами светильников вычисляется по формуле:

L = v? h, (5.4)

L = 1,4?2,2=3,08.

Округляем до 3 м.

Число рядов светильников вычисляется по формуле:

(5.5)

.

Освещённость определяется по формуле:

.

Сравнивая расчетное значение освещенности Е = 145,87 лк с нормой освещенности Е_н = 100 лк видим, что освещенность в помещении больше нормы, а значит удовлетворяет нормам.

качество нефть автоматизация загазованность

6. Оценка экономической эффективности внедрения оптического газоанализатора

6.1 Сущность и методика расчета экономической эффективности инвестиций Термин «инвестиции» происходит от латинского слова «invest», что означает «вкладывать».

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

На предприятии выделяют две группы инвестиций: реальные и портфельные. Портфельные (финансовые) инвестиции — вложения в ценные бумаги и денежные активы. Реальные инвестиции можно свести к следующим основным группам: инвестиции в повышение эффективности, инвестиции в расширение производства, инвестиции в новые производства, инвестиции ради удовлетворения требований государственных органов управления.

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

Анализ эффективности инвестиционного проекта основывается на моделировании денежных потоков, складывающихся в течении всего срока жизни проекта.

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

Необходимо различать понятия: экономическая эффективность и экономический эффект. Под экономическим эффектом в общем случае понимается величина экономии затрат в рублях в результате осуществления какого-либо мероприятия или их совокупности. Под экономической эффективностью понимается относительная величина, получаемая в результате сопоставления экономического эффекта с затратами, вызвавшими этот эффект.

Денежный поток (поток реальных денег) складывается из всех притоков и оттоков денежных средств в некоторый момент времени (или на некотором шаге расчета).

Приток денежных средств равен величине денежных поступлений на соответствующем шаге. Отток равен затратам на этом шаге. Срок жизни проекта должен охватывать весь жизненный цикл разработки и реализации проекта вплоть до его прекращения.

Для оценки эффективности инвестиционных проектов применяется метод дисконтированной оценки, который базируется на учете временного фактора. Данный метод учитывает временной фактор с позиции стоимости денег в будущем. Данный метод учитывает временной фактор с позиции стоимости денег в будущем. В соответствии с методическими рекомендациями оценка эффективности инвестиционных проектов предусматривает расчет следующих показателей:

— чистый дисконтированный доход (ЧДД);

— индекс доходности инвестиций (ИД);

— внутренняя норма доходности (ВНД);

— срок окупаемости инвестиций (СО).

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

Норма дисконта отражает возможную стоимость капитала, соответствующую возможной прибыли инвестора, которую он мог бы получить на ту же сумму капитала, вкладывая его в другом месте, при допущении, что финансовые риски одинаковы для обоих вариантов инвестирования.

Если рассчитанный ЧДД положителен, то прибыльность инвестиций выше нормы дисконта и проект следует принять. Если ЧДД равен нулю, то прибыльность равна норме дисконта. Если ЧДД меньше нуля, то прибыльность инвестиций ниже нормы дисконта и от этого проекта следует отказаться.

Важнейшим показателем эффективности инвестиционного проекта является чистый денежный доход (другие названия ЧДД — интегральный экономический эффект, чистая текущая приведенная стоимость, чистая текущая стоимость, Net Present Value, NPV) — накопленный дисконтированный эффект за расчетный период. ЧДД рассчитывается по следующей формуле:

ЧДД=, (6.1)

Где П_t — чистая прибыль, полученная в t-ом году от реализации инвестиционного проекта;

А_t — амортизационные отчисления в t-ом году;

К_t — инвестиции, необходимые для реализации проекта в t-ом году;

Е — норма дисконта (является экзогенно задаваемым основным экономическим нормативом) — это коэффициент доходности инвестиций;

— коэффициент дисконтирования в t-ом году, позволяет привести величины затрат и прибыли на момент сравнения (t).

Метод чистого дисконтированного дохода метод дает ответ лишь на вопрос, способствует ли анализируемый вариант инвестирования росту ценности фирмы или богатства инвестора вообще, но никак не говорит об относительной мере такого роста. А эта мера всегда имеет большое значение для любого инвестора. Для восполнения такого пробела используется иной показатель — метод расчета рентабельности инвестиций.

Индекс доходности дисконтированных инвестиций (другие названия — ИД, рентабельность инвестиций, Profitability Index, PI) — отношение суммы дисконтированных элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине дисконтированной суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности. ИД равен увеличенному на единицу отношению ЧДД (NPV) к накопленному дисконтированному объему инвестиций.

Формула для определения ИД имеет следующий вид:

. (6.2)

Если ИД > 1 — проект эффективен. Если ИД < 1 — проект неэффективен.

Индекс доходности является относительным показателем, что позволяет осуществлять выбор одного проекта из ряда альтернативных, имеющих приблизительно одинаковое значение ЧДД.

Внутренняя норма доходности (другие названия — ВНД, внутренняя норма дисконта, внутренняя норма прибыли, внутренний коэффициент эффективности, Internal Rate of Return, IRR).

Внутренней нормой доходности называется такое положительное число Ев, что при норме дисконта Е=Е_в ЧДД проекта обращается в 0, при всех больших значениях Е — отрицательна, при всех меньших значениях Е — положительна. Если не выполнено хотя бы одно из этих условий, считается, что ВНД не существует.

ВНД определяется из равенства:

. (6.3)

Величина ВНД, найденная из этого равенства, сравнивается с заданной инвестором величиной дохода на капитал (Е_н). Если Е_вн? Е_н — проект эффективен. Смысл расчета этого коэффициента при анализе эффективности планируемых инвестиций заключается в следующем: ВНД показывает максимально допустимый относительный уровень расходов при реализации проекта.

На практике любое предприятие финансирует свою деятельность. За пользование авансированными финансовыми ресурсами предприятия уплачивают проценты, дивиденды, вознаграждения и т. п., то есть несут определенные обоснованные расходы на поддержание своего экономического потенциала. Показатель, характеризующий относительный уровень этих расходов, называют «ценой» авансированного капитала (СС). Этот показатель характеризует минимум возврата на вложенный в деятельность предприятия капитал, его рентабельность.

Для инвестиций справедливо утверждение о том, что чем выше норма дисконта (Е), тем меньше величина интегрального эффекта (NPV), что как раз и иллюстрирует рисунок 6.1.

Как видно из рисунка 6.1, ВНД — это та величина нормы дисконта (Е), при которой кривая изменения ЧДД пересекает горизонтальную ось, т. е. ЧДД оказывается равным нулю.

Рисунок 6.1 — Зависимость величины ЧДД от уровня нормы дисконта Е Экономический смысл этого показателя заключается в следующем:

— если ВНД > СС, то проект следует принять;

— если ВНД < СС, то проект следует отклонить;

— если ВНД = СС, то проект ни прибыльный, ни убыточный.

Если при решении равенства (6.3) функция ВНД имеет несколько корней, то данный критерий неприменим.

Сроком окупаемости инвестиций с учетом дисконтирования называется продолжительность периода от начального момента до момента окупаемости с учетом дисконтирования.

Начальный момент указывается в задании на проектирование. Момент окупаемости — это тот наиболее ранний момент, когда поступления от производственной деятельности предприятия начинают покрывать затраты на инвестиции.

Алгоритм расчета срока окупаемости Т_ок зависит от равномерности распределения прогнозируемых доходов от инвестиций. Если доход распределен по годам равномерно, то срок окупаемости рассчитывается делением единовременных затрат на величину годового дохода, обусловленного ими.

Если доход по годам распределен неравномерно, то срок окупаемости рассчитывается прямым подсчетом числа лет, в течение которых инвестиции будут погашены кумулятивным доходом.

Используя показатель срока окупаемости (Т_ок) при анализе, следует обратить внимание на ряд его недостатков:

— не учитывает влияния доходов последних периодов;

— не обладает свойством аддитивности;

— не делает различия между проектами с одинаковой суммой кумулятивных доходов, но различным распределением их по годам, если при расчете срока окупаемости использовать не дисконтированные величины.

Чистым доходом называется накопленный эффект за расчетный период (сальдо денежного потока).

Потребность в дополнительном финансировании (ПФ) — максимальное значение абсолютной величины отрицательного накопительного сальдо от инвестиционной и операционной деятельности. Величина ПФ показывает минимальный объем внешнего финансирования проекта, необходимый для обеспечения его финансовой реализуемости. Поэтому ПФ называют еще капиталом риска.

Индекс доходности затрат — отношение суммы денежных притоков (накопительных поступлений) к сумме денежных оттоков (накопленным платежам).

Индекс доходности инвестиций — отношение суммы элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности.

6.2 Характеристика объекта внедрения Темой дипломного проекта является автоматизация системы измерения количества и показателей качества нефти НГДУ «Туймазынефть» и рассматривается внедрение оптического газоанализатора. Для доказательства целесообразности его внедрения в СИКН нужно оценить экономическую эффективность.

Внедрение оптического газоанализатора позволит сократить затраты на ремонт и обслуживание оборудования, а так же уменьшит вероятность возникновения аварийных ситуаций на СИКН, которые могут потребовать больших затрат на восстановление работоспособности всей системы.

Выход из строя сигнализатора СТМ-30 при больших концентрациях горючих газов, низкое быстродействие, уменьшение чувствительности вследствие этого постоянная регулировка нуля и калибровка в составе измерительной аппаратуры. Все эти недостатки компенсируются оптическим датчиком Оптические газоанализаторы обеспечивают функционирование на протяжении более 10 лет, они наиболее современные и надёжные.

Определим экономический эффект от внедрения оптического газоанализатора в блок-боксе БИК СИКН НГДУ «Туймазынефть».

6.3 Расчёт экономической эффективности проекта

6.3.1 Расчет капиталовложений К капитальным вложениям относятся затраты на приобретение оборудования, монтаж и наладку приборов. Стоимостные показатели предоставлены плановым отделом приведены в таблице 6.1.

Объём капиталовложений рассчитывается по формуле:

КВ = З_об + З_пнр + З_смр, (6.4)

где К — объём капиталовложений, тыс. руб;

З_об — затраты на оборудование, тыс. руб;

З_пнр — затраты на пуско-наладочные работы (ПНР), тыс. руб;

З_смр — затраты на строительно-монтажные работы (СМР), тыс. руб.

Капитальные вложения должны учитывать транспортные и монтажные расходы, которые определяются в процентах от стоимости приборов и средств автоматизации.

Капитальные вложения также приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 — Капитальные вложения на средства автоматизации

КВ = 67,72 тыс. руб. Данный укрупненный показатель стоимости включает в себя приобретение, установку, подключение газоанализатора.

6.3.2 Формирование эксплуатационных затрат Годовые эксплуатационные затраты, связанные с обслуживанием и эксплуатацией приборов, средств или систем автоматизации, рассчитываются по следующей формуле:

(6.5)

где З_вспом — затраты на вспомогательные материалы;

З_рем — затраты на ремонт;

З_обор — затраты на обслуживание оборудования, т. е. на заработную плату работника (работников), занимающегося обслуживанием;

З_ам — амортизационные отчисления по приборам, средствам _автоматизации, внедряемому оборудованию;

З_пр — прочие затраты.

Затраты на вспомогательные материалы составляют 20% от стоимости капитальных вложений:

(6.6)

З _вспом= 0,2?67,72 =13,54 тыс. руб.

Затраты на ремонт оборудования составляют 25% от капитальных вложений:

(6.7)

З_р = 0,25?95 = 16,93 тыс. руб.

Затраты на амортизацию составляют 10% от капитальных вложений, так как эксплуатационный срок оборудования 10 лет:

(6.8)

где Н_а — норма амортизации.

З_ам=67,72?0.1=6,8 тыс. руб.

Затраты на содержание и эксплуатацию оборудования составляют 40% от капитальных вложений:

З_обор = 0,4? КВ. (6.9)

З_обор= 0,4?67,72= 27,1 тыс. руб.

Затраты системы на потребление электроэнергии составляют:

З_пот = W_у· Т_р·S_э, (6.10)

Где W_y — установленная электромощность, 5 кВт;

T_p — число рабочих часов, (24· 365 = 8760);

S_э — тариф на электроэнергию, руб./кВт· ч (2,76).

Из формулы (6.10) имеем:

З_пот =365?24?5?2,76=120,9 тыс. руб.

Величина прочих затрат принимается равной 25% от суммы других затрат:

З_пр =0,25? (3_вспом+3_рем+3_обор+3_ам+3_пот), (6.11)

З_пр =0,25? (13,54+16,93+27,1+6,8+120,9)=46,32 тыс. руб.

Результаты расчета эксплуатационных затрат представлены в табл. 6.2.

Таблица 6.2 — Текущие затраты при использовании оптического газоанализатора

6.3.3 Формирование выгод от проекта После внедрения оптического газоанализатора экономическая эффективность определяется по формуле:

Э=(Ц-С)· Qн-Зр, (6.12)

где Ц — оптовая цена предприятия на продукцию;

С — себестоимость дополнительно полученной продукции;

Q_н — объем дополнительно добытой продукции.

Э=(24−21)*138−16,93=397,07 тыс. руб.

Экономия затрат на ремонт оборудования при своевременном обнаружении аварийной ситуации:

(6.13)

где — затраты на ремонт, =16,93 тыс. руб;

— коэффициент аварийного ремонта, =0,35;

— коэффициент обнаружения места аварии, =0,95.

Тогда по формуле 6.13 получим Э_р1:

Э_р1=16,93?0,35?0,95=5,63 тыс. руб.

Исходные данные для расчета экономического эффекта приведены ниже в таблице 6.3.

Таблица 6.3 — Исходные данные для расчета экономического эффекта

При расчете экономической эффективности инвестиционного проекта расчетный период Т складывается из времени внедрения объекта в производство, которое принимается равным одному году, и времени эксплуатации объекта, которое составляет 10 лет. Результаты расчета налога на имущества заносим в таблицу 6.4.

Проводим расчеты экономической эффективности проекта для всех расчетных годов по приведённым формулам, а результаты вычислений заносим в таблицу 6.5. Коэффициенты дисконтирования рассчитываем исходя из стоимости капитала для предприятия равной 14%.

По результатам расчета экономической эффективности построим финансовый профиль инвестиционного проекта для определения срока окупаемости (рисунок 6.2). Изменение денежных потоков наличности изображено на рисунке 6.3.

Как видно из рисунка 6.2, срок окупаемости проекта составляет около 5 месяцев.

Внутреннюю норму доходности определим по графику на рисунке 6.4.

Таблица 6.4 — Расчет налога на имущество

Таблица 6.5 — Расчет эффективности проекта

Рисунок 6.2 — Финансовый профиль проекта Рисунок 6.3 — Изменение денежных потоков наличности Рисунок 6.4 — Определение внутренней нормы доходности

Как видно из рисунка 6.4 внутренняя норма доходности данного проекта равно примерно 144%.

Обобщающие экономические показатели эффективности проекта приведем в таблице 6.6.

Таблица 6.6 — Эффективность проекта

Давая оценку эффективности внедрения оптического газоанализатора можно сделать вывод, что данный проект целесообразен. Окупается за довольно короткий срок, при этом дает хороший прирост в бюджете организации.

Заключение

В дипломном проекте была рассмотрена СИКН НГДУ «Туймазынефть». Она используется для проведения учётно-расчётных операций при транспортировке нефти. Её основной задачей является определения качественных показателей нефти с наибольшей точностью, поэтому основное внимание было уделено автоматизации блока измерения качества нефти. Представлены структурная и функциональная схемы автоматизации. Более подробно раскрыты принципы работы поточного влагомер Phase Dynamics, счётчика турбинный МИГ, а так же сигнализатора загазованности СТМ-30.

Для обеспечения нормальной и безаварийной работы система автоматизации должна быть надёжной. По влиянию на промышленную безопасность система контроля загазованности обладает наивысшим приоритетом и надёжность её работы должна быть достаточно высокой. Поэтому была предложена замена термохимического сигнализатора на оптический датчик загазованности. Был проведён сравнительный анализ, рассчитаны показатели надёжности для датчиков и для системы контроля загазованности. В результате чего было выявлено, что по техническим характеристикам оптический датчик СГОЭС-М является наиболее точным, современным и надёжным. Предложенная замена оптического датчика СГОЭС-М в системе контроля загазованности повысит точность обнаружения довзрывоопасных концентраций углеводов в блок-боксе БИК и уменьшит вероятность возникновения аварийных ситуаций.

Для обеспечения безопасности производства при монтаже и эксплуатации средств автоматизации в СИКН были рассмотрены все необходимые меры по обеспечению безопасности труда и техники безопасности.

Экономически проект является эффективным, так как срок окупаемости составит 5 месяцев и даст выгоду в размере 397,07 тыс. руб.

Список использованных источников

1 Инструкция по эксплуатации системы измерения количества и показателей качества нефти нефтегазодобывающего управления «Туймазынефть». — Уфа, 2003. — 70 с.

2 Инструкция по эксплуатации системы обработки информации СИКН НГДУ «Туймазынефть». — Уфа, 2003. — 29 с.

3 Техническое описание контроллера расхода FloBoss S600

4 Инструкция по эксплуатации контроллеров ControlLogix

5 Инструкция по эксплуатации поточных влагомер Phase Dynamics

6 Руководство по эксплуатации турбинных преобразователей расхода МИГ 7 Руководство по эксплуатации сигнализаторов СТМ-30

8 Руководство по эксплуатации газоанализатора СГОЭС-М

9 Дружинин, Г. В. Надёжность автоматизированных систем / Г. В. Дружинин. — М.: Энергия, 1977. — 536 с.

10 ГОСТ 12.0.003−74 (99) «ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация» — Введен 01.01.1976. М.: Госстандарт, 1999. — 4 с.

11 ГОСТ 12.0.004. — 90 (99). «ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения» — Введен 01.07.1991. М.: Госстандарт, 1999. — 17 с.

12 ГОСТ 12.1.005. — 88 (91). «ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны» — Введен 01.01.1989. М.: Госстандарт, 1999. — 14 с.

13 Закон РФ «Об инвестиционной деятельности в Российской Федерации, осуществляемой в форме капитальных вложений» от 25.02.1999 г. № 39-ФЗ

14 Методические рекомендации по экономическому обоснованию дипломных проектов (для студентов специальности 14.06.04 «Электропривод и автоматика промышленных установок и технологических комплексов», 22.03.01 «Автоматизация технологических процессов и производств») / Под редакцией Бирюковой В. В. — Уфа: УГНТУ, 2008. — 30 с.