Автоматизация технологического процесса производства бензина на Миннибаевском ГПЗ

2. Химические:

· повышенное содержание в воздухе рабочей зоны двуокиси углерода, озона, аммиака, фенола и формальдегида, паров бензина.

3. Психофизиологические:

· напряжение зрения и внимания;

· интеллектуальные и эмоциональные нагрузки;

· длительные статические нагрузки, монотонность труда;

· большой объем информации обрабатываемой в единицу времени.

Обеспечение условий высокопроизводительного и безопасного труда заключается в организации рабочего места и создании нормальных условий труда. При этом должны быть предусмотрены меры по предупреждению или снижению утомляемости работников производства. Основными параметрами, характеризующими условия труда, являются микроклимат, освещённость, шум, вентиляция, вибрация и излучение видеотерминалов.

4.4.1 Микроклимат производственных помещений

Работа инженера-проектировщика относится к категории работ I-a, к которой относятся работы с интенсивностью энергозатрат до 120 ккал/ч (до 120 Вт), производимые сидя и сопровождающиеся незначительным физическим напряжением. Оптимальные параметры микроклимата для этой категории работ приведены в таблице 4.2. [27]

Таблица 4.2 - Оптимальные и допустимые значения характеристик микроклимата СанПиН 2.2.4.548-96.

Период года	Температура, °С	Температура поверхностей, °С	Относительная влажность, %	Скорость движения воздуха, м/с
Холодный и переходный	22-24	21-25	40-60	до 0,1
Тёплый	23-25	22-26	40-60	0,1-0,2

Для обеспечения нормальных метеорологических условий и поддержания теплового равновесия между телом человека и окружающей средой проводится ряд мероприятий: в теплое время года для удаления избыточного тепла и влаги используется кондиционер, в холодное время года вводится система центрального отопления.

Размеры кабинета, в операторной где находится рабочее место работника, составляют: длина 2,5 м, ширина 3 м, высота 4 м. Общая площадь равна 7,5 кв.м. В помещении работает 1 сотрудник, на которого приходится 30 м3, что соответствует санитарным нормам [29], согласно которым для одного работника ВЦ должны быть предусмотрены площадь величиной не менее 6 м2 и объем не менее 20 м3.

4.4.2 Влияние шума

Одним из неблагоприятных факторов, воздействующих на оператора ЭВМ в рабочее время, является шум. В результате происходит снижение производительности труда, увеличивается брак в работе, создаются предпосылки к возникновению несчастных случаев. Неблагоприятное действие шума на человека зависит не только от уровня звукового давления, но и от частотного диапазона шума (наиболее важный для слухового восприятия интервал от 45 до 10000 Гц), а также от равномерности воздействия в течение рабочего времени.

Нормирование уровней шума в производственных условиях осуществляется по ГОСТ 12.1.003-83 (шум, общие требования безопасности). Согласно данному ГОСТу, при выполнении основной работы на ПЭВМ, уровень шума на рабочем месте не должен превышать 50 дБ.

В таблице 4.3. приведены предельно допустимые уровни звукового давления, уровни звука и эквивалентные уровни звука для основных наиболее типичных видов трудовой деятельности и рабочих мест.

Таблица 4.3 - Предельно допустимые уровни звукового давления

Уровни звукового давления в октавных полосах со среднегеометрическими частотами	Уровни звука в дБ
31,5 Гц	63 Гц	125 Гц	250 Гц	500 Гц	1000 Гц	2000 Гц	4000 Гц	8000 Гц
86 дБ	71 дБ	61 дБ	54 дБ	49 дБ	45 дБ	42 дБ	40 дБ	38 дБ	50 дБ

Способы снижения уровня шума.

1. Подавление шума в источниках.

2. Звукоизоляция и звукопоглощение.

3. Увеличение расстояния до источника шума.

4. Размещение в помещениях штучных звукопоглощателей.

5. Рациональный режим труда и отдыха.

6. Сокращение времени нахождения в шумовых условиях.

7. Статическая и динамическая балансировка деталей.

4.4.3 Искусственное освещение

К современному производственному освещению, в том числе освещению помещения, предъявляются высокие требования как гигиенического, так и технико-экономического характера. Правильно спроектированное и выполненное освещение обеспечивает высокий уровень работоспособности, оказывает положительное психологическое воздействие на работников производства, содействует повышению производительности труда.

Искусственное освещение в помещениях эксплуатации ПЭВМ осуществляется системой общего равномерного освещения. Освещенность на поверхности стола в зоне размещения рабочего документа должна быть 300 - 500 лк, также допускается установка светильников местного освещения для подсветки документов, но с таким условием, чтобы оно не создавало бликов на поверхности экрана и не увеличивало освещенность экрана более чем на 350 лк. Класс освещенности оптимальный.

4.4.4 Электробезопасность

Для предотвращения возникновения и распространения пожара предусмотрен ряд мероприятий по электробезопасности, таких как, применение кабелей с оболочкой, не поддерживающей горение по ГОСТ-12176, выполнение заземления оборудования, обеспечивающее безопасность обслуживания персонала при эксплуатации и ремонте, молниезащита объекта и пр.

Объекты энергосбережения должны обслуживаться энерготехническим персоналом, имеющим соответствующую группу допуска. Напряжение на электрооборудование должно подаваться и сниматься дежурным электроперсоналом по указанию ответственного за эксплуатацию этого оборудования или старшего по смене. При возгорании электрооборудования, напряжение с него должно быть снято.

При проведении работ в местах, где возможно образование взрывоопасных смесей паров и газов с воздухом, запрещается применение ручных инструментов из стали во избежание искр от ударов. В этих случаях применяют инструменты из металла, не дающего при ударе искр. Режущий стальной инструмент обильно смазывают консистентными смазками (солидолом, тавотом).

Задвижки системы пожарной защиты объекта запитываются со щита станции управления, расположенного в электрощитовой, имеющей I категорию надежности по электроснабжению.

Необходимо не реже одного раза в год производить измерение сопротивления изоляции проводки, так как неисправная изоляция может привести к возникновению пожара или к поражению током персонала. Изоляция кабеля сети питания 220 В должна выдерживать без пробоя действие испытательного напряжения 750 В в течение одной минуты, сопротивление изоляции кабеля должно быть не менее 500 кОм. В качестве дополнительных защитных средств оператором могут быть использованы резиновые диэлектрические коврики.

4.4.5 Пожарная безопасность помещений

Помещения в зависимости от характеристики используемых в производстве веществ и их количества, по пожарной и взрывной опасности подразделяются на категории А, Б, В, Г, Д.

Наше помещение и здание относится к категории «Д» по степени пожарной опасности, так как в нем отсутствует обработка пожароопасных веществ, отсутствуют источники открытого огня. А стены здания и перекрытия выполнены из трудно сгораемых и несгораемых материалов (кирпич, железобетон, и др.).

При неправильной эксплуатации и несоблюдение правил техники безопасности, может произойти короткое замыкание электрической сети, которое повлечет возгорание и возможное уничтожение всего подключенного электрооборудования. Система вентиляции, в таком случае, может стать источником распространения возгорания.

Возможные причины возгораний:

- наличие горючей пыли;

- короткие замыкания;

- перегрузка сетей, которая ведет к сильному нагреву токоведущих частей и возгоранию изоляции;

- запуски оборудования после ненадлежащего ремонта и пр.

Для исключения причин необходимы - правильный выбор, монтаж и соблюдение установленного режима эксплуатации электрических сетей, дисплеев и других электрических средств автоматизации. Требуется проводить противопожарные мероприятия при устройстве электропроводок, оборудования, систем отопления, вентиляции и освещения. Во всех помещениях руководящего персонала установлены углекислотные огнетушители типа ОУ-2, на входных дверях приведены планы эвакуаций в случае пожара, и на досягаемом расстоянии находится пожарный щит.

Кроме устранения самих очагов пожаров, необходимо быстро и без лишней паники организовывать эвакуацию людей.

4.4.6 Охрана окружающей среды

Защита окружающей среды - это комплексная проблема, требующая усилий всего человечества. Наиболее активной формой защиты окружающей среды от вредного воздействия выбросов промышленных предприятий является полный переход к безотходным и малоотходным технологиям и производствам. Это потребует решения целого комплекса сложных технологических, конструкторских и организационных задач, основанных на использовании новейших научно-технических достижений.

Одно из основных составляющих этого комплекса на Миннибаевском ГПЗ является установка очистки газа от сероводорода, благодаря которой производится утилизация и переработка высокосернистого нефтяного газа. Благодаря этой установке, управление «Татнефтегазпереработка» ОАО «Татнефть» решает серьезную экологическую задачу.

При разработке любых автоматизированных систем возникает необходимость утилизировать производственные отходы, в качестве которых в данном случае выступают бумажные отходы (макулатура) и неисправные детали персональных компьютеров, плат, контроллеров. Бумажные отходы передаются в соответствующие организации для дальнейшей переработки во вторичные бумажные изделия. Неисправные комплектующие персональных компьютеров передаются организациям, занимающимся переработкой отходов.

Также в ходе производства возникает необходимость отводить сточные воды. Они передаются организации, занимающейся очисткой сточных вод, по специальному изолированному трубопроводу. Если сточные воды не соответствуют требованиям принимающей организации, то организовывается их очистка в пределах предприятия с помощью специальных очистных сооружений.

4.5 Мероприятия обеспечения безопасной эксплуатации пункта налива автомобильного бензина в цистерны

1. Предусмотрена автоматизированная герметичная система налива бензина в автоцистерны, для чего устанавливаются измерительные комплексы АСН-10ВГ-2/2.

2. Отвод паров во время налива осуществляется в закрытую систему (в уравнительную линию резервуаров для хранения бензина на складе готовой продукции).

3. В составе измерительных комплексов имеются блоки управления (в каждом комплексе по 2 блока управления), которые обеспечивают сбор необходимых данных по отпуску продукта оператором-наливщиком на посту налива и управление режимами налива (как по месту, так и из отдельно стоящего ПУ) с помощью управляющего контроллера (с цифровыми индикаторами отображения информации о выданной дозе продукта).

4. Для исключения ошибки оператора в случае неправильно заданной дозы на наливном наконечнике стояка установлен датчик предельного уровня (ДПУ) бензина, который дает команду на прекращение налива без участия оператора.

5. Для налива бензина в блоке поста налива измерительного комплекса предусмотрен стояк с шарнирными устройствами.

6. Наливной наконечник стояка выполнен из не искрящего материала, исключающего искрообразование при соударениях с котлом цистерны.

7. Во избежание разбрызгивания струи продукта в начале операции налива автоматически включается малый расход, на котором в выходном отверстии наливного наконечника обеспечивается скорость продукта менее 1 м/сек в течение отпуска 15 % заданной дозы.

8. Предусмотрены меры, обеспечивающие полное освобождение наливной трубы от продукта и исключающие его пролив на цистерну после окончания налива.

9. Для сбора остатков продукта с наливного стояка при извлечении его из автоцистерны предусматривается противокапежное устройство (каплесборник), продукт из которого дренируется в подземную емкость Е-1.

10. Предусматривается установка сигнализаторов довзрывных концентраций у каждого измерительного комплекса - 3 шт. со звуковой и световой сигнализацией в помещении управления и по месту.

11. При превышении концентрации паров бензина более 20 % «НКПВ» дается предупредительный сигнал, а при концентрации паров бензина 50 % «НКПВ» - аварийный с автоматическим отключением работающих насосов измерительных комплексов.

12. Ликвидация аварийной ситуации производится в соответствии с «Планом локализации аварийных ситуаций», который имеется на предприятии.

13. Измерительные комплексы для автоматизированного налива бензина размещены на наружной установке в поддоне, огражденном бортиком с устройством на въездах и выездах пандусов.

14. Над измерительными комплексами предусмотрен общий навес для защиты от атмосферных осадков. Конструкция навеса выполнена из негорючих материалов.

15. Комплексы для налива бензина оборудованы шлагбаумами со светофорами для предотвращения выезда заполненных бензином автоцистерн с опущенными в их горловины наливных устройств.

16. Всё электрооборудование и вентиляционная арматура, размещенные в зоне В-1г, имеют взрывозащищенное исполнение, соответствующее категории и группе взрывоопасных смесей (бензина).

17. Насосы, входящие в состав блоков гидравлики измерительных комплексов, имеют дистанционное отключение с контроллера на площадке оператора- наливщика и из ПУ.

18. В случае аварийной разгерметизации системы налива, например - автоцистерны - останавливаются работающие насосы блоков гидравлики (БГ), закрывается клапан-отсекатель, установленный в БГ на трубопроводе подачи бензина на налив с целью максимального снижения выбросов в окружающую среду горючего и взрывоопасного продукта - бензина. Время срабатывания отсечного клапана не более 12 сек. Затем полностью отключается пункт налива бензина с помощью электрозадвижки Э-4 на входе бензина на пункт налива.

19. Управление электрозадвижками Э-1, Э-2, Э-3, установленными на складе готовой продукции на входе и выходе автомобильного бензина в (из) резервуар (а) и на газоуравнительной линии, предусматривается из ПУ установки производства автомобильного бензина. В ПУ предусмотрен световой сигнал «включено» и «выключено».

20. Для сбора бензина при опорожнении каплесборников, блоков гидравлики измерительных комплексов перед ремонтом, для сбора аварийных проливов с поддона, в случае аварийной разгерметизации автоцистерны за пределами поддона устанавливается подземная емкость объемом 10 м3 с расчетным давлением 0,8 МПа. Из подземной емкости бензин азотом передавливается в резервуар склада готовой продукции. Емкость снабжена сигнализаторами предельного верхнего уровня от двух независимых датчиков измерителей уровня.

4.6 Обеспечение рабочих средствами индивидуальной защиты

Для работников производства автомобильного бензина средства индивидуальной защиты предусмотрены в соответствии с «Типовыми отраслевыми нормами бесплатной выдачи специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты работников автомобильного транспорта и шоссейных дорог» (приложение № 8 к постановлению Минтруда РФ от 16.12.97г. № 63) и «Типовыми отраслевыми нормами бесплатной выдачи специальной одежды, специальной обуви и др. средств индивидуальной защиты работникам нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности» (приложение № 2 к постановлению Минтруда РФ от 26.12.97г. № 67 п.420 - слесарь по эксплуатации и ремонту газового оборудования).

Нормы выдачи средств индивидуальной защиты работникам установки производства автомобильного бензина представлены в таблице 4.4.

компаундирование товарный бензин токсичный

Таблица 4.4 - Нормы выдачи СИЗ работникам УПТБ

№ п/п	Профессия (должность)	Наименование средств индивидуальной защиты	Норма выдачи на год
1.	Старший оператор	Костюм х/бумажный (комбинезон) Рукавицы со специальной пропиткой по ТУ38.105546-73 Кожаные ботинки Защитные очки Противогаз На наружных работах зимой дополнительно: - куртка на утепляющей прокладке;- брюки на утепляющей прокладке; - валенки На наружных работах в остальное время года дополнительно: - плащ непромокаемый	1 2 пары 1 пара 1 до износа 1 1 1 пара дежурный
2.	Оператор-обходчик	Костюм х/бумажный (комбинезон) Рукавицы со специальной пропиткой по ТУ38.105546-73 Кожаные ботинки Защитные очки Противогаз На наружных работах зимой дополнительно: - куртка на утепляющей прокладке; - брюки на утепляющей прокладке; - валенки На наружных работах в остальное время года дополнительно: - плащ непромокаемый	1 2 пары 1 пара 1 до износа 1 1 1 пара дежурный
3.	Машинист-обходчик	Костюм х/бумажный (комбинезон) Рукавицы со специальной пропиткой по ТУ38.105546-73 Кожаные ботинки Защитные очки Противогаз На наружных работах зимой дополнительно: - куртка на утепляющей прокладке; - брюки на утепляющей прокладке; - валенки На наружных работах в остальное время года дополнительно: - плащ непромокаемый	1 2 пары 1 пара 1 до износа 1 1 1 пара дежурный
4.	Электро-монтер по ремонту и обслуживанию электрооборудования	Комбинезон х/бумажный Галоши диэлектрические Перчатки диэлектрические На наружных работах зимой дополнительно: - куртка на утепляющей прокладке; - брюки на утепляющей прокладке; - валенки	1 дежурные дежурные дежурная дежурные дежурные
5.	Оператор- наливщик	Костюм х/бумажный (комбинезон) Рукавицы со специальной пропиткой по ТУ38.105546-73 Кожаные ботинки Защитные очки Противогаз На наружных работах зимой дополнительно: - куртка на утепляющей прокладке; - брюки на утепляющей прокладке; - валенки На наружных работах в остальное время года дополнительно: - плащ непромокаемый	1 2 пары 1 пара 1 до износа 1 1 1 пара дежурный
6.	Слесарь по ремонту	Комбинезон х/бумажный Ботинки кожаные Рукавицы комбинированные	1 1 4
7.	Уборщик производственных и служебных помещений	Халат х/бумажный Фартук прорезиненный Рукавицы комбинированные Перчатки резиновые Галоши резиновые На наружных работах зимой дополнительно: (для выноса мусора) - куртка на утепляющей прокладке; - валенки	1 1 2 пары до износа до износа дежурная дежурные

Для персонала на установке производства автомобильного бензина предусмотрены противогазы с коробками марки А или БКФ. Противогазы должны храниться в специальном шкафу в ПУ, на расстоянии не менее 3м. от отопительных приборов.

При аварийных ситуациях с большим содержанием паров бензина в воздухе применяются изолирующие средства защиты органов дыхания - противогаз ЩС-20М.

На случай аварии в специальном шкафу под пломбой в ПУ установки хранится необходимое количество комплектов аварийных фильтрующих и изолирующих противогазов, прорезиненный костюм, аварийный инструмент, прокладочный материал, запасные детали, взрывозащищенные аккумуляторные светильники.

4.7 Организация гражданской обороны в ОАО «Татнефтегазпереработка»

Газоперерабатывающий завод расположен в центре нефтеносных площадей Ромашкинского месторождения на расстоянии к югу от г. Альметьевска. Другими основными объектами управления являются компрессорная станция входящие в состав газовых цехов дислоцирующихся в Альметьевском, Лениногорском, Азнакаевском, Бавлинском и Елабужском районах Республики Татарстан.

Объекты управления работают непрерывно по графику четырех бригадной трехсменной работы. Дневные рабочие и служащие по графику часовой рабочей неделе. Характер производства - непрерывный технологический режим, производство относится к взрывопожароопасной категории. На территориях подразделений управления «Татнефтегазпереработка» размещено пожаровзрывоопасных и химически опасных объекта, а именно:

- газоперерабатывающий завод;

- склад готовой продукции со сливно-наливной эстакадой;

- центральный товарный парк (склад № 1, склад № 2, склад № 3);

- установка очистки высокосернистого газа;

- азотно-компрессорная станция (АКС);

- авто газозаправочная станция (АГЗТ);

- автотранспортный цех (АТЦ);

- расходный склад хлора;

- компрессорные станции в количестве ;

- насосные станции в количестве .

Площадь, занимаемая газоперерабатывающим заводом управления «Татнефтегазпереработка» составляет . Через железнодорожные станции Кульшарипово, Акбаш, Куйбышевская ЖД, станция Агрыз и Горьковская ЖД, управление имеет выход на государственную сеть железнодорожного сообщения.

Выпускаемая продукция: этановая фракция, пропановая фракция, изобутановая фракция, фракция нормального бутана, стабильный газовый бензин, гексановая фракция, топливный газ для промышленного и коммунально-бытового потребления, сера техническая, кислород газообразный технический, азот газообразный.

С привлечением лицензированных институтов и организаций на заводе разработана декларация безопасности и проведена экспертиза с положительным заключением.

Категория завода по гражданской обороне - вторая.

Безопасность производства обеспечивается ведением технологических процессов в строгом соответствии с технологическими регламентами, технологическими картами, производственными инструкциями и нормами, инструкциями по охране труда и техники безопасности. А также ведется строгое соблюдение режимов пожарной и газовой безопасности, своевременное проведение профилактических ремонтных работ всего комплекса оборудования и трубопроводных коммуникаций, своевременное проведение обследования для продления сроков их службы и повышения надежности. В целях повышения квалификации работников проводятся плановые подготовки, переподготовки и аттестации всего персонала управления.

На предприятии создан штаб ГО, который возглавляет первый заместитель начальника управления. Начальник штаба ГО является председателем КЧС.

Для быстрого и четкого управления силами и средствами ГО и ЧС при ликвидации и локализации аварии или катастрофы в мирное и военное время разработан алгоритм действия должностных лиц при ЧС.

4.8 Чрезвычайные ситуации на территории УТНГП

Под чрезвычайной ситуацией понимается обстановка на определенной территории, сложившаяся в результате аварии, опасного природного явления, катастрофы, стихийного или иного бедствия, которые могут повлечь или повлекли за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью людей и/или окружающей природной среде, значительные материальные потери и нарушение условий жизнедеятельности людей.

Зоной смертельного поражения персонала является круг радиусом 3,7 м от места взрыва. Зоной травмирования является территория, удаленная от стен здания УТНГП на расстоянии 54,3 м. в направлении проемов в стенах здания УТНГП.

Обслуживающий персонал УТНГП размещается в операторной совместно с цеховым персоналом в количестве 6 человек (2 человека в смену), удаленной от границы здания УТНГП на 60 м. Пребывание персонала в операторной не опасно в случае возникновения аварийной ситуации в помещениях УТНГП.

Управление «Татнефтегазпереработка» ОАО «Татнефть» имеет химически опасных объекта:

- расходный склад хлора на 3;

- хлораторная технической воды 7/8 завода;

- хлораторная технической воды Y;

- хлораторная питьевой воды.

Площадь возможного заражения . Населения проживающего в зоне возможного заражения нет.

Управление «Татнефтегазпереработка» ОАО «Татнефть» имеет на своем балансе газопродуктопроводов. Степень износа газопродуктопроводов составляет . В отчетном 2004 году зарегистрировано случая порыва газопровода, основная причина коррозионное разрушение.

Для предупреждения возникновения и развития чрезвычайных ситуаций силами цеха, в ходе научно-исследовательских и промышленных работ, проводятся систематические заборы анализов по контролю за состоянием воды, воздуха и окружающей среды.

Запасы хлора хранятся в баллонах в кирпичном закрытом складе, стены которого исключают разлив хлора при разгерметизации баллонов. Склад оборудован автоматической сигнализацией реагирующей на недопустимую концентрацию паров хлора в атмосфере. Для снижения воздействия паров хлора при ЧС, склад оборудован системой орошения дверных проемов водой и аварийной вентиляцией, которая включается автоматически. В системе аварийной вентиляции имеется система очистки аварийных выбросов хлора.

На объектах газосбора и транспортировки установлены:

- манометры для определения снижения давления в газопроводах в связи с порывами;

- газоанализаторы для определения критической концентрации газа в помещениях компрессорных и насосных станций.

С целью визуального обнаружения утечки газа и порывов, операторами компрессорных станций осуществляются обходы участков напорного газопровода и продуктопровода. Обходы участков проводятся не реже одного раза в четыре дня.

На каждом взрывопожароопасном и химически опасном участке имеется «План ликвидации возможных аварий» на объекте.

Для предупреждения возникновения и развития чрезвычайных ситуаций на газо и продуктопроводах проводятся плановые капитальные ремонты.

4.9 Оповещение органов управления РСЧС и персонала объектов УТНГП в чрезвычайных ситуациях

РСЧС - единая государственная система предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций. Сбор и оповещение формирований ГО производится по телефонной или радиотелефонной связи диспетчером завода, дежурным диспетчером ЦИТС (центральная инженерно-техническая служба), диспетчером цеха № 12, дежурным телефонистом, дежурным стрелком на контроле службы охраны и диспетчером АТЦ - одновременно, по спискам, которые для них определены. Работники, которые не имеют телефонной связи с заводом, оповещаются посыльными. Автобусами, маршруты которых заранее отработаны, оповещаемые доставляются на пункт сбора в АТЦ. В рабочее время оповещение проводится по телефону и громкоговорящей связи. Кроме того, для объявления тревоги используется сирена. В черте города диспетчерская ЦИТС оснащена локальной системой оповещения.

На базе управления существует здравпункт, который расположен непосредственно на заводской территории, и санаторий профилакторий, находящийся в загородной зоне г. Альметьевска. В данных учреждениях работают дипломированные специалисты способные оказать квалифицированную медицинскую помощь. Здравпункт работает круглосуточно.

В состав сил формирований ГО входит медицинский пункт ( человек сводная команда РХЗ) и санитарные посты ( человек), оснащенные всем необходимым для оказания первой медицинской помощи при проведении аварийно-спасательных работ (укомплектованные санитарные сумки, носилки, отличительная форма одежды). Формирования проходят подготовку по специальной программе.

В здравпункте в дежурном режиме находится санитарная машина, оснащенная всем необходимым для эвакуации пострадавших из зоны ЧС.

4.10 Организация выполнения и обеспечения мероприятий по ликвидации ЧС на территории УТНГП

На заводе имеется штатный узел связи оборудованный:

- АТС на номеров, “Дифинити”, США;

- диспетчерская связь на номеров, “ОПХ-4а”;

- микросотовая связь “Алинко”, ;

- радиоузел на .

Диспетчерская ЦИТС оснащена локальной системой оповещения, радио- и телефонной связью.

Устойчивость системы связи обеспечивается круглосуточным техническим обслуживанием АТС и линейной части, созданием резерва телефонных аппаратов, кабелей и проводов.

По системе локальной связи, для диспетчерской завода, планируется приобретение и установка системы оповещения СГС-22-М на с громкоговорителями по каждый ()

В состав сил и средств связи входит группа связи ( человек), она оснащена машиной связи и радиотелефонами “Алинко”, Р/С «Карат», для быстрого реагирования на изменения в управлении ликвидацией ЧС мирного и военного времени.

На основании приказа Генерального директора ОАО «Татнефть» № 24 от 21.02.2002 года в управлении «Татнефтегазпереработка» ОАО «Татнефть» издан приказ «Об упорядочении хранения, создания материально-технических ресурсов для ликвидации чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера на объектах управления «Татнефтегазпереработка».

Запасы материально-технических ресурсов созданы в необходимых количествах и хранятся на базе РСЦ, складе РСЦ и центральном складе управления и в цехах.

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

5.1 Анализ ранее внедренных мероприятий

Управление «Татнефтегазпереработка» представляет собой огромный комплекс, осуществляющий сбор и транспортировку сернистого и высокосернистого нефтяного газа с промыслов; очистку всего объема нефтяного газа на установках сероочистки; переработку очищенного попутного нефтяного газа и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), доставляемой по трубопроводу с установок комплексной подготовки нефти; транспортировку готовой продукции до потребителей.

За 2003 год собрано и утилизировано 728,0 млн. м3 нефтяного газа, что на 6 % больше планового показателя, принято в переработку 599,7 млн. м3 нефтяного газа, на 10 % выше планового показателя.

Было принято 286,0 тыс. тонн ШФЛУ с УКПН, из них перекачено на НГХК (нефтегазохимический комплекс) 226,0 тыс. тонн.

В результате пуска в ноябре 2003 года в эксплуатацию ГФУ-2, было произведено 32,7 тыс. тонн сжиженного газа и 7,4 тыс. тонн стабильного газового бензина, было выработано 76,6 тыс. тонн этана, 321,7 млн. м3 - сухого газа.

Управление «Татнефтегазпереработка» поставляет продукты газопереработки в УРНиН (управление по реализации нефти и нефтепродуктов) по давальческой схеме. Возмещение затрат на сбор и переработку производится по фактической себестоимости. Себестоимость сбора и транспорта 1000 м3 составила - 682 руб., себестоимость переработки 1000 м3 газа - 1457 руб. Установленные лимиты на единицу продукции выполнены на 100 %.

Проектная мощность компрессорных станций по сбору газа составляет 167,9 млн. м3. в год, фактический сбор компрессорами 177,6 млн. м3, т.е. фактическое использование за 2003 год составило 105,8 %. Остальной газ собирается самотеком.

Проектная мощность по переработке нефтяного газа составляет 976,7 млн. м3 в год, фактическое использование составило 61,4 %.

В ноябре месяце была введена в эксплуатацию ГФУ-2 с проектной мощностью 252 тонн/год. Фактическое использование составило 95 %.

Балансовая стоимость основных производственных фондов по объектам сбора составила на 1.01.2004 г. 1897,5 млн. руб., остаточная стоимость 827,0 млн. руб., процент износа основных производственных фондов составил 56,4 %.

Балансовая стоимость неосновных производственных фондов по объектам сбора составила на 1.01.2004 г. 538,5 млн. руб., остаточная стоимость 407,2 млн. руб., процент износа неосновных производственных фондов составил 24,4 %.

Все запланированные мероприятия по внедрению новой техники за 2003 год выполнены в полном объеме. Это такие мероприятия как:

1. Разработка технологии сепарации нефти и утилизации низконапорного нефтяного газа.

2. Внедрение технических средств неразрушающего контроля в системе газосбора. Диагностирование газопроводов. - 32 км.

3. Использование полиэтиленовых труб для транспортирования газа с высоким содержанием сероводорода. - 10 км.

4. Внедрение высокоэффективных горелок АГГ-3М в печах ПБ-22. - 3 комплекта.

5. Внедрение новой техники и технологии производства клея расплава на линии «Bandera».

6. Введение полуавтоматической сварки в импульсном режиме труб больших диаметров.

7. Технология плазменной резки труб больших диаметров.

8. Технология термообработки сварных стыков труб больших диаметров.

9. Наружная изоляция сварных стыков труб с применением ленты «Термизол».

10. Внедрение оборудования для утилизации тепла дымовых газов печей ПБ-22.

11. Внедрение пароструйного подогревателя воды «Транссоник».

Экономический эффект от проведения мероприятий по внедрению новой техники за весь 2003 год составил 22,951 млн. рублей.

Объем произведенного капитального ремонта составил 196,1 млн. руб., в том числе производственных фондов 171,0 млн. руб. Затраты на производственное строительство составили 248,6 млн. руб. В том числе 221,8 млн. руб. за счет износа, а 26,8 млн. руб. за счет прибыли.

Лимит капитальных вложений по непроизводственному строительству в сумме 99,6 млн. руб. освоен полностью. Строительство велось за счет прибыли ОАО «Татнефть».

Среднесписочная численность работников составила 2897 чел., средняя зарплата 8439 руб./мес., себестоимость продукции и услуг - 217,7 млн. руб. Составим таблицу 5.1 финансовых показателей управления «Татнефтегазпереработка».

Таблица 5.1 - Технико-экономические и финансовые показатели работы управления «Татнефтегазпереработка»

№	Показатели	Ед. изм.	2002г. факт	2003г.
				план	факт	%
1	2	3	4	5	6	7
	I. Производственные показатели
1.	Добыча газа	млн. м3	718	687,0	728,0	106,0
2.	Поставка газа:
	в т. ч. МГПЗ	млн. м3	551	546,1	599,7	109,8
	ТГПЗ	млн. м3	35,2	5,0	6,7	134,0
	прочим потребителям	млн. м3	15,5	11,0	13,3	120,9
	II. Нормы и нормативы
3.	Удельная норма расхода электроэнергии:
	на теплоэнергию, отпущенную ППК	кВт.ч./Гкал	11,6	14,2	12,5	88,0
	на сбор и транспорт газа	кВт.ч. м3	27,4	32,2	29,4	91,3
	на сбор и транспорт ШФЛУ	кВт.ч. т	4,8	5,8	4,5	77,6
	на переработку нефтяного газа	кВт.ч. м3	325,3	378,6	335,6	88,6
	прочее производственное потребление	тыс.квт.ч.	3404	5592	4653	83,2
4.	Удельная норма расхода теплоэнергии:
	на обогрев зданий	Мкал./ тыс. м3	44,6	39,4	36,1	91,6
	на переработку нефтяного газа	Мкал./ тыс. м3	184,2	239,3	210,6	88,0
	прочее производственное потребление	Гкал	18841	50881	45274	89,0
5.	Удельная норма расхода котельно-печного топлива:
	на выработку теплоэнергиии	кг.у.т./ Гкал	166	172,1	159,6	92,7
	на переработку нефтяного газа	кг.у.т./ тыс. м3	75,8	183,7	66,5	36,2
6.	Норматив нормируемых оборотных средств	тыс. руб.	106856	85560	72067	84,2
7.	Коэффициент оборачиваемости дебиторской задолженности		0,07	0,1	0,05	50,0
8.	Норматив фонда заработной платы (среднесписочного состава)	тыс. руб.	6833	273574	272357	99,6
9.	Лимит численности «ТНГП»	чел.	2999	2931	2897	98,8
	на 1.01.04	чел.		2829	2829	100,0
	III. Финансовые показатели
10.	Себестоимость 1000м3 валового газа	руб.	587	683	682	99,9
	Себестоимость перекачки и переработки 1т ШФЛУ	руб.	1184	1486	1457	98,0
11.	Объем кап. вложений-всего	руб.	564319	399958	398592	99,7
	1) Производственное строительство	тыс. руб.	483408	271154	269973	99,6
	капитальное строительство	тыс. руб.	232707	248739	248613	99,9
	ОНВСС	тыс. руб.	10710	21360	21360	100,0
	выкуп имущества	тыс. руб.	238005
	выкуп земли	тыс. руб.	1986
	межевание земель	тыс. руб.
	регистрация права собственности	тыс. руб.
	техпаспортизация	тыс. руб.		1055		0,0
	2) Непроизводственное строительство (с НДС):	тыс. руб.	75347	108310	108211	99,9
	капитальное строительство	тыс. руб.	55771	99755	99656	99,9
	ОНВСС	тыс. руб.	17714	8555	8555	100,0
	выкуп земли	тыс. руб.	1862
	межевание земель
	регистрация прав собственности
	техпаспортизация
	3) ОНВСС в лизинг:	тыс. руб.	5564	20494	20408	99,6
	оборудование ОАО «МГПЗ»	тыс. руб.			43229
12.	Источники финансирования:	тыс. руб.	564319	399958	398592
	1. Износ	тыс. руб.	483408	229598	229472	0
	капитальное строительство	тыс. руб.	472698	221939	221813
	ОНВСС	тыс. руб.	10710	7659	7659
	2. ОНВСС ООО «ТН-Актив»	тыс. руб.		13701	13701
	3. ОНВСС в лизинг	тыс. руб.	5564	20494	20408
	4. Прибыль	тыс. руб.	75347	136165	135011
	производственное строительство	тыс. руб.		26800	26800
	непроизводственное строительство (с НДС)	тыс. руб.	75347	108310	108211
	техпаспортизация, госрегистрация, межевание	тыс. руб.	0	1055	0
13.	Лимит текущих расходов из прибыли	тыс. руб.	12247	20850	20616	98,9
14.	Результаты от прочей деятельности	тыс. руб.	-66902	-27919	-15669	56,1

5.2 Организация и планирование работ

Одной из основных целей планирования работ является определение общей продолжительности их проведения. Наиболее удобным, простым и наглядным способом для этих целей является использование линейного графика.

Для реализации проекта необходимо два исполнителя - научный руководитель (НР) и инженер-программист (ИП). Научный руководитель ставит задачу, указывает цель проекта, осуществляет контроль над его практической реализацией для соответствия требованиям и участвует в стадии разработки документации и рабочих чертежей. Инженер-программист осуществляет разработку проекта с соблюдением всех норм и правил, разрабатывает программное обеспечение для функционирования всех систем обладающих логическим управлением и производит пуск и наладку всех систем. Составим сводную таблицу 5.2 соответствия работ своим исполнителям.

Таблица 5.2 - Перечень и продолжительность работ

№	Этапы работы	Исполнители	Загрузка исполнителей
1.	Постановка задач и целей	НР	НР - 100%
2.	Изучение и анализ имеющихся данных	НР	НР - 100%
3.	Составление технического задания	НР, ИП	НР - 100% ИП - 20%
4.	Разработка технического регламента	НР, ИП	НР - 30% ИП - 100%
5.	Разработка структурных схем будущего объекта	НР, ИП	НР - 30% ИП - 100%
6.	Разработка электрических схем оборудования	НР, ИП	НР - 100% ИП-70%
7.	Разработка программного обеспечения	ИП	ИП - 100%
8.	Проверка и коррекция схем	ИП	ИП - 100%
9.	Подбор технологического оборудования	НР, ИП	НР - 50% ИП - 100%
10.	Разработка и наладка SCADA системы	ИП	ИП - 100%
11.	Проверка и обработка результатов, внесение необходимых изменений	НР, ИП	НР - 50% ИП - 100%
12.	Оформление пояснительной записки	ИП	ИП - 100%

5.3 Продолжительность этапов работ

Расчет продолжительности этапов работ осуществляется двумя методами: технико-экономическим; опытно-статистическим.

В данном случае используется опытно-статистический метод, который реализуется двумя способами: аналоговый; вероятностный.

Для определения ожидаемого значения продолжительности работ tож применяется вероятностный метод - метод двух оценок tmin и tmax.

, (5.1)

где tmin - минимальная трудоемкость работ, чел/дн.;

tmax - максимальная трудоемкость работ, чел/дн.

Для построения линейного графика необходимо рассчитать длительность этапов в рабочих днях, а затем перевести в календарные дни. Расчет продолжительности выполнения этапа в рабочих днях:

, (5.2)

Где tож - трудоемкость работы, чел/дн.;

KВН - коэффициент выполнения работ (KВН = 1);

КД коэффициент, учитывающий дополнительное время на компенсации и согласование работ, КД = 1,2.

Расчет продолжительности этапа в календарных днях

, (5.3)

Где TРД - продолжительность выполнения этапа в рабочих днях;

TКД - продолжительность выполнения этапа в календарных днях;

TК - коэффициент календарности.

Коэффициент календарности рассчитывается по формуле:

, (5.4)

Где TКАЛ - календарные дни (TКАЛ = 366);

TВД - выходные дни (TВД = 52);

TПД - праздничные дни (TПД = 12).

В таблице 5.3 приведены длительность этапов работ и число исполнителей, занятых на каждом этапе.

Таблица 5.3 - Трудозатраты на выполнение проекта

Этап	Исполнители	Продолжительность работ, дни	Длительность работ, чел./дн.
		tmin	tmax	tож	ТРД	ТКД
					НР	ИП	НР	ИП
1. Постановка задач и целей	НР	1	2	1,4	1,68	-	2,04	-
2. Изучение и анализ имеющихся данных	НР	1	2	1,4	1,68	-	2,04	-
3. Составление технического задания	НР, ИП	3	4	3,4	4,08	0,82	4,94	0,99
4. Разработка технического регламента	НР, ИП	3	7	4,6	1,66	5,52	2,01	6,69
5. Разработка структурных схем будущего объекта	НР, ИП	4	9	6	2,16	7,2	2,62	8,73
6. Разработка электрических схем оборудования	НР, ИП	4	7	5,2	6,24	4,37	7,56	5,29
7. Разработка ПО	ИП	4	7	5,2	-	6,24	-	7,56
8. Проверка и коррекция схем	ИП	3	5	3,8	-	4,56	-	5,53
9. Подбор оборудования	НР, ИП	10	18	13,2	7,92	15,84	9,6	19,2
10. Разработка и наладка SCADA системы	ИП	8	15	10,8	-	12,96	-	15,71
11. Проверка и результатов, внесение изменений	НР, ИП	5	8	6,2	3,72	7,44	4,51	9,02
12. Оформление пояснительной записки	ИП	4	10	6,4	-	7,68	-	9,31
ИТОГО:				67,6	29,14	72,63	35,32	88,03

5.3.1 Расчет нарастания технической готовности работ

Величина нарастания технической готовности работы показывает, на сколько процентов выполнена работа на каждом этапе.

(5.5)

Где tНi - нарастающая трудоемкость с момента начала работы i-го этапа;

tО - общая трудоемкость

(5.6)

Где tОЖi - ожидаемая продолжительность i-го этапа.

(5.7)

Результаты вычислений Нi и Уi отражены в таблице 5.4.

Таблица 5.4 - Результаты вычислений Нi и Уi

Этап	Нi, %	Уi, %
1. Постановка задач и целей	2,07	1,64
2. Изучение и анализ имеющихся данных	4,14	1,64
3. Составление технического задания	9,17	5,03
4. Разработка технического регламента	15,98	6,8
5. Разработка структурных схем будущего объекта	24,85	8,88
6. Разработка электрических схем оборудования	32,54	7,69
7. Разработка программного обеспечения	40,24	7,69
8. Проверка и коррекция схем	45,86	5,62
9. Подбор технологического оборудования	65,38	19,53
10. Разработка и наладка SCADA системы	81,36	15,98
11. Проверка и обработка результатов, внесение необходимых изменений	90,53	9,17
12. Оформление пояснительной записки	100,00	9,47

Таблица 5.5. иллюстрирует получившийся линейный график работ на основе рассчитанного для инженера-программиста и научного руководителя времени TКД.

Таблица 5.5 - Линейный график работ

Этап	TКД	Время выполнения работы, дни
		Март	Апрель	Май	Июнь
	НР	ИП	10	20	30	40	50	60	70	80	90	100	110	120
1.	2,04	-
2.	2,04	-
3.	4,94	0,99
4.	2,01	6,69
5.	2,62	8,73
6.	7,56	5,29
7.	-	7,56
8.	-	5,53
9.	9,6	19,2
10.	-	15,71
11.	4,51	9,02
12.	-	9,31

ИП

НР

5.4 Методика оценки экономической эффективности средств автоматизации с длительным периодом получения прибыли

К показателям эффективности мероприятия с длительным периодом получения прибыли относятся:

§ чистая текущая стоимость (ЧТС) или чистый дисконтированный доход (ЧДД);

§ внутренняя норма рентабельности (ВНР);

§ индекс доходности (ИД);

§ простой и дисконтированный сроки окупаемости.

Самым известным и чаще всего применяемым показателем оценки эффективности инвестиционных решений является чистая текущая стоимость (ЧТС) или чистый дисконтированный доход (ЧДД). Чистая - так как это должна быть прибыль после уплаты всех налогов и отчислений, дисконтированная - так как это эквивалент той прибыли (вернее сверхприбыли), которая будет получена в будущем, определяется следующей формулой:

(5.8)

Где Вt - полные выгоды (результаты), достигаемые в год t, руб.;

Зt - полные издержки (затраты), осуществляемые в год t, руб.;

Т - срок службы мероприятия, лет;

t - момент времени (соответствующий год мероприятии 0, 1, 2, …, Т);

Е - ставка (норма) дисконта, %.

На практике часто используется модифицированная формула определения ЧТС (NPV), для этого из состава затрат исключаются первоначальные инвестиции (капитальные вложения):

, (5.9)

где К - первоначальные инвестиции (капитальные вложения), руб.;

- полные издержки без инвестиционных затрат.

Если при проведении мероприятия предусмотрено вложение средств (инвестиций) по частям на протяжении нескольких лет, то следует применять формулу (5.10):

, (5.10)

где Кt - вложение средств, осуществляемое в год t, руб.

Ставка (норма) дисконта должна по существу отражать возможную стоимость капитала и является минимальной нормой прибыли, ниже которой вложения можно считать неэффективными.

Если рассчитанная ЧТС положительна, то прибыльность инвестиций выше нормы дисконта и мероприятие следует принять. Если ЧТС равна нулю, то прибыльность равна норме дисконта. Если же ЧТС меньше нуля, то прибыльность инвестиций, ниже нормы дисконта и от данного мероприятия следует отказаться.

Вторым показателем является внутренняя норма рентабельности (дохода) (ВНР или ВНД) проекта Английское название - internal rate of return (IRR), то есть ставка дисконта, которая уравнивает сумму дисконтированных выгод с суммой дисконтированных затрат. Иначе говоря, при ставке дисконта, равной ВНР, чистая текущая стоимость равна нулю. ВНР определяется из уравнения ЧТС = 0, которое можно записать в виде:

, (5.11)

где r - внутренняя норма рентабельности.

При анализе используется индекс доходности (ИД) Английское название - profitability index (PI), представляющий собой отношение суммы дисконтированных эффектов, которые определяются как выгоды минус затраты, к первоначальным капитальным вложениям (если предусмотрено единовременное вложение средств) (5.12) или к сумме дисконтированных капитальных вложений (если предусмотрено вложение средств по годам):

(5.12)

. (5.13)

Мероприятие считается эффективным, если ИД > 1.

Еще одним показателем, которым пользуются в финансовом анализе, является срок окупаемости или как его часто называют срок возмещения затрат. Его величина говорит о том, за какой период времени мероприятие позволяет возместить инвестиционные затраты (в этом случае говорят о сроке возмещения затрат или простом сроке окупаемости) и позволит получить минимально приемлемый уровень прибыли (в этом случае говорят о дисконтированном сроке окупаемости).

Дисконтированный срок окупаемости определяется по кумулятивному дисконтированному потоку реальных денег мероприятия, после которого кумулятивный дисконтированный поток реальных денег остается неотрицательным до момента окончания проекта. Если такой момент времени определить нельзя, то проект считается неэффективным.

На практике часто используется второй вариант определения срока окупаемости (5.14):

(5.14)

где n - целое число периодов, при котором сумма среднегодовых денежных поступлений наиболее близка к величине инвестиций, но не меньше ее;

CFi - среднегодовая сумма дисконтированных денежных поступлений;

CFi+1 - величина денежных поступлений в следующем целом периоде.

5.5 Расчет экономической эффективности от внедрения АСУ УПТБ

В настоящее время, готовая продукция переработки нефтяного газа и ШФЛУ газоперерабатывающего завода управления «Татнефтегазпереработка», такие как, нормальный бутан, гексановая фракция, сумма пентанов откачиваются в качестве нефтехимического сырья на ОАО «Нижнекамскнефтехим» по себестоимости 2406,5 руб., 3396 руб., 3396 руб. за тонну соответственно.

Как один из вариантов по обеспечению автомобильным бензином собственной выработки разветвленной сети автозаправочных станций ОАО «Татнефть», разработана технология получения бензина «Нормаль-80» методом компаундирования нормального бутана, гексановой фракции, суммы пентанов ГФУ-300 с высокооктановыми компонентами и антидетонаторами (МТБЭ, толуол).

Произведенные расчеты экономической эффективности производства автомобильного бензина, при использовании в качестве основных компонентов бензина, продуктов переработки нефтяного газа и ШФЛУ показывают, что наладка производства автомобильного бензина на производственных мощностях управления «Татнефтегазпереработка» дает экономический эффект 51,6 млн. рублей в год.

Таблица 5.6 - Исходные данные

№	Показатели	Кол-во
1.	Капитальные вложения, тыс.руб.	90000
2.	Рост прибыли, тыс.руб.	51536
3.	Норма амортизации, %	12

На основании данных из таблицы 5.6 произведем расчет экономической эффективности от внедрения АСУ УПТБ. Результаты расчета представим в виде таблицы.

Заключение

В данном дипломном проекте произведен анализ процесса компаундирования как объекта управления. На основании данного анализа разработана двухуровневая распределенная АСУ установки получения товарного бензина, которая позволит обеспечить оптимальное безаварийное ведение процесса, повышенную надежность за счет использования резервирования наиболее важных компонентов системы, эффективное эргономическое взаимодействие с оператором за счет использования технологий HMI.

Определенно система контроля и управления представляет интерес с практической точки зрения, т. к. предлагаемые решения в достаточной мере отвечают задачам и функциям, возложенным на нее. Реализация системы на уровне КП базируется на применении контроллера FlexLogix фирмы AllenBradley, который представляет из себя достаточно мощный программно аппаратный комплекс по сбору и обработке информации.

С помощью теоретических сведений о сущности экспериментального определения статических и динамических характеристик объектов регулирования из общей схемы автоматизации ТП была выделена одна из возможных одноконтурных САР, определена временная характеристика, на основании которой была выведена ПФ выбранного объекта методом Симою (методом площадей). Используя найденную ПФ произвели расчет оптимальных параметров настройки регулятора.

Годовой доход от внедрения АСУ УПТБ составит 51536 тыс. руб. при сроке окупаемости равном 2,5 года. Таким образом, внедрение новой системы управления экономически целесообразно.

Список использованных источников

1. Андреев Е.Б., Попадько В.Е. Технические средства систем управления технологическими процессами в нефтяной и газовой промышленности. М.: РГУ нефти и газа им. Губкина, 2004. - 272с.

2. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: Гилем, 2002. - 672 с.

3. Бородин В.Б., Шагурин И.И. Микроконтроллеры: архитектура, программирование. - М.: ЭКОМ, 1999. - 360 с.

4. Жарковский Б.И. Приборы автоматического контроля и регулирования. Уч. Пособие. - М.: Высш. Школа, 1978. - 272 с.

5. Исакович Р.Я. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1983. - 424 с.

6. Калабеков Б.А. Цифровые устройства и микропроцессорные системы. М.: Горячая линия-Телеком, 2002. - 336 с.

7. Куликовский К.Л., Купер В.Я. Методы и средства измерений. М.: Энергоатомиздат, 1986. - 448 с.

8. Новиков Ю.В., Скоробогатов П.К.. Основы микропроцессорной техники. Курс лекций. Уч. Пособие, 2004. - 440 с.

9. Громаков Е. И. Проектирование интегрированных компьютерных систем управления. Томск: Изд-во ТПУ, 2012. - 168 с.

10. Прянишников В. А.Электроника. СПб., Корона, 2004. - 416 с.

11. Пухальский Г.И. Проектирование микропроцессорных устройств. СПб.: Политехника, 2001. - 544 с.

12. Рудин М.Г., Драбкин А.Е. Краткий справочник нефтепереработчика. Л.: Химия, 1980. - 328 с.

13. Четвертиков В.В., Гордиевских В.В., Малышенко A.M., Воронин А.В., Галактионов Е.А., Громаков Е.И. Интегрированная система управления проектами научно-технического центра нефтяной компании «РОСНЕФТЬ», Томск: Изд-во ТПУ, 2007. - 118 с.

14. Шишкин О.П., Парфенов А.Н. Микропроцессорные средства АСУТП, Недра, 1987. - 378 с.

15. Эрих В.Н. Химия нефти и газа. Л.: Химия, 1966 - 284с.

16. Документация УТНГП по технике безопасности, в 2-х томах.

17. Общие положения по гражданской защите в ЧС на объектах УТНГП.

18. Технологический регламент узла получения бензина «Нормаль-80» в управлении «Татнефтегазпереработка».

19. Прохоров Г.Е., Егоров Г.А., Красовский В.Е., Тювин Ю.Д., Шкамарда А.Н. Управляющие вычислительные комплексы. М.: Финансы и статистика, 2003. - 352с.

20. ГОСТ 12.0.002-80 «ССБТ. Основные понятия. Термины и определения».

21. ГОСТ 12.0.003-74 «ССБТ. Опасные и вредные факторы. Классификация».

22. СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03 «Гигиенические требования к персональным электронно-вычислительным машинам и организации работы».

Размещено на Allbest.ru