Автоматизация резервуарного парка нефтеперекачивающей станции

(2.25)

Функции и могут не более одного раза менять знак, поэтому управления и и содержат не более двух интервалов. Для заданных граничных условий первые интервалы должны быть противоположного знака. Утверждение о количестве перемен знака бесспорно для функции .

Функция содержит координату х₃, от поведения которой может зависеть число перемены знака. В данном конкретном примере в процессе управления координата х₃ знака не меняет в силу безусловных ограничений. В нуль она обращается только в единственной стационарной линии х₁ = х₃ = 0, то есть на оси х₂. Поэтому в процессе управления х₃ не может менять знака. Тогда функция не более одного раза меняет знак.

Анализ оптимальных управлений дает следующие решения задачи:

и . Управление -- релейное, имеет не более двух интервалов, осуществляется подачей нефти в резервуар.

и . Управление -- релейное, имеет не более двух интервалов, реализуется путем слива нефти из резервуара.

и . Управления и -- релейные, имеют не более двух интервалов, реализуется как подачей нефти в резервуар, так и сливом ее из резервуара.

Следовательно, решение оптимальной задачи не единственное. Известны три варианта оптимальных управлений, каждый из них удовлетворяет принципу максимума. Из этих управлений следует выбрать такое, которое даст при данных граничных условиях минимальное время.

Рассмотрим управление для граничных условий, когда начальные условия заданы в нуле х₁=х₂=х₃=0, а конечные условия находятся на множестве стационарных состояний. Необходимо, следовательно, объект из нуля перевести на множество стационарных состояний.

Представим граничные условия в следующем виде:

х₁₀=х₂₀=х₃₀=0; (клапаны закрыты и резервуар пуст)

х_1n, х_2n, х_3n, (причем должно выполняться соотношение).

Последовательность управлений должна иметь вид:

Но координата х₂ не может принимать отрицательных значений в силу безусловного ограничения (сливной клапан закрыт).

Поэтому интервал заменяется интервалом .

Последовательность управлений с учетом безусловного ограничения на х₂ имеет вид:

Записываем системы уравнений и их решения на отдельных интервалах.

Первый интервал равен:

,

, (2.26)

,

так как х₂=0.

Решения для х₁ и х₃ следующие:

(2.27)

Второй интервал равен:

(2.28)

Решения для х₁(t) и х₂(t) имеют вид:

(2.29)

Подставляем полученные решения для х₁(t) и х₂(t) в третье уравнение, получим:

(2.30)

Третий интервал будет равен:

(2.31)

Решения для х₁(t) и х₂(t) будут иметь следующий вид:

(2.32)

Подставляем полученные решения х₁(t) и х₂(t) в третье уравнение:

(2.33)

Из решений данного управления следует определить время оптимального процесса Т, момент t₂ включения и момент t₁ переключения . Аналитически найти t₁, t₂ и Т не представляется возможным, поэтому они определяются приближенно из условия прохождения оптимальной траектории через конечные точки х_1n, х_2n, х_3n.

С физической точки зрения объяснение оптимального управления весьма просто, так как при закрытом сливном клапане уровень в нефтяном резервуаре поднимается с наибольшей скоростью.

2.5 Описание функциональной схемы

Контроль переменных технологического процесса перегонки нефти через резервуарный парк нефтеперекачивающей станции осуществляется при помощи промышленного микроконтроллера АDАМ-5000/485.

На входы модулей ввода/вывода аналоговой и дискретной информации микроконтроллера поступают от первичных преобразователей и датчиков сигналы, несущие информацию о технологических переменных объекта.

Нефть из магистрального нефтепровода идет в резервуарный парк и распределяется по отдельным резервуарам. Давление поступающей в резервуарный парк нефти контролируется измерительным преобразователем давления жидкости.

Чтобы при закачке нефти в резервуары не произошел взрыв метана, содержащегося в газовоздушном пространстве резервуаров, необходимо контролировать давления паров нефти преобразователем давления разрежения, установленным непосредственно на резервуаре.

Уровень нефти в резервуаре контролируется уровнемером. Приемный патрубок резервуара открыт в том случае, когда уровень нефти в нем не достиг максимального значения. Как только нефть достигает максимального уровня, клапан приемного патрубка закрывается, и подача нефти в резервуар прекращается. После заполнения резервуара нефтью, клапан приемного патрубка закрывается и в течение трех часов нефть в резервуаре отстаивается. В это время происходит сепарация воды.

Уровень подтоварной воды в резервуаре контролируется ультразвуковым уровнемером. Если уровень воды превысит максимальное значение, подается управляющий сигнал на исполнительный механизм, который открывает клапан слива подтоварной воды.

Обезвоженная нефть из резервуаров выкачивается через раздаточный патрубок и поступает в подпорную насосную.

2.6 Информационное обеспечение

Чтобы решить поставленные задачи по управлению технологическими переменными процесса, необходимо создание информационного обеспечения, базирующееся на сборе и обработке аналоговой и дискретной информации о технологических переменных процесса, контроля и выдачи управляющих сигналов и проверке заданной точности их выполнения.

В целях управления резервуарным парком нефтеперекачивающей станции необходимо кодировать и передавать микроконтроллерам следующие технологические переменные:

-- температуру нефти в резервуары; давление мазута;

-- давление нефти, идущей по нефтепроводу в резервуары;

-- давление нефти, идущей из резервуаров в подпорную насосную;

-- давление паров нефти в газовоздушном пространстве резервуаров;

-- расход поступающей в резервуары нефти;

-- расход выкачиваемой из резервуаров нефти;

-- максимальный уровень взлива нефти в резервуарах;

-- уровень раздала фаз нефть/вода;

-- плотность нефти в резервуарах.

Сигналы от датчиков, несущие информацию о переменных процесса, поступают на входы аналоговых модулей микроконтроллеров ADAM 5010, который анализирует их величины и передает соответствующие управляющие сигналы через выходы модулей на исполнительные механизмы, регулирующие подачу топлива, расход газа на печь, подачу воздуха.

Вся необходимая информация о ходе технологического процесса отображается на экране компьютера в графическом виде, удобной для восприятия оператором, наблюдающем за процессом. В случае выхода контролируемых переменных процесса за пределы ограничений, на экране компьютера появляется окно предупреждения с одновременной подачей звукового сигнала.

2.7 Выбор и обоснование комплекса технических средств

Контроль температуры нефти в резервуарах осуществляется с помощью термоэлектрического преобразователя сопротивления ТСПУ-205 Ех-4/250-0...100-0,25%-ОЕхlаllСТ6-ВК-ТУ-4227-00313282997-95. Сигнал с датчика поступает на вход модуля аналогового ввода.

Для контроля над давлением нефти, поступающей из нефтепровода в резервуарный парк, используется измерительный преобразователь давления Сапфир - 22М - ДИ - 2161Ех - 11 - T3 - 0,25/10МПа - ОЕх1а - М20 - (-25...55°С). Токовый сигнал с преобразователя давления поступает на вход модуля ADAM-5017Н.

Давление нефти, идущей из резервуарного парка в подпорную насосную, контролируется при помощи преобразователя давления Сапфир-22М-ДИ-2161Ех-11-ТЗ-0,25/10МПа-ОEхiа-М20-(-25...55°С). Аналоговый сигнал поступает с преобразователя давления на вход модуля ADAM-5017Н микроконтроллера.

Давление разрежения паров нефти в газовоздушном пространстве резервуаров контролируется измерительным преобразователем давления разрежения Метран-45-Ех-ДВ-5220-И-0,5-2,5-42-1ПР-ТУ501К-А001-036-92, сигнал с которого поступает на вход модуля аналогового ввода ADAM-5017Н микроконтроллера.

Контроль над уровнем взлива нефти в резервуарах осуществляется посредством уровнемера поплавкового ультразвукового с твердым звуководом РУ-ПТЗ с диапазоном измерения общего уровня 0,4-12 м, сигнал с которого поступает на вход модуля ввода аналоговой информации АВАМ-5017. Управляющий сигнал поступает на переключатель УП 5313-0322 ТУ 16-524-074-75, который регулирует положение мембранного исполнительного механизма регулирующего клапана МИМ ГШХ 24 ч - 35 нж ТУ 26-07-1265-80.

Уровень раздела фаз вода/нефть контролируется при помощи уровнемера поплавкового ультразвукового с твердым звуководом РУ-ПТЗ с диапазоном измерения общего уровня 0,4-12 м, сигнал с которого поступает на сигнализатор уровня для автоматического управления сливом подтоварной воды из резервуаров САУ-М4 и на вход модуля ввода аналоговой информации ADAM-5017Н. Управляющий сигнал с выхода модуля вывода дискретной информации ADAM-5021 идет на универсальный переключатель УП 5313-0322 ТУ 16-524-074-75, который регулирует положение мембранного исполнительного механизма регулирующего клапана МИМ ППХ 24 ч - 35 нж ТУ 26-07-1265-80.

Контроль над расходом нефти, поступающей в резервуары, осуществляется при помощи датчика-расходомера 3095МVА24ААА13А А111НВ, установленного по месту. Токовый сигнал 4-20 мА с датчика-расходомера поступает на вход модуля ввода аналоговой информации ADAM-5017Н.

Замер расхода нефти, выкачиваемой из резервуаров, осуществляется при помощи универсального датчика-расходомера 3095 МУА 24ААА13АА111Н В, установленного по месту. Сигнал с датчика-расходомера идет на вход модуля аналогового ввода ADAM-5017Н.

Плотность нефти в резервуарах замеряется плотномером радиоизотопным ПР-1024, сигнал постоянного тока 4-20 мА с которого поступает на вход модуля ввода аналоговой информации ADAM-5017Н.

В данной схеме автоматизации предусмотрены контроль крайнего положения регулирующих устройств при помощи дискретных сигналов, идущих на вход модуля дискретного ввода/вывода микроконтроллера. Информация о промежуточном положении регулирующих устройств в виде сигналов постоянного тока 4-20 мА заводится на модуль аналогового ввода микроконтроллера.

Исходя из анализа характеристик процесса, а также основываясь на требованиях, предъявляемых к выбору технических средств для данного объекта, была выбрана система распределенного сбора данных и управления серии ADAM-5000/485 фирмы Advantech.

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Технико-экономическое обоснование внедрения новой системы

Современные системы автоматического управления технологическими процессами невозможно представить без технических средств. При нынешнем развитии технологий необходимо постоянное обновление оборудования, программного и технического обеспечения.

Внедрение новой системы автоматического управления перегонкой нефти через резервуарный парк позволяет упорядочить контроль переменных объекта (температуры нефти, хранимой в резервуарах, уровень раздела фаз нефть/вода, давления паров нефти в газовоздушном пространстве резервуаров и т. д.)

Кроме того, новая САР позволяет контролировать исправное состояние всего объекта в целом. Но самое главное, посредством внедрения данной системы можно добиться полной автоматизации процесса перекачки нефти через резервуарный парк.

3.2 Расчет затрат на разработку и внедрение системы автоматического управления резервуарным парком нефтеперекачивающей станции

Затраты на разработку и внедрение системы автоматизации включают в себя капитальные вложения, а также расходы, возникающие в ходе эксплуатации системы.

Капитальные вложения -- это средства, необходимые для разработки системы инженерными работниками, закупки всего необходимого оборудования, установки, монтажа, испытания нового оборудования и всей системы в целом до запуска ее в работу.

Итак, капитальные вложения включают в себя:

-- заработную плату разработчиков;

-- затраты на приобретение приборов и средств автоматизации;

-- затраты на транспортировку;

-- затраты на монтаж оборудования.

Заработная плата разработчиков рассчитывается с учетом времени разработки системы автоматизации. Данная система проектируется в течение одного месяца. Для этого требуется группа инженерно-технических работников следующего состава:

1) инженер - проектировщик, который занимается постановкой и решением задачи управления, составлением чертежей, схем, диаграмм, расчетом показателей работы системы;

2) инженер - системотехник подбирает соответствующие датчики, приборы и средства автоматизации, составляет спецификацию оборудования;

3) инженер - технолог необходим в качестве консультанта по технологии ведения работ в резервуарном парке;

4) инженер-программист обеспечивает функционирование программного обеспечения системы автоматизации резервуарного парка, наладку и настройку компьютеров операторского отдела.

Данные о заработной плате разработчиков системы приведены в таблице 3.1

Таблица 3.2- Затраты на заработную плату разработчиков

Должность	Месячный оклад, тг.
Инженер-проектировщик	40000
Инженер-системотехник	35000
Консультант-технолог	30000
Инженер программист	35000
ИТОГО	140000

Заработная плата разработчиков за три месяца, включая отчисления в пенсионный фонд 10% и на социальные нужды 21%, составит:

Зсоц.н= (140000*3-140000*3*0,1)*0,21=79380 тг

З/п разр = 420000 + 79380 = 499380 тг

Приборы и измерительные преобразователи, средства автоматизации подобраны в соответствии с перечнем контролируемых и регулируемых величин, решаемых задач, категориями класса приборов и условиями их эксплуатации. Стоимость приборов и средств автоматизации определяется по каталогам заводов-изготовителей и фирм-поставщиков.

Список и стоимость всех необходимых приборов и средств автоматизации приведен в таблице 3.2

Таблица 3.2- Капитальные затраты на приобретение приборов и средств вычислительной техники.

Наименование приборов и средств автоматизации	Стоимость, тг.	К-во	Общая стоимость, тг
Преобразователи термоэлектрические	2500	4	10000
Измерительный преобразователь давления	26000	2	52000
Преобразователь разности давлений	45000	2	90000
Датчик-расходомер	6000	8	48000
Диафрагма камерная	10000	2	20000
Переключатель	1600	17	27200
Пускатель магнитный	3000	2	6000
Блок управления релейным регулятором	38000	2	76000
Пост кнопочный	50000	2	100000
Микроконтроллер	200000	3	600000
Модуль ввода/вывода	25000	12	300000
Кабель, блоки питания			50000
Персональный компьютер	180000	1	180000
ИТОГО	1559200

Затраты на приобретение приборов и средств автоматизации:

Пр= 1559200 тг.

Расходы на транспортировку средств автоматизации составляют 4% от стоимости приборов:

Тр = Пр*О,04 = 1559200 *0,04 = 62368 тг.

Затраты на монтаж и установку оборудования (заработная плата монтажником, дополнительные запчасти) составляет 5% от стоимости оборудования:

Монт = Пр* 0,05 = 1559200* 0,05 = 77960 тг.

Общая сумма капитальных вложений, необходимых для разработки и внедрения системы автоматического регулирования составит, тг:

К = 3/ПЛразр + Пр + Тр + МОНТ.

К =499380 + 1559200 +62368 + 77960 = 2 198 908 тг.

После полной установки системы автоматизации и включения ее в производственный цикл, начинается эксплуатация системы. В связи с этим возникают дополнительные расходы, называемые эксплуатационными затратами.

Эксплуатационные затраты, связанные с обслуживанием системы, включают в себя амортизационные отчисления, текущий ремонт оборудования, заработную плату инженерных работников, оплату электроэнергии, которую потребляет система.

Амортизационные отчисления связаны с износом техники и рассчитываются исходя из срока службы приборов и средств автоматизации.

Ниже приведен расчет амортизационных отчислений в соответствии с нормами амортизации приборов.

Преобразователи термоэлектрические имеют норму амортизации 31% от стоимости приборов:

0,31* 10000 = 3100 тг.

Измерительные преобразователи давления, преобразователи разности давлений, датчики-расходомеры, диафрагмы камерные имеют норму амортизации 15,5% от стоимости приборов:

0,155 * (52000 + 90000 + 48000 + 20000) = 32550 тг.

Переключатели, пускатели магнитные, блоки управления, посты кнопочные имеют норму амортизации 12% от их стоимости:

0,12* (26900 + 6000 + 76000 + 100000) = 25068 тг.

Микроконтроллеры, модули, кабель, персональный компьютер имеют норму амортизации 20% от их стоимости:

0,2* (600000 + 300000 + 50000 + 180000) = 226000 тг.

Общая сумма амортизационных отчислений составит:

АО =3100 + 32550 + 25068 + 226000 = 286718 тг.

Затраты на текущий ремонт оборудования составят 2,5% от стоимости оборудования, на запчасти -- 2%:

Рем = (0,025 + 0,02) *1559200 = 70164 тг.

Следующий вид эксплуатационных затрат -- заработная плата инженерно-технических работников (ИТР), обслуживающих систему. Список ИТР приведен в таблице 3.2.3.

Таблица 3. 3 - Заработная плата ИТР, обслуживающих систему

Должность	Число работников	Месячный оклад, тг.	Годовой фонд, тг.
Инженер КИПиА	1	30000	360000
Инженер-электрик	1	25000	300000
Инженер-системотехник	1	30000	360000
Оператор	4	25000	100000
ИТОГО	7	185000	2220000

Годовой фонд заработной платы ИТР с отчислениями на социальные нужды составит:

3/пл = (2220000 - 2220000 *0,1) *0,21 + 2220000 = 2961480 тг.

Затраты на потребляемую приборами электроэнергию определяется как:

Эл = N*Фвр*Цэл*Ки

N -- мощность, потребляемм системой, кВт;

Фвр -- годовой фонд времени работы системы, ч;

Цэл -- стоимость 1 кВт ч электроэнергии, тг;

Ки -- коэффициент использования оборудования по мощности.

Эл = 5*24*365*4,83*0,93 = 196745 тг.

Итого эксплуатационные затраты в год составят:

= АО + Рем + 3/пл + Эл.

= 286718 + 70164 + 2961480 + 196745 = 3515107 тг.

3.3 Расчет экономической эффективности внедрения системы

Разработанная система автоматизации предназначена для управления процессом перекачки нефти через резервуарный парк. Конечным продуктом данной системы являются предоставляемые парком услуги -- хранение и очистка нефти от воды, поддержание давления в трубопроводе. Снижение затрат на эти услуги снижает в конечном итоге себестоимость поставленной заказчику нефти.

При внедрении новой системы автоматизации увеличится пропускная способность парка нефтеперекачивающей станции, т. е. через парк перекачивается в сутки больший объем нефти, чем при старой системе.

До внедрения новой системы автоматизации через парк перегонялось в сутки в среднем 24000 т нефти. Новая же система позволила перекачивать до 25000 т нефти.

Сравним себестоимость перекачки 1 т нефти при работе старой и новой системы (стоимость перекачки 1 т нефти при работе старой системы считается на момент начала внедрения новой системы).

Ст-ть^ст=

АО^СТ -- амортизационные отчисления при работе старой системы, тг;

Рем^ст -- затраты на ремонт старой системы, тг;

3/пл^ст -- заработная плата ИТР, обслуживающих старую систему, тг;

Элст -- затраты на электроэнергию, потребляемую старой системой, тг.

Амортизационные отчисления до внедрения САР составляла 20% от стоимости системы, которая была равна 1196000 тт:

АО^СТ = 0,2 *1196000 = 239200 тг.

Затраты на ремонт старой системы составляли 8% от стоимости основных средств:

Рем^ст = 0,08 *1196000 = 95680 тг.

Заработная плата ИТР, обслуживающих старую систему, рассчитывалась, исходя из состава штата инженерных работников, который приведен в таблице 3.4

Таблица 3.4 - Заработная плата ИТР, обслуживающих старую систему

Должность	Число работников	Месячный оклад, тг.	Годовой фонд, тг.
Инженер КИПиА	2	60000	720000
Инженер-электрик	1	26000	331200
Начальник отдела КИПиА	1	35000	420000
Оператор	8	20000	1920000
ИТОГО	12	281000	3391200

Годовой фонд заработной платы ИТР с отчислениями составит: Фстз/пл = (3391200 - 0,1 3391200)*0,21 + 3391200 = 4361083 тг. Расходы на потребляемую электроэнергию были выше за счет того, что система потребляла больше мощности -- 15 кВт (остальные показатели остались прежними):

Эл^ст = N*Фвр*Цэл*Ки

N-- мощность, потребляемая старой системой, кВт;

Фвр -- годовой фонд времени работы системы, ч;

Цэл -- стоимостъ 1 кВтч электроэнергии, тг;

Ки -- коэффициент использования оборудования по мощности.

Фвр = 24 365 ч;

Цэл = 4,83 тг/кВт ч;

Ки = 0,93.

Элст = 15* (24 * 365) *4,83* 0,93 = 610010 тг.

Те же показатели для новой системы (амортизационные отчисления, затраты на ремонт системы, заработная плата ИТР и расходы на электроэнергию) были рассчитаны в пункте 3.2 выше и равны:

АО^НОВ = 286718 тг.

Рем^нов = (0,025 + 0, 02)*1559200 = 70164 тг.

Фз/пл^нов = (2220000 - 2220000 * 0,1) * 0,21 + 2220000 = 2961480 тг.

Эл^нов= 15* (24* 365)*4,83* 0,93 = 196745 тг.

Подсчитаем экономию от внедрения новой системы автоматизации.

Экономия на ремонте оборудования, тг:

Эрем = Рем^ст-Рем^нов.

Эрем= 95680 - 70164 = 25516 тг.

Экономия на фонде заработной платы ИТР, тг:

Эз/пл= 3/пл^ст -- З/пл^нов

Эз/пл= 4361083 - 2961480 = 1399603 тг.

Экономия на амортизационных отчислениях, тг:

Э_АО = АО^ст-АО^нов.

Э^АО = 286718 - 239200 = 47518 тг.

Экономия на электроэнергии, тг:

Ээл = 610010 - 196745 = 413265 тг.

Общая экономия от внедрения САР составит, тг:

Эобщ =Э_АО +Эрем +Эз/пл+Ээл

Эобщ = 25516 +1399603 + 47518 + 413265 = 1885902 тг.

Годовой экономический эффект:

Эф^г=Э_общ-Е_Н*К

Е_Н -- нормативный коэффициент эффективности;

К -- капитальные вложения, тг

Эф^г = 1885902 - 0,32* 2 198 908 = 118225 тг

Срок окупаемости системы:

Ток = К/Эобщ = 2 198 908 /1885902= 1,17 года.

Новая система окупается за 1,17 года. Экономический эффект составляет 118225 тенге в год. Себестоимость услуг снижается на 12%. Из этого можно сделать вывод, что внедрение данной системы эффективно и рационально.

4. ОХРАНА ТРУДА

4.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

Работа в резервуарном парке нефтеперекачивающей станции постоянно связана с нефтью. Все операции по перекачке нефти через резервуарный парк, обслуживанию резервуаров, очистке нефти от воды связаны с постоянной опасностью возникновения пожаров, а также загрязнения окружающего воздуха нефтяными испарениями, которые вредны для здоровья человека. Для того чтобы снизить вероятность возникновения несчастных случаев, а также повреждение и гибель людей, необходимо провести анализ опасных и вредных производственных факторов.

В резервуарном парке хранения нефти вредными и опасными факторами являются:

1) возгорание нефти, возникающее в следующих случаях:

- при накоплении статического электрического заряда на поверхности нефти или резервуаров и попадании искры на такую поверхность;

- при контакте резервуаров с нагретыми поверхностями приборов или вспомогательных приспособлений и техники;

- при попадании молнии в резервуар во время грозы;

2) взрыв паровоздушной смеси, находящейся:

- в газовом пространстве резервуара;

- в окружающем воздухе вблизи резервуара;

3) загрязнение окружающего воздуха парами нефти.

Для обеспечения наиболее безопасных условий труда на данном объекте необходимо использовать современную высокопроизводительную технику, контролировать исправность приборов и вспомогательных приспособлений, проводить постоянный осмотр резервуаров.

4.2 Организационные мероприятия

Обеспечение и организация охраны труда в резервуарном парке осуществляется в соответствии с правилами техники безопасности и Законом об охране труда РК.

Ответственность за обеспечение охраны труда осуществляет главный инженер.

За своевременный инструктаж рабочих, выполнение предупредительных работ, за строгое выполнение норм и инструкций по технике безопасности и производственной санитарии и требование их выполнения от своих подчиненных, за исправность ограждений и предохранительных устройств, сохранность и безопасность сооружений несут ответственность инженерно-технические работники (ИТР).

Все лица, принимаемые на работу по обслуживанию резервуарного парка, должны иметь соответствующее профессионально-техническое образование. В противном случае проектом предусматривается профессионально-техническая подготовка на производстве.

В соответствии с данным проектом все лица, поступающие на работу, проходят медицинское освидетельствование и, если нет медицинских противопоказаний, допускаются к работе. Перед допуском к работе вновь принимаемые на обслуживание резервуаров и резервуарного оборудования проходят вводный инструктаж по технике безопасности, который проводит инженер по технике безопасности (ТБ).

Инструктаж на рабочем месте проводится непосредственным руководителем работ на соответствующем участке для каждого вновь поступающего.

Текущий инструктаж, который необходим для наблюдения за применением работающих безопасных приемов в работе, проводится также непосредственным руководителем на данном участке.

Повторный инструктаж проводится ежеквартально со всеми рабочими, независимо от стажа работы и квалификации. Также предусмотрен внеплановый инструктаж, который проводится при вводе в действие новых правил по ТБ (после происшедших нарушений и несчастных случаев, при изменении технологии).

4.3 Технические мероприятия

На основании анализа опасных и вредных производственных факторов, предусмотрены необходимые технические мероприятия, которые обеспечивают безопасные условия проводимых работ. Главным требованием, обеспечивающим безопасные условия труда, является строгое соблюдение нижеследующих правил и норм обслуживания резервуарного парка нефтеперекачивающей станции.

Обеспечение электробезопасности

В резервуарном парке, предназначенном для хранения нефти, реальной причиной возникновения несчастных случаев может служить статическое электричество, т.е. электрический заряд, накашиваемый на поверхности оборудования, нефтепродуктов и на теле человека.

Статический заряд может служить причиной возгорания нефти и взрыва нефтяных паров в газовоздушном пространстве резервуаров и вокруг них.

Для предотвращения данного явления необходимо принимать меры, обеспечивающие “стекание” заряда статического электричества. Для этого резервуары и коммуникации оборудуются заземляющими устройствами, а также ведется постоянный контроль над тем, чтобы работники резервуарного парка имели постоянный контакт с заземлением.

Для снижения интенсивности образования (генерации) заряда статического электричества используют радиоизотопные и индукционные нейтрализаторы.

Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного исключительно для защиты от статического электричества, допускается не выше 100 Ом.

Все металлические и электропроводящие неметаллические части оборудования резервуаров заземляются, независимо от того, применяются ли другие меры защиты от статического электричества.

Лакокрасочное покрытие, нанесенное на заземленное металлическое оборудование, внутренние и наружные стены резервуаров, считаются электростатическим заземлением, если сопротивление наружной поверхности покрытия относительно заземленного оборудования не превышает 10 Ом. Нефтепродукты должны закачиваться в резервуары без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания.

При заполнении пустого резервуара нефть должна подаваться в него со скоростью не более 1 м/сек до момента затопления конца приемно-раздаточного патрубка.

Ручной отбор проб нефти из резервуаров допускается не ранее, чем через 10 мин после прекращения движения нефти.

Пробоотборник должен иметь токопроводящий медный тросик, один конец которого припаян к корпусу пробоотборника, а на другом имеется наконечник под болт М10, который приваривается к ограждению заземленного резервуара. Перед отбором проб пробоотборник проверяется на предмет целостности медного токопроводящего тросика. После проверки пробоотборник заземляется.

Проектом также предусмотрены индивидуальные средства защиты от поражения электрическим током для каждого работника. К ним относятся: обувь с кожаной подошвой, укрепленной металлическими шпильками из неискрящихся материалов или подошвой из электронепроводящей резины и спецодежда из натуральных несинтетических тканей.

Расчет устройства для отвода заряда из жидкого продукта

Устройство для отвода заряда из жидкого продукта (нефти) в резервуаре используется для снижения плотности заряда в потоке жидкости. При заполнении резервуара нефть из трубопровода идет заряженной.

Для отвода возникающего заряда предусматривается специальное устройство, устанавливаемое внутри резервуара.

В качестве такого устройства в рамках данного проекта рассматривается клетка из заземленной металлической сетки, охватывающим пространство у конца загрузочного патрубка. Таким образом, заряженный поток из патрубка поступает внутрь клетки.

Необходимо рассчитать объем клетки по формуле:

Исходными данными служат следующие параметры:

Q -- скорость перекачки нефти, м³/ч;

-- постоянная времени релаксации заряда в нефти, сек.

Расчеты ведутся для нефти с удельным объемным электрическим сопротивлением 109 Ом·м. Скорость истечения (перекачки) нефти такой нефти составляет:

Q = 3 м³/сек,

а постоянная времени релаксации заряда:

= 50 мин = 3000 сек.

Тогда объем клетки будет равен:

м³

Объем устройства отвода заряда из потока нефти определяется в соответствии с РТМ 6.28-008-78 и должен занимать не больше 20% объема части резервуара, находящейся ниже разгрузочного патрубка.

Параметры резервуара следующие:

Высота резервуара 14900 мм

Внутренний диаметр резервуара 20920 мм

Расстояние от конца загрузочного 200 мм

патрубка до дна резервуара

Тогда вышеуказанный объем будет равен:

м³

Расчет защитного заземления

Корпуса приборов и аппаратов КИП и другие металлические нетоковедущие части могут оказаться под напряжением при повреждении изоляции и контакте их с токоведущими частями. Если корпус при этом не заземлен, то прикосновение к нему также опасно как к фазе. Если в тех же условиях корпус заземлен, то прикосновение к нему менее опасно, так как его потенциал понизится до потенциала заземлителя, благодаря чему напряжение прикосновения может быть уменьшено до безопасной величины.

На щите расположены следующие приборы:

1) сигнальные лампы;

2) вторичные приборы;

3) кнопки включения выключения;

4) световые табло;

5) блоки питания и т.п.

Определяем требуемое сопротивление заземляющего устройства. Для установок напряжения до 1000В R_H < 4 Ом. Выбираем R_H = 3 Ом.

В соответствии с климатическими признаками определяем II климатическую зону. Затем определяем расчетное значение удельного сопротивления грунта:

R_B = R_ГР ·ш_B,

где R_B - расчетное удельное сопротивление грунта для вертикального электрода.

ш_B - коэффициент сезонности;

R_ГР - измерение сопротивления грунта.

В качестве естественных заземлений можно выбрать металлическую конструкцию в виде 60-ти параллельно соединенных стоек (уголок с шириной полки равной 10 см) длиной L = 5 м, d = 0,1 м.

R_B = 1,2 · 1000 = 1200 Ом·м

Определяем сопротивление параллельное току заземлителя:

R_CT = (R_B / 2·р·L) · (2 · L/d)

R_CT = (0,16 · 1200 / 5) ·Ln(100) = 176,8 Ом

Сопротивление растеканию тока всей группы заземлителей:

R_CT,ГР = 176,8/60=2,95 Ом

Выбранное заземление удовлетворяет условию R_CT<R_H, следовательно, заземление выбрано правильно.

Мероприятия по предотвращению взрывов

Нефть, хранимая в резервуарах, непрерывно испаряется, особенно в летнее время. Нефтяные испарения образуют взрывоопасную смесь. Такая газовоздушная смесь в безветренную погоду представляет собой серьезную опасность, т.к. достаточно небольшой искры или нагретой поверхности, чтобы произошел взрыв, способный привести к крупному пожару и стать причиной гибели людей, работающих на нефтехранилище.

Поэтому необходим постоянный контроль над содержанием нефтяных испарений в окружающем резервуар пространстве, который осуществляется посредством специальных устройств, монтируемых непосредственно на резервуарах.

Если нефть в резервуары закачивается в безветренную погоду при температуре воздуха выше 20°С, необходимо провести проверку загазованности резервуарного парка. Если содержание взрывоопасных примесей вблизи какого-либо резервуара превышает ПДВК (предельно допустимой взрывчатой концентрации), выделяют опасную зону, в которую входят данные резервуары.

ПДВК представляет собой процент содержания паров нефти, при котором может произойти врыв от искры.

ПДВК = (пары нефти)/(воздух) = 1/8.

Т.е. содержание нефтяных паров в воздухе не должно превышать 11,1%. Опасную зону в резервуарном парке определяют по показаниям приборов на каждом резервуаре. После выделения опасной зоны режим работы резервуарного парка меняется таким образом, чтобы работы с “опасными” резервуарами не велись до тех пор, пока концентрация взрывчатых веществ не станет меньше 11,1%.

Снижение концентрации паров нефти вблизи “опасных” резервуаров осуществляется естественным путем, т.е. при помощи ветра. Поэтому вблизи резервуаров не строятся высокие сооружения и громоздкие конструкции, чтобы не загораживать резервуары от ветра.

Мероприятия по обеспечению молниезащиты

Данный проект разработки резервуарного парка нефтеперекачивающей станции предусматривает молниезащиту для резервуаров, удовлетворяющую необходимым требованиям техники безопасности.

Исходя из опыта действующих резервуарных парков, резервуары вместимостью менее 200 м³, независимо от толщины металла крыши, присоединяют к заземлителям. Предусматривается также защита резервуаров и групп резервуаров от прямых ударов молний отдельно стоящими молниеотводами. С точки зрения экономичности целесообразно устанавливать молниеотводы на самих резервуарах.

Молниеприемники устанавливают из различного металла любого профиля длиной не менее 200 мм, площадью сечения не менее 100 мм , а также из оцинкованного троса площадью сечения не менее 35 мм² (т.е. диаметром не менее 7 мм).

Во время грозы приближаться к молниеотводам ближе, чем на 4 м опасно, поэтому об этом должны быть вывешены предупредительные надписи вблизи резервуаров или отдельно стоящего молниеотвода.

Ежегодно, перед наступлением грозового сезона (в марте, апреле), необходимо осматривать состояние наземных элементов молниезащиты.

Кроме того, после каждой грозы или сильного ветра все устройства молниезащиты подвергаются осмотру на предмет наличия повреждений. Следует отметить, что текущие ремонты молниезащитных устройств могут

быть выполнены во время грозового периода, а капитальный ремонт -- только в негрозовой период года.

Молниезащита резервуарного парка -- важная часть системы обеспечения безопасной работы людей на данном предприятии. Поэтому инженерам, а в особенности руководству резервуарного парка, следует внимательно следить за состоянием всех частей и элементов системы молниезащиты.

4.4 Санитарно-гигиенические мероприятия

При сооружении резервуарного парка основное внимание уделяется созданию нормальных санитарно-гигиенических условий для обслуживающего персонала.

Для этого проводятся санитарно-гигиенические мероприятия, к которым относятся:

- устранение вредных условий труда в парке;

- обеспечение работников спецодеждой, спецобувью, предохранительными приспособлениями;

- улучшение использования систем освещения, санитарно-бытовых устройств;

- организация искусственного освещения.

Как уже отмечалось, перед приемом на работу вновь прибывший проходит медицинский осмотр на предмет пригодности к работе в резервуарном парке.

На предприятии, в соответствии с проектом, создается медико-санитарная часть, которая осуществляет лечебно-профилактическое обслуживание работников, проведение профилактических работ.

Профилактические работы важны для контроля над чистотой и санитарной культурой, проведения противоэпидемиологических мероприятий. По данным профилактических работ ведется статистика и учет профессиональных заболеваний для улучшения в целом условий труда на нефтехранилище.

Обеспечение спецодеждой, спецобувью, защитными приспособлениями

Средства индивидуальной защиты, как то спецобувь, спецодежда и защитные приспособления, являются неотъемлемой частью системы охраны труда на данном предприятии.

Спецодежда, спецобувь и защитные приспособления служат для защиты работников от неблагоприятных воздействий производственной среды и опасностей производства, не нарушая при этом нормального функционирования организма.

Спецодежда и спецобувь, выдаваемом работникам на предприятии, хранится в специальных шкафах в санитарно-бытовом помещении. Для защитных средств и приспособлений предусматриваются отдельные кладовые.

Хранение, дегазация, дезактивация, стирка и ремонт спецодежды осуществляются в соответствии с инструкциями и указаниями органов санитарного надзора предприятия. Для спецодежды, выдаваемой работникам, применяются специальные несинтетические ткани с асбестовой пропиткой, обладающие невоспламеняемостью. Перед применением средств индивидуальной защиты все работники проходят тренировку по применению, методам контроля и испытания СИЗ.

Обеспечение метеорологических условий

В резервуарном парке хранения нефти основные работы по обслуживанию резервуаров ведутся на открытом воздухе.

Для обеспечения метеорологических условий труда резервуары в парке располагаются таким образом, чтобы могло осуществляться естественное проветривание парка с учетом розы ветров. Для этого резервуары, располагаемые в одном ряду, размещают на расстоянии не менее 30 м друг от друга. В промежутках между резервуарами не строятся и не сооружаются конструкции, превышающие высоту резервуаров (в данном случае превышающие 14,9 м). Контроль и управление технологическими параметрами резервуарного парка ведется из операторского помещения.

Метеорологические условия в данном помещении нормируются по СН 245-63 и отвечают нижеследующим нормам:

В холодный и переходный период года, когда температура наружного воздуха ниже - ЮОС:

- Температура воздуха в операторской 17 - 21°С

- Относительная влажность воздуха 60 - 40%

- Скорость движения воздуха не более 0,2 м/сек

В теплый период года, когда температура наружного воздуха 10°С и выше:

- Температура воздуха в операторской 22 - 25°С

- Относительная влажность воздуха 60 - 40%

- Скорость движения воздуха не более 0,3 м/сек

Для поддержания микроклимата в операторском помещении также предусмотрены обогревательные приборы, кондиционеры и вентиляционные установки.

Расчет вентиляции (кондиционирования) в помещении оператора

Кондиционированием называют процесс создания и автоматического поддержания в помещении постоянных или изменяющихся по определенной программе параметров воздуха, и является основным мероприятием, обеспечивающим нормализацию воздушной среды ВЦ.

Уточненный тепловой баланс в помещении ВЦ позволяет рассчитать производительность установок кондиционирования воздуха. Избыток тепла вычисляется для зимнего и летнего периода.

Поступление тепла летом в машинный зал ЭВМ складывается из следующих составляющих:

Q_MЗ = Q_oб + Q_П + Q_OCB + Q_ОГР (Дж/ч)

где: Q_MЗ -поступление тепла в машинный зал;

Q_oб - выделение тепла от оборудования и вспомогательной аппаратуры;

Q_П - выделение тепла людей;

Q_OCB - выделение тепла от электроосвещения;

Q_ОГР - поступление тепла извне через ограждение от солнечного излучения.

Избыток тепла зимой в машинном зале ЭВМ определяется по формуле:

Q_MЗ = Q_oб + Q_П + Q_OCB + Q_ОХЛ (Дж/ч)

где: Q_ОХЛ - потери тепла через охлаждающие конструкции.

Выделение тепла от стоек вычислительной машины, устройств ввода-вывода информации и вспомогательного оборудования по данным каталогов:

Q_oб = 3600·N·J₁·J₂ (Дж/ч)

где: N - суммарная установочная мощность;

J₁ - коэффициент использования установочной мощности, равной 0,95;

J₂- коэффициент одновременности работы оборудования, равный 1.

Q_oб = 3600·12,8·0,95·1 = 43776 кДж/ч;

Q_П = n·q

где: n - количество рабочих в машинном зале в смену;

Q_П = 2·541,2 = 1082,4 кДж/ч;

Q_OCB = 3600·N·K₁·K₂ (Дж/ч)

где: N - суммарная установочная мощность приборов электроосвещения ;

K₁ - коэффициент способа установки приборов электроосвещения (K₁ = 0,7);

К₂ - коэффициент, учитывающий особенности приборов электроосвещения (К₂=1,2);

Q_OCB = 3600·0,4·0,7·1,2= 1210 (кДж/ч);

Q_ОГР = F·K(t_H-t_B) (кДж/ч)

где: F - площадь ограждающей конструкции (м );

К - коэффициент теплопередачи (кДж/м);

t_H, t_B - температура наружного и внутреннего воздуха(°С);

t_H - 36°С, t_B - 20°С, К = 120833 Дж/м, F = 40 м.

Q_ОГР = 100·120833(34 - 20) = 67667 (кДж/ч);

Таким образом, тепла в машинном зале:

Q_MЗ = 43776 + 1082,4 + 1200 + 67667 = 113725 кДж/ч

Для помещения ВЦ можно взять кондиционер фирмы “York” MHC-18, производительность по холоду - 19520 кДж/ч, производительность по воздуху - 850 м³/ч.

Расчет искусственного освещения в операторской

Для создания благоприятных условий труда большое значение имеет рациональное освещение. В этих целях необходимо провести расчет искусственного освещения в операторском помещении, задачей которого является определение потребной мощности электрической осветительной установки.

В качестве источника света в помещении будут использованы люминесцентные лампы ЛДЦ.

Проектом предусмотрена комбинированная система освещения, включающая в себя светильники, расположенные непосредственно у рабочих мест, а также светильники общего освещения, предназначенные для выравнивания распределения яркости в поле зрения.

Местное освещение (светильники у рабочих мест) может использоваться по мере необходимости, что обеспечивает большую гибкость и экономичность в эксплуатации освещения.

Выбор типа светильников производится с учетом характеристик светораспределения. Для освещения участка помещения, стены и потолки которого обладают высокими отражающими свойствами, целесообразно применять светильники прямого света, которые направляют от 20 до 40% светового потока на потолок помещения (ШОД, ОДО).

Расчет производится для участка со следующими параметрами:

Длина 10 м

Ширина 10м

Высота 3 м

Потолок побеленный

Стены светлые

Разряд зрительной работы принимаем равный III, нормируемая освещенность Е = 1000 лк.

Световой поток Ф_л в помещении:

Е_н -- нормируемая минимальная величина, Е _н = 200 лк;

S -- площадь освещаемого помещения, S = 10·10 = 100 м³;

Z -- коэффициент минимальной освещенности для люминесцентных ламп, Z = 1,82;

K -- коэффициент запаса, K = 1,5;

N -- число светильников в помещении;

з -- коэффициент использования светового потока ламп, з = 0,64.

Принята система освещения люминесцентными лампами ЛДЦ-80 мощностью 40 Вт. Световой поток для ламп ЛДЦ-80 Ф_л = 3740 лм.

Тогда число светильников:

шт.

Примем N =20 шт.

Коэффициенты отражения света:

- от потолка Р_пт = 70 %

- от стен Р_ст = 50 %

- от пола Р_п = 30 %

Рассчитаем высоту подвеса светильников:

H_под=H-(h_рабоч+h_свеса),

Н -- высота стен помещения, Н = 3 м;

h_рабоч -- высота рабочей поверхности в операторском помещении не превышает 1,2 м;

h_свеса -- высота свеса ламп, h_свеса = 0,5 м.

H_под = 3-(1,2 + 0,5) = 1,3м.

Оптимальное расстояние между светильниками:

L = л·H_под, (л = 1,21,4).

L = 1,2·1,3 = 1,56 м.

Принимаем L = 1,5 м.

Итак, для освещения операторского помещения применяются 20 люминесцентных светильников длиной 0,6 м, расположенных в 4 ряда по 5 ламп. Расстояние между лампами 1,5 м. Расстояние от стены до ламп не менее 0,5 м.

4.5 Противопожарные мероприятия

Поскольку нефть, как известно, горючий материал, опасность возникновения пожара возникает буквально каждую минуту.

Достаточно небольшой искры или заряда, чтобы вспыхнула поверхность нефти. Поэтому все меры пожарной безопасности направлены на то, чтобы этого не допустить.

При возникновении пожара резервуары необходимо охлаждать. Для этого строят кольцевой противопожарный водопровод вокруг резервуарного парка. Замер всех показателей в резервуарах (уровень, температура, состав нефти) должен производиться дистанционно. Однако же, могут возникнуть такие ситуации, когда нужно вручную измерить уровень нефти и взять ее пробу из резервуара. Такие ситуации связаны, к примеру, с неполадкой или выходом из строя замерных датчиков. При ручном замере через замерный люк для исключения разрядов статического электричества и искр, возникающих от удара, используют гибкие тросики из металлов, не дающих искр.

Замеры и отбор проб необходимо выполнять, по возможности, в светлое время суток. При отборе проб или измерениях в ночное время для освещения применяются взрывобезопасные аккумуляторные фонари, включать и выключать которые разрешается только за пределами взрывоопасной зоны. Применение карманных фонарей запрещается.

Люки, служащие для отбора проб и измерения уровня, должны иметь герметичные крышки, а замерное отверстие с внутренней стороны - кольцо или колодку из материала, исключающего искрообразование. Запрещается отбирать пробы и измерять вручную уровень во время грозы или откачки/закачки нефти.

При появлении трещин в швах, в основном металле стенок или днища, действующий резервуар должен быть немедленно освобожден и подготовлен к ремонту. Не допускается заварка трещин и чеканка на резервуарах, заполненных нефтепродуктом.

Отдельно стоящие резервуары оборудуются первичными средствами пожаротушения, расположенными на противопожарном щите для каждого резервуара в отдельности:

химическими огнетушителями СП-5 (не меньше 2 шт.);

емкость воды, объемом не менее 200 л;

ящик с песком, объемом не менее 1 м³;

лопаты, ведра.

Кроме первичных средств обязательно наличие основных средств противопожарной защиты - это автоматическое пенное пожаротушение с применением высокократной, воздушно-механической пены. Для образования пены используют пенообразователи ПО-1, ПО-6, ПО-11.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном дипломном проекте были рассмотрены вопросы создания системы, автоматизации резервуарного парка нефтеперекачивающей станции, освещены аспекты общих физико-химических основ и технологии процесса перекачки нефти через резервуарный парк, произведены технологические расчеты.

В специальной части проекта был приведен анализ резервуарного парка как объекта управления, рассмотрен современный опыт управления резервуарными парками. На основании постановки задачи исследования разработано математическое описание распределения нефти по отдельным резервуарам, а также осуществлен выбор технических средств системы управления.

В экономической части проекта был произведен расчет экономической эффективности от внедрения системы и определен срок ее окупаемости.

В данном дипломном проекте также были рассмотрены вопросы безопасного труда при обслуживании резервуарного парка.

Необходимо отметить, что автоматизация резервуарного парка нефтеперекачивающей станции позволяет увеличить пропускную способность парка, а также повысить качество управления процессом перекачки нефти.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Автоматизация и телемеханика магистральных нефтепроводов / Под ред. А. И. Владимирского. - М: Недра. 1976.

2. Болтянский В. Г. Математические методы оптимального управления. -М: Наука, 1969.

3. Байков Н. М., Колесников Б. В., Челканов П. И. Сбор, транспорт и подготовка нефти. - М: Недра. 1975.

4. Злобинский Б. М. Охрана труда в металлургии. - М: Металлургия. 1968.

5. Исакович Р. Я., Логинов В. И. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газово промышленности. - М: Недра. 1983

6. Ицкович Э. Л. Контроль производства с помощью вычислительных машин. - М: Недра. 1975.

7. Каспарьянц К. С, Кузин В. И. Григорян Л. Г. Процессы и аппараты для объектов промысловой подготовки нефти и газа. - М: Недра. 1977.

8. Комягин А. Ф. Автоматизация производственных процессов газонефтепроводов. - М: Недра, 1979.

9. Лернер А. Я Оптимальное управление. - М: Энергия. 1976.

10. Ли Э. Б., Маркус П. Основы теории оптимального управления. -М: Наука, 1972.

11. Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. - М: Недра. 1983.

12. Меркулова В. П., Нуркеев С. С., Сейсембиев М. Ж. Охрана труда и окружающей среды в дипломном проекте. - Апматы: КазНТУ. 1997

13. Олейников В. А. Оптимальное управление технологическими процессами в нефтяной и газовой промышленности. - М: Недра. 1982.

14. Сапожников П. С., Крашенинников С. Н., Филановский В. Ю. Экономико-математическое моделирование капитальных вложений в нефтяной промышленности. - М: Недра. 1978.

Размещено на Allbest.ru