6

Андатпа

Дипломдық жоба резервуарлар паркінде сақтау процессінде

қолданылатын мұнайды есепке алу жүйесін әзірлеуге арналған. Жобада

басқару объектісі ретінде резервуарлар паркі қарастырылды, резервуар паркін

автоматандырудың функционалдық сұлбасы, резервуарда мұнайдың булану

процесінің математикалық моделі, бу-ауа қоспасы қысымының АРЖ жасалды,

мұнайдың мөлшерін есептеу мен резервуар паркін басқарудың алгоритмі

жасалды, сонымен қатар мұнай өнімінің параметрлерін визуализациялау үшін

SCADA жүйесінің интерфейсі құрастырылған. Сонымен бірге, метрологиялық

есептеу, жобаның экономикалық тиімділігін есептеу бойынша және

өміртіршілік қауіпсіздігі бөлімі бойынша жеке тапсырма орындалды.

Аннотация

Дипломный проект посвящен разработке системы учета нефти в

процессе хранения в резервуарном парке. В проекте рассмотрен резервуарный

парк в качестве объекта управления, разработана функциональная схема

автоматизации резервуарного парка, математическая модель процесса

испарения нефти в резервуаре, САР давления паровоздушной смеси, составлен

алгоритм подсчета количества нефти и управления резервуарным парком, а

также создан интерфейс SCADA-системы для визуализации параметров

нефтепродукта. Кроме того, выполнено индивидуально задание по

метрологическому расчету, определению экономической эффективности

проекта и по разделу безопасности жизнедеятельности.

Abstract

The diploma project is devoted to the development of an oil metering system

during storage in a tank farm. The project considers the tank farm as a control object

developed a functional automation scheme for the tank farm, a mathematical model

of the evaporation process of oil in a tank, automatic control system of vapor-air

mixture pressure, an algorithm for calculating the amount of oil and tank farm

management, and a SCADA-system interface for visualization of parameters oil

product. In addition, an individual task was carried out for metrological calculation,

determining the economic efficiency of the project and section on the safety of vital

activity.

7

Содержание

Введение………………………………………………………………. 7

1 Современные проблемы хранения нефти в резервуарных

парках……………………………………………………………… 9

1.1 Технология процесса хранения нефтепродуктов на НПЗ 9

1.2 Подходы к решению задачи автоматизированного учета

нефти в резервуарном парке………………………………… 11

1.3 Обзор функциональных и технических характеристик

средств автоматики………………………………...………... 14

1.4 Постановка задачи управления……………………………... 19

2 Разработка автоматизированной системы учета нефти………… 21

2.1 Резервуарный парк, как объект управления……………….. 21

2.2 Разработка функциональной схемы автоматизации учета

нефти и обоснование выбора средств автоматики………… 22

2.3 Математическое моделирование процесса испарения

нефти в резервуаре…………………………………………... 26

2.4 Разработка системы автоматического регулирования

давления газов.......................................................................... 32

2.5 Составление алгоритмов управления резервуарным

парком и определения количества нефти............................... 41

2.6 SCADA-система учета нефти при хранении в резервуаре… 59

3 Расчет погрешности уровнемера VEGAPLUS 65.......................... 70

4 Безопасность жизнедеятельности………………………………... 72

4.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов… 72

4.2 Определение уровня шума…………………………………... 73

4.3 Микроклимат помещения…………………………………… 74

4.4 Освещенность помещения…………………………………... 75

5 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсо-

сбережение………………………………………………………… 80

5.1 Цели и задачи………………………………………………… 80

5.2 SWOT-анализ объекта резервуарный парк нефти…………. 80

5.3 Анализ рынка и менеджмент………………………………... 82

5.4 Организация и планирование комплекса работ……………. 83

5.5 Расчет затрат на модернизацию…………………………….. 86

5.6 Экономическая эффективность проекта…………………… 89

Заключение……………………………………………………………. 92

Список сокращений…………………………………………………... 94

Список литературы…………………………………………………… 96

8

Введение

Ни для кого не секрет, что на сегодняшний день абсолютно во всех

сферах и областях деятельности человека широко распространена

автоматизация технологических процессов, которая является одним из

решающих факторов повышения производительности и улучшения условий

труда. Всемирная тенденция к автоматизации технологического процесса

обусловлена рядом важных причин, таких как увеличение производительности

предприятия, возможность быстрого реагирования на ту или иную ситуацию,

мгновенный прием и передача информации, возможность повысить

безопасность труда, а также снижение вероятности возникновения

чрезвычайных ситуаций. Все существующие и строящиеся промышленные

объекты в той или иной степени оснащаются средствами автоматизации.

Прогресс не стоит на месте и внедрение автоматизации на производстве,

в учебном заведении, торгово-развлекательных центрах и даже дома в скором

времени уже станет обычным делом. Однако, существует технологические

процессы, автоматизация которых требует особого внимания, т.к. от качества

такой системы зависят жизни множества людей. Поэтому создание

эффективной автоматизированной системы технологического процесса

является очень важной и сложной задачей.

Без автоматизации не обошлась и важнейшая из отраслей Казахстана –

нефтяная промышленность. Так как от нее зависит экономическое состояние

Казахстана, то автоматизация данной отрасли играет важную роль для

дальнейшего развитие нашей страны.

Одним из важных технологических процессов нефтеснабжения является

хранение нефтепродуктов. Основные требования, применяемые к системам,

которые обеспечивают автоматизированный процесс хранения нефти в

резервуарных парках – бесперебойность и надежность хранения нефти,

точность измерений и учетных операций, а также безопасность окружающей

среды. Достижение таких требований возможно только при высоком уровне

автоматизации, которая включает в себя: централизацию контроля и

управления над работой технологических агрегатов, автоматическую защиту от

высокого давления воздушного пространства резервуара, дистанционное

управление исполнительными механизмами, автоматическую защиту от

перелива резервуаров и дистанционное управление их заполнением и

опорожнением, сигнализацию отклонений параметров от регламентных норм,

что влечет за собой безопасное и продуктивное производство.

Актуальность выбранной темы, обуславливается применением

современных информационных подсистем для разработки объектов нефтяной

промышленности, что приведет к получению более высококачественной

продукции, к уменьшению ручного труда на производстве, повышению

точности учетных операций, что позволит исключить какие-либо

криминальные схемы, время от времени возникающие при использовании

мини-НПЗ нашей страны. По некоторым оценкам, ежегодные потери в стране

9

только из-за отсутствия автоматизированной системы учета составляют в

денежном выражении несколько миллионов долларов. Поэтому возникает

необходимость во внедрении такой системы, что несет в себе значительную

экономическую выгоду.

Целью дипломного проекта является повышение точности

автоматизированного учета, а также эффективное хранение нефтепродуктов в

резервуарном парке.

В разработке автоматизированной управляющей системы для

резервуарного парка можно выделить следующие основные задачи:

- описать технологический процесс хранения нефти в резервуарном

парке, а также подходы к решению задачи автоматизированного учета;

- разработать функциональную схему автоматизации резервуарного

парка;

- произвести обзор и выбор технических средств автоматики для

мониторинга и управления резервуарным парком;

- разработать САР давления газового пространства в резервуаре,

рассчитать настройки параметров регуляторов, выбрать наиболее эффективный

регулятор, исследовать устойчивость САР, произвести оценку качества

регулирования и моделирование в среде MatLab Simulink;

- составить алгоритм автоматизированного учета нефтепродукта при

хранении в резервуарах;

- разработать интерфейс SCADA-системы для мониторинга и управления

параметрами нефти в резервуарном парке, а также для УЛФ системы;

- выполнить индивидуальное задание – метрологический расчет;

- рассчитать затраты на проектирование и внедрение системы, срок

окупаемости этих затрат, а также определить уровень шума в помещении,

длину и площадь световых проемов и определить количество и тип средств

искусственного освещения.

10

1 Современные проблемы хранения нефти в резервуарных парках

1.1 Технология процесса хранения нефтепродуктов на НПЗ

Хранение нефти – это важная часть процесса нефтедобычи. Оно

представляет собой качественную сохранность резерва на протяжении

длительного срока без утечек. Как правило, сохранение происходит в емкостях,

стойких к агрессивной среде. Для хранения, приема и сбора нефти

используются склады нефти, состоящих из резервуаров и соединяющих их

трубопровод. Эти нефтяные склады называются резервуарными парками.

Большие резервуарные парки, которые являются частью конечных,

промежуточных и головных станций магистрального трубопровода, имеют

высокую оборачиваемость и работают круглосуточно. Резервуарные парки

компенсируют сезонную и пиковую неравномерности потребления нефти,

равномерную нагрузку на магистральные трубопроводы, накопление

стратегических и аварийных резервов, для осуществления технологических

операций по подогреву, смешению и использования при товарно-коммерческих

операциях для замеров количества продуктов. Более пяти резервуаров

работают над сохранением различных видов нефтепродуктов, на товарных

операциях, на откачке в трубопровод или при заливе. Одно из характеристик

работы резервуаров является повышенная скорость опорожнения и

наполнения. Продуктивность перекачки может достигать 5000-8000 м3/ч [18].

Резервуар представляет собой вертикально установленный большой

металлический цилиндр, плоскость которого сделана из рулонной стали. В

нижней части резервуара, стены толще, чем в верхней части. В резервуарных

парках используются резервуары разной вместительности – от 100 до 120000

м3. Уровнем максимального и минимального наполнения характеризуется

емкость резервуара. Степень, ниже которой невозможна откачка из резервуара

называется минимальным уровнем. Максимальный уровень резервуара

определяется из условий полного заполнения резервуара без разрушения его

конструкции. В случае неисправности в системе автоматизации и

дистанционном управлении системой управления резервуарным парком

допускается превышение заполнения до аварийного уровня. В зависимости от

уровня наполнения резервуара можно найти объем нефтепродукта внутри него.

Нефть поступает в резервуар через приемные патрубки и откачивается через

раздаточные. С помощью патрубок через соединительные трубопроводы

резервуары подключатся к коллекторам резервуарного парка. Клапаны,

которые отсоединяют резервуар от коллектора, устанавливаются на

соединительных трубопроводах вблизи резервуаров [14]. Из нефтепровода

нефть поступает в приемные коллекторы и распределяется по резервуарам, а в

подпорную насосную нефть поступает по раздаточным коллекторам.

Ни для кого не секрет, что при транспорте и сохранении нефти

происходят потери продукта, в частности при наполнении и опустошении

резервуаров значительная часть нефти теряется, а при хранении идет процесс

испарения (таблица 1.1, рисунок 1.1).

11

Таблица 1.1 – Потери нефтепродуктов и нефти при хранении Источники потерь Потери, %

В резервуарах 64,8

от «больших» и «малых дыханий» 54,0

от выдуваний 4,6

газового сифона 0,9

при зачистке 5,3

В насосных станциях 2,3

С канализационными стоками 7,5

При транспортировке через трубопровод 25,4

от утечек 22,3

от аварий 3,1

Рисунок 1.1 – Потери нефтепродуктов и нефти

Основная доля утрат от испарения приходится на «большие» и «малые

дыхания» резервуаров. Так называемые «дыхания» осуществляют клапаны,

расположенные на верхней крышке резервуаров.

«Малые дыхания» обусловлены изменением давления насыщенных

паров и температуры воздуха [16]. Когда давление превышает необходимую

величину для подъема клапана, то его тарелка поднимается и часть

паровоздушной смеси выпускается в атмосферу, тем самым осуществляется

«выдох». Ночью, поверхность нефти и газовое пространство над ней

охлаждается, вследствие чего происходит сжатие газа, а пары конденсируются,

в результате чего падает давление и как только образуется вакуум, клапан

открывается, впуская воздух внутрь резервуара, т.е. происходит «вдох».

«Большие дыхания» протекают в процессе наполнения и опустошения

бункера [16]. В результате выкачки продукта из емкости в освободившееся

54

4,60,9

5,32,3

7,5

22,3

3,1

Потери, %

от «больших» и «малых дыханий» от выдуваний

газового сифона при зачистке

В насосных станциях С канализационными стоками

от утечек от аварий

12

пространство поступает воздух из атмосферы и начинается испарение, тем

самым осуществляется «вдох». Затем при наполнении паровоздушная масса,

находящаяся в газовом пространстве резервуара, вытесняется и выбрасывается

наружу через клапан, т.е. происходит «выдох».

Существует множество способов борьбы с испарением нефти и

нефтепродуктов при хранении в резервуарных парках. Большой

популярностью пользуется абсорбционные системы УЛФ. Их принципиальная

схема приведена на рисунке 1.2.

Она включает резервуар с продуктом 1, снабженный дыхательным

клапаном 2, который посредством газовой обвязки 3 связан с абсорбером 4. При

повышении давления в газовом пространстве резервуара ПВС поступает в

нижнюю часть абсорбера и движется вверх по каналам, образованным в нем

специальными насадками (кольца Ришига и т. п.). Навстречу паровоздушной

смеси, сверху вниз, движется абсорбент – низколетучий поглотитель

(дизельное топливо, керосин и т. п.). Для этого абсорбент из емкости 5

выкачивается насосом 6 и распыляется через форсунки 7. На поверхности

насадок образуется тонкая пленка абсорбента, которая поглощает

углеводороды из паровоздушной смеси. В абсорбере поддерживается

противодавление с помощью регулятора давления 8 типа «до себя».

Отработанный (насыщенный) абсорбент периодически сбрасывается в емкость

9 и проходит регенерацию (на рисунке не показана) [12]. Однако сложность и

энергоемкость регенерации абсорбента увеличивается затраты на данную

систему.

Рисунок 1.2 – Абсорбционная система УЛФ

1.2 Подход к решению задачи автоматизированного учета нефти в

резервуарном парке

Трудно переоценить важность контрольных измерений массы при учете

нефтепродуктов. Такой учет достоверно можно вести только по весу – в

килограммах и тоннах, но в большинстве случаев его трудно определить, как в

динамических измерениях (перевалка нефтепродуктов), так и в статическом (в

резервуаре или цистерне). Существуют разные методы измерения массы

13

нефтепродукта (рисунок 1.3), однако на практике определение массы, как

правило, выполняется с помощью косвенных методов [13]. Другими словами,

измерению подвергается ряд параметров (объем, плотность, уровень налива и

так далее), а сама масса высчитывается расчетным путем.

Рисунок 1.3 – Методы измерения массы нефтепродукта

Прямые методы требуют использование сложных и довольно дорогих

измерительных приборов и поэтому используются, как правило, на

предприятиях крупного масштаба, для которых основная сфера деятельности –

нефть и нефтепродукты (нефтеперегонных заводах и больших нефтебазах).

Прямой динамический метод основан на использовании показаний

расходомеров, а прямой статический предполагает использование весов для

взвешивания.

В данный момент наиболее популярным является прямой статический

способ измерения количества нефтепродуктов, или взвешивание с помощью

электронных весов, которые применяются во время налива нефтепродуктов в

цистерны (автомобильные или железнодорожные) [13].

Динамический прямой способ, использующий массовые расходомеры в

процессе слива/налива нефтепродуктов, в настоящее время широко не

применяются, поскольку является относительно новой методикой. Однако

эксперты считают его весьма перспективным, и уверены в том, что он будет

применяться повсеместно.

Косвенные методы измерения обычно используются в предприятиях

среднего и малого размеров сферы обеспечения нефтепродуктами. Их намного

больше, чем предприятий крупного масштаба, поэтому такие методики широко

распространены. Метод косвенного динамического измерения предполагает

использование счетчиков объема, а косвенный статический – замеров уровня

налива в цистернах и резервуарах, с последующим определением массы

расчетным путем при помощи таблиц калибровочного или градуировочного

типа, которые принимая во внимание уровень налива, позволяют рассчитать

объем продукта [13].

14

Средства автоматизации учета при хранении нефтепродуктов чаще всего

основаны именно на косвенных методах, а также в данном дипломном проекте

рассматривается малое НПЗ (6 резервуаров), то система автоматизированного

учета будет разрабатываться для косвенного статического метода. Такая

система подразумевает автоматизированный расчет количества нефти (масса и

объем) хранимого в резервуарном парке на основе собранных данных, а именно

температуры и плотности продукта, а также уровня наполнения резервуаров.

Следовательно, для получения этой информации необходимо использовать

следующие измерительные устройства: уровнемер, датчик температуры

(термопара или термосопротивление). Определение плотности происходит

расчетным путем в зависимости от температуры нефтепродукта при помощи

поправочной таблицы и паспортного значения плотности нефти.

Автоматизированный подсчет массы продукта зависит от его плотности

и объема. В свою очередь плотность зависит от температуры, а объем – от

уровня наполнения. Многие нефтебазы измеряют температуру в центральной

части резервуара и считают ее за среднюю температуру продукта. Ни для кого

не секрет, что в верхних слоях нефти, при ее хранении, температура выше, чем

в нижних. Поэтому наиболее эффективным вариантом является измерение

температуры в нескольких точках (например, в 10-ти) и, в зависимости от

уровня наполнения, автоматизированный расчет средней температуры

продукта. Это обеспечит наиболее точный учет массы нефтепродукта.

Существуют современные системы автоматического учета, которые

позволяют использовать самые разные методы определения массы и при все

этом успешно обрабатывают огромные объемы информации [14]. Однако, их

повсеместное внедрение сталкивается с серьезными трудностями.

Например, разные предприятия, имеющие практически одинаковое

оснащение (как по типам резервуаров, так и по виду применяемого

измерительного оборудования), а также занимающиеся одной и той же

деятельностью (типовые нефтебазы или АЗС), иногда используют совершенно

разные методики определения массы продукта. Более того, эти методики

нередко разработаны разными метрологическими организациями, и являются

практически уникальными для каждого отдельного предприятия. Поэтому

создать типовую автоматизированную систему учета движения

нефтепродуктов, которая являлась бы универсальной для всех без исключения

организаций нефтепродуктообеспечения, не представляется возможным.

Еще одной проблемой внедрения автоматизированного учета в

резервуарный парк нефти является установка измерительных преобразователей

и подвод к ним питающего напряжения. Т.к. рабочая среда является

агрессивной, а также пожаро- и взрывоопасной, то к данным средствам

измерения предъявляются особые требования, т.е. корпус приборов должен

быть взрывозащищенный, искробезопасный и устойчив к агрессивным средам

[14].

Другой проблемой систем автоматизированного учета является неточность

результатов измерения. Большинство нефтебаз в Казахстане в качестве

15

измерительных устройств используют аналоговые датчики, но при передаче

аналогового сигнала возникает большое количество помех, передается больше

лишней информации. С экономической точки зрения замена всех аналоговых

датчиков на цифровые нецелесообразно, поэтому выходом из данной ситуации

является применение HART-протокола. HART-протокол основан на методе

передачи данных с помощью частотной модуляции (Frequency Shift Keying,

FSK), в соответствии с широко распространенным коммуникационным

стандартом Bell 202 [9]. Цифровая информация передаётся частотами 1200 Гц

(логическая 1) и 2200 Гц (логический 0), которые накладываются на

аналоговый токовый сигнал (рисунок 1.4). Частотно-модулированный сигнал

является двухполярным и при применении соответствующей фильтрации не

влияет на основной аналоговый сигнал 4-20 мА.

Рисунок 1.4 – Кодирование HART-сигнала

Скорость передачи данных для HART составляет 1,2 кбит/с [9]. Каждый

HART-компонент требует для цифровой передачи соответствующего модема.

В свою очередь внедрение этого протокола не требует больших экономических

затрат, а его монтаж является простым. Таким образом можно увеличить

скорость и точность передаваемого сигнала.

1.3 Обзор функциональных и технических характеристик средств

автоматики

Для автоматизации взрывоопасной среды к функциональным и

техническим характеристикам средств автоматики предъявляется особое

требование – взрывозащищенность оборудования, т.е. оборудование, в котором

взрывозащита обеспечивается как при нормальном режиме работы, так и при

признанных вероятных повреждениях, определяемых условиями эксплуатации,

16

кроме повреждений средств взрывозащиты. Такие устройства должны иметь

специализированную маркировку (Ex, IP).

Измерение уровня в резервуарах осуществляется посредством радарного

уровнемера, т.е. антенная система излучает микроволновые импульсы и

принимает их в виде эхосигналов, отраженных от поверхности продукта.

Наиболее распространенные производители радарных уровнемеров являются

компании Siemens, Vega и Rosemount.

SITRANS Probe LR – это двухпроводной уровнемер компании Siemens,

который имеет радар с частотой 5.8 ГГц для измерения уровня жидкостей в

резервуарах для хранения [22]. Конструкция Probe LR обеспечивает простое

программирование с помощью искробезопасного ручного программатора. Во

взрывоопасных зонах не требуется открывать крышку корпуса для

параметрирования прибора.

Уровнемер VEGAPULS 65 предназначен для применения на жидкостях в

емкостях средних и больших размеров практически в любой отрасли

промышленности [23]. Отличительной особенностью данного радарного

уровнемера является сочетание специального исполнения с герметизированной

стержневой антенной системой, химически стойкой к большинству

агрессивных сред, и рабочей частоты диапазона C (6 ГГц), что делает его

незаменимым в условиях возможного образования обильного конденсата и

пены, парения, сильного волнения поверхности и брызгах измеряемого

продукта, а также в условиях образования значительных отложений продукта

на антенной системе.

Радарный уровнемер Rosemount 5600 предназначен для проведения

бесконтактных измерений уровня в промышленных, складских и прочих

резервуарах. Уровень продукта в баке измеряется радиолокационными

сигналами, испускаемыми антенной в верхней части бака. Этот сигнал

отражается от поверхности продукта и через некоторое время снова попадает

на антенну. Поскольку сигнал изменяется по частоте, отраженный сигнал имеет

немного другую частоту по сравнению с сигналом, который передает антенна

в этот момент. Разница в частоте пропорциональна расстоянию до поверхности

продукта, поэтому уровень может быть точно рассчитан. Этот метод

называется линейной частотной модуляцией.

Основные технические характеристики уровнемеров приведены в

таблице 1.2 [24].

Таблица 1.2 – Сравнение технических характеристик уровнемеров Технические

характеристики

Значение

SITRANS Probe LR VEGAPULS 65 Rosemount 5600

Внешний вид

17

Окончание таблицы 1.2 Технические

характеристики

Значение

SITRANS Probe LR VEGAPULS 65 Rosemount 5600

Частота 5.8 ГГц 6 ГГц 10 ГГц

Диапазон измерения до 20 м до 35 м до 50 м

Аналоговый выход 4-20 мА 4 -20 мА 4-20 мА

Точность ± 5 мм ± 8 мм ± 5 мм

Коммуникация HART HART HART

Воспроизводимость ± 5 мм ± 1 мм ± 1 мм

Окружающая

температура -40 до +80 °C -40 до +85 °C -40 до +70 °C

Температура в

резервуаре -40 до +200 °C -40 до +150 °C -40 до +400 °C

Давление в резервуаре 3 бар 16 бар 55 бар

Класс защиты Тип 4X/NEMA

4X, тип 6/NEMA 6,

IP67, IP68

IP66, IP67 IP66, IP67, NEMA

4

Материал Полипропилен,

герметичный

Пластик Алюминий

Цена 350 000 тг 200 000 тг 2 730 000 тг

Измерители температуры многоточечные ДТМ3 предназначены для

непрерывного контроля температуры продуктов в нескольких точках по высоте

заполнения резервуаров, работающих без давления или под давлением [25]. Для

измерения температуры продукта используются термометры сопротивления

платиновые (ТСП) фирмы Honeywell International Inc. Первичный

преобразователь осуществляет измерение значения сопротивления ТСП;

вычисление значения температуры, соответствующее значению сопротивления

ТСП; выдачу значения температуры по командам вторичного прибора в линию

связи; обмен цифровой информацией с ведущим HART-устройством (для

приборов с HART-протоколом); формирование стандартного токового сигнала

от 4 до 20 мА (для приборов с HART-протоколом); индикацию данных

измерений.

ТСПУ-205 предназначены для преобразования значения температуры

различных сред в различных отраслях промышленности теплоэнергетической,

химической, металлургической, а также в сфере ЖКХ, в унифицированный

токовый выходной сигнал 4-20 мА. ТСПУ-205 используются для работы

с жидкими, твердыми и газообразными средами. Использование ТСПУ-205

допускается для контроля температуры сыпучих сред, неагрессивных, а также

агрессивных, по отношению к которым материалы, контактирующие

с измеряемой средой, являются коррозионностойкими к материалу, из которого

изготовлен корпус прибора [26].

Интеллектуальные преобразователи температуры (ИПТ) Метран-280

предназначены для точных измерений температуры в составе АСУ ТП [27].

Использование ИПТ допускается в нейтральных, а также агрессивных средах,

по отношению к которым материал защитной арматуры является

18

коррозионностойким. Принцип действия ПТ основан на преобразовании

сигнала первичного преобразователя в унифицированный выходной сигнал

постоянного тока 4-20 мА с наложенным на него цифровым частотно-

модулированным сигналом в стандарте HART измерительным

преобразователем (ИП), встроенным в корпус соединительной головки

первичного преобразователя (ПП).

Основные технические характеристики датчиков температуры

приведены в таблице 1.3

Таблица 1.3 – Сравнение технических характеристик датчиков температуры Технические

характеристики

Значение

ДТМ3 ТСПУ-205 Метран-280

Внешний вид

Принцип измерения Многоточечный Точечный Точечный

Защита 0Ех ia IIB T4 X 0Ex ia IIC T6 0Ex ia IIC T5

Диапазон измерения -45…125 °C 0…200 °C 0…300 °C

Аналоговый выход 4-20 мА 4-20 мА 4-20 мА

Коммуникация HART HART HART

Окружающая

температура -45…75 °C -10…70 °C -40…80 °C

Давление не более 0,15 МПа не более 0,4 МПа не более 0,4 МПа

Вес 6,4 кг 0,8 кг 0,75 кг

Цена 332 000 тг 98 000 тг 35 000 тг

Rosemount 4600 представляет собой компактный и надежный датчик

давления, предназначенный для монтажа на панели [28]. Стабильность

показаний, компактность и надежность конструкции датчика 4600 делают его

идеальным выбором для измерения давления на объектах нефтегазовой

отрасли.

Преобразователь давления VEGABAR 81 с изолирующей диафрагмой

предназначен для измерения давления и уровня [29]. VEGABAR 81 с

соответствующей условиям процесса изолирующей диафрагмой обеспечивает

надежное измерение, в том числе на агрессивных и горячих жидкостях.

Манометры Jumo 420 с пружиной Бурдона служат для измерения

давления невязких, жидких некристаллизующихся и газообразных сред [30].

Такие манометры используются в химической промышленности,

машиностроении, приборостроении, гидравлических или пневматических

системах, компрессорных системах, производстве насосов и т.д.

Основные технические характеристики манометров приведены в таблице

1.4.

19

Таблица 1.4 – Сравнение технических характеристик манометров Технические

характеристики

Значение

Rosemount 4600 VEGABAR 81 Jumo 420

Внешний вид

Принцип измерения

Изолирующая

диафрагма Пружина Бурдона

Защита NEMA 4X IP65 IP68

Диапазон измерения 0,14…1,03 МПа -0,1…100 МПа 0…2,5 МПа

Аналоговый выход 4-20 мА 4-20 мА 4-20 мА

Коммуникация HART HART HART

Температура процесса -40…93 °C -90...400 °С -40…100 °C

Окружающая

температура -40…85 °C -40…80 °C -40…200 °C

Давление не более 0,15 МПа не более 0,4 МПа не более 0,4 МПа

Класс точности 0,2 0,2 1,0

Вес 0,6 кг 0,8 кг 0,75 кг

Цена 400 000 тг 220 000 тг 100 000 тг

Siemens SIMATIC S7-300 – это универсальный модульный

программируемый контроллер для решения задач автоматического управления

низкой и средней степени сложности [31]. Эффективному применению

контроллеров способствует наличие широкой гаммы центральных

процессоров, модулей ввода-вывода дискретных и аналоговых сигналов,

функциональных и коммуникационных модулей, модулей блоков питания и

интерфейсных модулей.

Контроллер ОВЕН ПЛК110 предназначен для создания систем

автоматизированного управления технологическим оборудованием в

энергетике, на транспорте, в т.ч. железнодорожном, в различных областях

промышленности, жилищно-коммунального и сельского хозяйства [32].

Программирование осуществляется с помощью программного обеспечения

CoDeSys 2.3 (версии 2.3.9.9). При этом поддерживаются все языки

программирования, указанные в МЭК 61131-3.

Семейство SLC 500 – это развивающееся семейство программируемых

контроллеров, построенное на двух аппаратных модификациях:

фиксированный контроллер с опцией расширения при помощи 2-xслотного

шасси, или модульный контроллер до 960 точек В/В [33]. Средства

программирования и большинство модулей В/В совместимы для обеих

модификаций, так что Вы можете реализовать с минимальной стоимостью

широкий спектр приложений.

Технические характеристики контроллеров приведены в таблице 1.5.

20

Таблица 1.5 – Сравнение технических характеристик контроллеров Технические

характеристики

Значение

SIMATIC S7-300 ОВЕН ПЛК110 SLC 500

Внешний вид

Рабочие

температуры при

горизонтальной

установке

0 ... +60 °C 10 … +50 °C 0 … +60 °C

Температуры

хранения и

транспортировки

-40 ... +70 °C -40 … +80 °C -40 … +85 °C

Относительная

влажность 5 ... 95% 5 … 95% 5 … 95%

Атмосферное

давление 795 ... 1080 ГПа 84 … 106,7 кПа

Питание АС – 120/230 В

DC – 24/48/60/110

В

АС – 120/220 В

DC – 24 В

АС – 120/240 В

DC – 24 В

ОЗУ 16 Кб х 8 Мб 4 Кб х 16 Кб 1 Кб х 24 Кб

Цифровые I/O 1024/1024 36/24 256/960

Аналоговые I/O 256/256 -/- -/-

Время

выполнения

логики

0,1 х 0,2 мс 250 мкс 0.37 мкс

Цена 142 250 тг 165 997 тг 147 850 тг

1.4 Постановка задачи управления

Автоматизированная система учета нефти при хранении в резервуарном

парке разрабатывается с целью учета количества нефти и нефтепродуктов,

мониторинга за параметрами в реальном времени (температура, уровень,

давление и количество), а также сигнализацию при чрезвычайных ситуациях.

Для разработки такой системы необходимо изучить резервуарный парк,

как объект управления, т.е. определить технологические параметры

нефтепродукта и резервуаров, в которых они хранятся, а также их предельные

и аварийные значения.

Затем, нужно разработать функциональную схему автоматизации и

определить количество и тип необходимых средств автоматики. После чего,

выбрать наиболее оптимальные из ранее рассмотренных.

Произвести моделирование технологического процесса, разработать

систему автоматического регулирования давления газового пространства

резервуара. Кроме того, выбрать оптимальный закон регулирования и

21

рассчитать его параметры, исследовать устойчивость САР давления и

произвести оценку качества регулирования.

После этого, необходимо создать интерфейс SCADA-системы для

визуализации технологического процесса, которая будет показывать все

необходимые параметры каждого резервуара, производить архивацию этих

параметров с целью дальнейшего формирования отчетов, а также позволить

дистанционно управлять процессом хранения нефти.

После выполнения всех работ, надлежит произвести вычисление

погрешности уровнемера VEGAPLUS 65. Затем, рассчитать экономическую

эффективность проекта и режить задачи по безопастности и

жизнедеятельности.

22

2 Разработка автоматизированной системы учета нефти

2.1 Резервуарный парк как объект управления

Рассматривая резервуарный парк как объект управления, следует

отметить, что он состоит из группы однотипных резервуаров с

повторяющимися технологическими схемами, которые используют типовую

аппаратуру. Поэтому рассмотрим один резервуар как объект управления

(рисунок 2.1).

По причине пожаро- и взрывоопасности данного объекта появляется

необходимость в использовании специального оборудования, осуществлении

постоянного контроля температуры и загазованности внутри резервуаров,

автоматизации пожарной безопасности, а также проведении дополнительных

мероприятий по предупреждению взрывов и пожаров [2].

Рисунок 2.1 – Резервуар вертикальный стальной 20000 м3

Резервуар имеет объем 20000 м3, площадь дна резервуара составляет 1698

м2, а высота 11,78 м. Аварийный уровень заполнения резервуара равен 11

метров, предельный верхний уровень – 10,5 м. Отсюда следует, что аварийный

объем продукта в емкости составляет 18678 м3, а предельный – 17829 м3.

Плотность нефти колеблется в диапазоне от 730 до 1040 кг/м3, однако в

резервуарах такого типа хранят нефтепродукты плотностью до 900 кг/м3. Из

этого следует, что продукт должен иметь плотность в пределах 730-900 кг/м3.

Во избежание воспламенения нефти от трения, скорость заполнения и

опорожнения резервуара данного объема варьируется в пределах 5000-7000

м3/ч при температуре 30 0С. В зависимости от количества содержания парафина

в продукте температура застывания колеблется от -60 0С до +30 0С. В то же

время, температура нефти при хранении в резервуаре не должна превышать 90 0С, т.к. при высоких температурах происходит вскипание воды, что приводит к

выбросу жидкости или гидравлическому удару [2]. При длительно хранении и

относительно высоких температурах происходит испарение продукта, что

23

приводит к повышению давления в газовом пространстве резервуара. На такой

случай резервуар имеет дыхательный клапан, который настроен на давление

паровоздушной смеси равное 1000 кПа.

С точки зрения экологии, хранение нефти в резервуарах достаточно

опасный процесс, поэтому автоматизация резервуарных парков играет очень

важную роль. Задачами автоматизации в данном случае являются:

дистанционный контроль за наполнением и опорожнением резервуаров,

управление задвижками на приемных и нагнетательных трубопроводах,

управление насосами, а также учет нефти и нефтепродуктов, накапливаемых и

хранимых в резервуарах.

Таким образом автоматизация резервуарного парка позволяет:

- дистанционно управлять резервуарами из местного пункта управления;

- сократить человеческий труд за счет передачи техническим средствам

функций контроля, регулирования и управления;

- повысить точность измерений (уровень, температура, давление) при

помощи цифровой передачи данных;

- повысить экономическую эффективность, снизить потери продукта и

воздействие на окружающую среду за счет электронного учета продукта;

- повысить надежность;

- снизить вероятность возникновения чрезвычайных ситуаций.

2.2 Разработка функциональной схемы автоматизации и

обоснование выбора средств автоматики

Схемы автоматизации являются основным техническим документом,

определяющим функционально-блочную структуру отдельных узлов

автоматического контроля, управления и регулирования технологического

процесса и оснащения объекта управления приборами и средствами

автоматизации (в том числе средствами телемеханики и вычислительной

техники) [19]. Функциональные задачи автоматизации, как правило,

реализуются с помощью технических средств, включающих в себя: отборные

устройства, средства получения первичной информации, средства

преобразования и переработки информации, средства представления и выдачи

информации обслуживающему персоналу, комбинированные, комплектные и

вспомогательные устройства.

При разработке схемы автоматизации технологического процесса

решены следующие задачи:

- задача получения первичной информации о состоянии

технологического процесса и оборудования;

- задача сигнализации, контроля, регистрации и учета технологических

параметров процессов и состояния технологического оборудования.

В данной работе схема автоматизации разработана в соответствии с

требованиями ГОСТ 21.208-2013 "Система проектной документации для

строительства. Автоматизация технологических процессов. Условные

обозначения приборов и средств автоматизации в схемах" и ГОСТ 21.408-2013

24

"Система проектной документации для строительства. Правила выполнения

рабочей документации автоматизации технологических процессов". Схема

автоматизации представлена на рисунках 2.2-2.3, а перечень ее элементов на

рисунке 2.4.

Учет продукта предполагает точное измерение его массы, масса, в свою

очередь, зависит от плотности и объема. Для вычисления плотности

необходимо знать температуру продукта, а для вычисления объема продукта в

резервуаре достаточно знать уровень его наполнения. Регулирование давления

газового пространства будет осуществляться на основе результатов измерения

давления. Чтобы решить эти задачи необходимы соответствующие

технические средства, а именно: датчики температуры, уровнемеры и

манометры. Выбор технических средств автоматизации был произведен из

ранее рассмотренных.

В качестве датчика уровня выбран уровнемер VEGAPLUS 65, т.к. данный

датчик подходит по всем техническим характеристикам и является наиболее

дешевым из рассмотренных (таблица 1.1).

Для наиболее точного измерения температуры надлежит измерять

температуру в нескольких точках резервуара, в частности в 10 точках. Решение

данной задачи достигается путем размещения десяти одноточечных датчиков

или одного многоточечного. Из рассмотренных ранее датчиков температуры,

выбран термопреобразователь сопротивления ДТМ3. Данный датчик является

многоточечным и в общей сумме выйдет дешевле, чем размещение десяти

одноточечных датчиков ТСПУ-205 и Метран-280 (таблица 1.2), а также монтаж

одного датчика легче.

Измерение давления производится датчиком давления (манометр).

Исходя из таблицы 1.3, выбор пал на VEGABAR 81, т.к. этот датчик

удовлетворяет всем техническим требованиям, а также надежнее и точнее,

нежели более дешевый Jumo 420.

Контроллером данной системы выбран Siemens Simatic S7-300, по

причине его превосходства по техническим параметрам и наиболее низкой цене

по сравнению с другими рассмотренными контроллерами (таблица 1.4).

Рисунок 2.2 – Схема автоматизации с применением ПЛК

25

Рисунок 2.3 – Функциональная схема автоматизации резервуарного парка

26

Рисунок 2.4 – Перечень элементов функциональной схемы

автоматизации

27

2.3 Математическое моделирование процесса испарения нефти в

резервуаре

Динамику испарения углеводородов с открытой поверхности нефти в

резервуаре можно описать в виде численной модели процесса испарения при

«малых дыханиях» во время хранения нефти в резервуаре [4].

Скорость испарения углеводородов равна разности скорости перехода

молекул из жидкости в газ vперех, и скорости конденсации vконд (переход

молекул из газа в жидкость) паров:

vисп = vперех – vконд. (2.1)

В течение некоторого промежутка времени скорость конденсации пара

будет пропорциональна его плотности vконд ~ ρпара

и, следовательно, с учетом

скорости насыщения пара, уместно ввести определяемый опытным путем

коэффициент скорости k:

vконд = kρпара

. (2.2)

За некоторый промежуток времени плотность паров углеводородов под

крышей резервуара станет достигать предельного значения насыщенности,

пропорциональной скорости испарения:

vисп = kρнас. пара

. (2.3)

Массу испарившихся паров углеводородов m с поверхности нефти S

можно представить следующей формулой:

m = kS(ρнас. пара

– ρ). (2.4)

Откуда плотность ρ выражается как:

ρ = m

V. (2.5)

Так как плотность паров углеводородов изменяется во времени,

продифференцируем обе части уравнения:

dρ = dm

V. (2.6)

В правую часть подставим значение массы из формулы (2.4), и, решая

уравнение (2.5), получим значение плотности паров углеводов (2.7),

изменяющееся во времени:

28

dρ = – kS(ρ

нас. пара – ρ)

Vdt,

dρ = –

kSρнас. пара

(1 – ρ

ρнас. пара)

Vdt,

dρ

(1 – ρ

ρнас. пара)

= – kSρ

нас. пара

Vdt,

ln (1 – ρ

ρнас. пара

) = – kSρ

нас. параt

V,

1 – ρ

ρнас. пара

= e –

kSρнас. параt

V ,

ρ

ρнас. пара

= 1 – e –

kSρнас. параt

V ,

ρ = ρнас. пара

(1 – e – kSρнас. параt

V ). (2.7)

Формула (2.7) представляет собой экспоненциальную зависимость

плотности паров углеводородов от времени.

Численное моделирование процесса наполнения нефтяного резервуара

проиллюстрируем на примере вертикального стального резервуара без понтона

(РВС-20000) резервуарного парка нефтеперекачивающей станции, объемом

20000 м3 и площадью поверхности испарения 1698 м2, скоростью наполнения и

опорожнения нефтью 4000 м3/ч. Плотность насыщенных паров примем равной

300 г/м3. Предположим что время полного насыщения, т. е. до 99% парами

углеводородов газовоздушного пространства над поверхностью нефти в

резервуаре равно 1 часу. Теоретически вычисляется коэффициент скорости k.

Для времени t = 1 час по формуле (2.7):

ρ = ρнас. пара

(1 – e – kSρнас. параt

V ) ,

0,99ρнас. пара

= ρнас. пара

(1 – e – kSρнас. параt

V ) ,

0,99 = 1 – e –

kSρнас. параt

V ,

29

e – 25,47k = 0,01,

– 25,47k = ln(0,01),

– 25,47k = – 4,605,

k = 0,18.

Далее для сравнительного анализа процесса испарения при различных

временах хранения аналогичным способом рассчитываем коэффициенты

скорости времени насыщения парами углеводородов за 2, 4, 8 и 24 часа:

Таблица 2.1 – Коэффициенты скорости для различных моментов времени t,ч 1 2 4 8 24

k, м/с 0,181 0,091 0,045 0,023 0,0075

Принимая вышеизложенное можно рассчитать изменение плотности

паров углеводородов над «зеркалом» за текущее время и построить график

экспоненциальной зависимости плотности насыщения от времени.

Таблица 2.2 – Зависимость плотности насыщения паров углеводородов от

времени

Текущее

время, ч

Плотность паров, г/м3

k, м/с

0,181 0,091 0,045 0,023 0,0075

0,01 13,50167 6,828549 3,433928 1,721905 0,57507

0,05 61,69922 32,62342 16,78105 8,511261 2,864348

0,1 110,7091 61,69922 32,62342 16,78105 5,701348

0,15 149,6395 87,61317 47,57962 24,81622 8,511261

0,2 180,5632 110,7091 61,69922 32,62342 11,29434

0,25 205,1271 131,2935 75,02901 40,20913 14,05086

0,3 224,639 149,6395 87,61317 47,57962 16,78105

0,4 252,4495 180,5632 110,7091 61,69922 22,16348

0,5 269,9971 205,1271 131,2935 75,02901 27,44362

0,6 281,0691 224,639 149,6395 87,61317 32,62342

0,8 292,4632 252,4495 180,5632 110,7091 42,68956

1 296,9994 269,9971 205,1271 131,2935 52,37674

1,5 299,5244 288,0552 240,1381 165,9904 70,67072

2 299,97 296,9994 269,9971 205,1271 95,60907

2,5 300 299,0511 283,1277 228,8545 114,3065

3 299,6999 290,5118 246,6477 131,2935

3,5 299,9051 294,6643 259,991 146,7266

4 299,97 296,9994 269,9971 160,7478

4,5 300 298,3126 277,5007 173,4864

30

Окончание таблицы 2.2

5 299,0511 283,1277 185,0597

6 299,6999 290,5118 205,1271

8 299,97 296,9994 235,3628

10 300 299,0511 255,9625

12 299,6999 269,9971

14 299,9051 279,5589

16 299,97 286,0734

20 293,5356

30 299,0511

40 299,8607

50 299,97

По полученным расчетным данным достаточно четко прослеживается

кинетика испарения углеводородов с поверхности нефти внутри резервуара:

чем дольше нефть храниться в резервуаре, тем больший объем паров

углеводородов испарится, это так же прослеживается на нижеприведенных

графиках зависимости плотности насыщения паров от времени.

Рисунок 2.5 – Зависимости плотности насыщения паров от времени при

различных коэффициентах скорости k

Для моделирования процессов испарения нефти в резервуаре

использовался программный пакет Matlab. По данным, приведенным в таблице

2.1, получена кривая переходного процесса (рисунок 2.6) и определена его

передаточная функция, формула (2.8). Было показано, что с достаточной

степенью точности объект управления может быть аппроксимирован

следующим звеном второго порядка:

WОБ(s) = k

(T1s+1)(T2s+1). (2.8)

31

Рисунок 2.6 – Апроксимированная кривая зависимости плотности насыщения

паров от времени

В этом же пакете программ была выполнена процедура параметрической

идентификации и определены коэффициент усиления и постоянные времени

передаточной функции (рисунок 2.7).

Рисунок 2.7 – Передаточная функция и значения коэффициентов

В итоге передаточная функция приобретает следующий вид:

WОБ(s) = 11,05

(2,05s+1)(1,91s+1) =

11,05

(3,9155s2+3,96s+1).

Далее были построены переходная (при ступенчатом воздействии)

характеристика (рисунок 2.8).

Рисунок 2.8 – Переходная характеристика

32

Насос представляет собой инерционное звено с передаточной функцией:

WРО(s) = k

Ts+1, (2.9)

k = σ = 2,46cos2α

z, (2.10)

где k – коэффициент передачи насоса;

σ – коэффициент неравнозначности подачи жидкости;

α – угол зацепления (стандартный угол зацепления α = 200);

z – число зубьев шестерни (z = 8).

Постоянная времени насоса рассчитывается по следующей формуле:

T = V

Q, (2.11)

где T – постоянная времени насоса, с;

V – рабочий объем, м3 (V = 10-2 м3);

Q – расход рабочей жидкости, м3/с (Q = 0,0025 м3/с).

Тогда, поставляя в формулу (2.9) выражения (2.10) и (2.11), получим

передаточную функцию:

WРО(s) = 2,46

cos2200

8

10-2

0,0025s + 1

= 0,27

40s+1.

Передаточной функцией электропривода является апериодическое звено

первого порядка с передаточной функцией вида:

WИМ(s) = k

Ts + 1, (2.12)

где k – коэффициент передачи объекта;

T – постоянная времени объекта.

Рассчитаем параметры передаточной функции электропривода. Данный

элемент учитывает инерционность электропривода и выборку люфта при

разгоне именно до номинальных оборотов (условно принятых за единицу), а не

конкретное значение скорости вращения вала. Таким образом, k = 1.

Постоянную времени электропривода можно определить приблизительно как

треть времени выхода на номинальные обороты с данной нагрузкой. Отсюда

33

T = 0,11 с. В результате, подставив полученные параметры в формулу (2.12),

получим передаточную функцию электропривода:

WИМ(s) = 1

0,11s + 1.

2.4 Разработка системы автоматического регулирования давления

газов

На основе найденных ранее передаточных функциях составим замкнутую

систему автоматического регулирования давления газового пространства

резервуара (рисунок 2.9). Реализация данной САР в пакете Simulink среды

Matlab представлена на рисунке 2.16.

В качестве исполнительного механизма (ИМ) выступает электропривод с

передаточной функцией, описанной ранее формулой (2.12). Регулирующим

органном данной системы является насос с передаточной функцией в формуле

(2.9). Объект управления (ОУ) описан моделью испарения, передаточная

функция которой представлена в формуле (2.8).

Рисунок 2.9 – Функциональная схема САР давления газов

Заданием системы является константа X0 = 700 кПа – это давление,

которое необходимо поддерживать в газовом пространстве резервуара.

Регулятор на в зависимости от ошибки регулирования e(t) = X0 – X1(t)

вырабатывает управляющее воздействие u(t) [16]. Электропривод, в качестве

исполнительного механизма (ИМ), преобразует вращательное движение

электромотора в поступательное движение штока φ(t). Насос, в роли

регулирующего органа (РО), выдает значение положения штока цилиндра

давления Y(t) на объект управления (ОУ), который описан моделью испарения.

На выходе ОУ образуется сигнал X(t) – текущее давление ГП. Которое измеряет

датчик, в данном случае манометр, и выделяет сигнал X1(t) – измеренное

давление.

2.4.1 Расчет и выбор регулятора для САР давления газов.

Расчет параметров П-, ПИ- и ПИД- регуляторов производился по методу

Циглера-Никольза.

Пропорциональный закон регулирования (П-регулятор) формирует

управляющее воздействие u(t), которое пропорционально сигналу ошибки e(t)

[3]:

u(t) = kпe(t), (2.13)

34

где kп – коэффициент передачи регулятора.

Передаточная функция П-закона регулирования, реализация в среде

Matlab которого показана на рисунке 2.10, равна:

Wp(s) = U(s)

E(s) = kп. (2.14)

Рисунок 2.10 – Реализация П-регулятора в MatLab

Пропорционально-интегральный закон вырабатывает на выходе

управляющее воздействие u(t), которое содержит пропорциональную и

интегральную составляющие [3]:

u(t) = kпe(t) + kи ∫ e(τ)dτt

0, (2.15)

где kи – коэффициент передачи для интегральной составляющей.

Передаточная функция ПИ-регулятора, реализация в среде Matlab

которого показана на рисунке 2.11, равна:

Wp(s) = U(s)

E(s) = kп +

kи

s =

kпs + kи

s. (2.16)

Рисунок 2.11 – Реализация ПИ-регулятора в MatLab

Управляющее воздействие u(t), формируемое пропорционально-

интегрально-дифференциальным регулятором, содержит, кроме

пропорциональной и интегральной составляющих, третью составляющую,

пропорциональную производной сигнала ошибки [3]:

u(t) = kпe(t) + kи ∫ e(τ)dτt

0 + kд

de(t)

dt, (2.17)

35

где kд – коэффициент передачи, определяющий величину воздействия по

производной.

Передаточная функция ПИД-закона регулирования в формуле (2.18), т.к.

идеального дифференцирующего звена не существует, то дифференциальный

закон реализован в Matlab с помощью реального дифференцирующего звена

(рисунок 2.12):

Wp(s) = U(s)

E(s) = kп +

kи

s +

kдs

0,01s + 1=

=kдs2 + kпs(0,01s + 1) + kи

(0,01s + 1)

s(0,01s + 1)=

=s2(0,01kп + kд) + s(0,01kи + kп) + kи

s(0,01s + 1). (2.18)

Рисунок 2.12 – Реализация ПИД-регулятора в MatLab

Метод Циглера-Никольза основан на использовании запасов

устойчивости системы регулирования. Процедура настройки начинается с

экспериментального исследования системы, состоящей из П-регулятора и

заданной системы регулирования. Коэффициент передачи П-регулятора

увеличивается до тех пор, пока на выходе системы не установятся колебания с

постоянной амплитудой колебаний (автоколебания), то есть пока система не

окажется на границе устойчивости. Фиксируется и обозначается через kп*

значение коэффициента передачи регулятора, при котором система находится

на границе устойчивости. Измеряется период T* установившихся в системе

колебаний. Затем коэффициенты регуляторов вычисляются по формулам,

приведенным в таблице 2.3 [3].

В результате исследования экспериментального исследования системы,

состоящей из П-регулятора и заданной системы регулирования был подобран

коэффициент kп* = 6,482, T* = 19,5 с, при котором в системе возникают

автоколебания (рисунок 2.13).

36

Таблица 2.3 – Параметры типовых регуляторов kп kи kд

П-регулятор 0,5kп*

ПИ-регулятор 0,45kп* 0,54kп

*/T*

ПИД-регулятор 0,6kп* 1,2kп

*/T* 0,075kп

*T*

Рисунок 2.13 – Переходная характеристика САР давления на границе

устойчивости

Исходя из этого были найдены параметры для всех регуляторов по

формулам в таблице 2.3. Для П-закона регулирования kп = 3,241.

Коэффициенты ПИ-регулятора равны: kп = 2,9169, kи = 0,1795. Параметры

ПИД-регулятора равны: kп = 3,8892, kи = 0,3989, kд = 9,4799. Сравнение

законов регулирования представлено на рисунке 2.14.

Рисунок 2.14 – Сравнение переходных характеристик законов регулирования

37

В результате сравнения всех регуляторов выбран ПИД-закон

регулирования, т.к. он является наиболее подходящим. В следствие того, что

расчет параметров по формулам не может дать оптимальной настройки

регулятора, необходимо выполнить ручную подстройку. Ручная настройка

выполняется по следующим правилам [3]:

- увеличение пропорционального коэффициента увеличивает

быстродействие и снижает запас устойчивости;

- с уменьшением интегральной составляющей ошибка регулирования с

течением времени уменьшается быстрее;

- уменьшение постоянной интегрирования уменьшает запас

устойчивости;

- увеличение дифференциальной составляющей увеличивает запас

устойчивости и быстродействие.

Следуя этим простым правилам была выполнена ручная подстройка и

найдены оптимальные параметры ПИД-регулятора: kп = 0,5425, kи = 0,0207,

kд = 1,5395. Тогда, передаточная функция ПИД-регулятора будет равна:

Wp(s) = s2(0,01 × 0,5425 + 1,5395) + s(0,01 × 0,0207 + 0,5425) + 0,0207

s(0,01s + 1) =

= 1,5449s2 + 0,5732s + 0,0207

s(0,01s + 1).

Рисунок 2.15 – Сравнение переходных характеристик ПИД-законов до и после

ручной постройки

После настройки регулятора все элементы средств автоматики САР

давления были реализованы в пакете Simulink среды Matlab и собраны в

единую замкнутую систему автоматического регулирования с отрицательной

38

обратной связью (рисунок 2.16). Заданием для САР давления газового

пространства резервуаров является давление 700 кПа.

Рисунок 2.16 – САР давления в Simulink

2.4.2 Исследование устойчивости САР давления газов по частотному

критерию устойчивости.

Чтобы исследовать устойчивость САР давления по частотному критерию

устойчивости необходимо построить логарифмические амплитудно-фазовые

частотные характеристики разомкнутой системы (ЛАЧХ и ЛФЧХ) [16]. Для

этого нужно найти передаточную функцию разомкнутой системы:

Wраз(s) = WР(s) × WРО(s) × WИМ(s) × WОБ(s). (2.19)

Тогда, отсюда следует:

Wраз(s) = 1,5449s2 + 0,5732s + 0,0207

s(0,01s + 1) ×

0,27

40s + 1 ×

1

0,11s + 1 ×

11,05

(3,9155s2 + 3,96s + 1) =

= 2,9835(1,5449s2 + 0,5732s + 0,0207)

s(0,01s + 1)(40s + 1)(0,11s + 1)(3,9155s2 + 3,96s + 1) =

= 0,06(74,63s2 + 27,69s + 1)

s(0,01s + 1)(40s + 1)(0,11s + 1)(3,9155s2 + 3,96s + 1).

В числителе и знаменателе имеются колебательное звено, постоянные

времени которых равны соответственно:

39

T1 = √74,63 = 8,64 с,

T4 = √3,9155 = 1,98 с.

ЛАЧХ данной разомкнутой системы является:

L(ω) ≈ 20 lg (k

ω) . (2.20)

При ω = 0,01 рад ЛАЧХ разомкнутой системы будет равна:

L(0,01) = 20 lg (0,06

0,01) = 15,56 дБ.

Далее необходимо найти частоты среза для Wраз(s):

ω1 = 1

T1 =

1

8,64 = 0,12 с-1,

ω2 = 1

T2 =

1

40 = 0,025 с-1,

ω3 = 1

T3 =

1

0,11 = 9,09 с-1,

ω4 = 1

T4 =

1

1,98 = 0,5 с-1.

Рисунок 2.17 – Построение ЛАЧХ и ЛФЧХ

40

После вычисления всех необходимых параметров были построены ЛАЧХ

и ЛФЧХ разомкнутой системы (рисунок 2.17). Из рисунка 2.17 видно, что САР

устойчива т.к. ЛAЧХ данной САР не пересекает критический отрезок и

выполняется условие устойчивости. Частота среза примерно равна

ωср

≈ 0,04 рад/с, а критическая частота ωкр

≈ 1,8 рад/с, т.к. частота среза меньше

критической частоты ωср

< ωкр, то САР давления является устойчивой.

Рисунок 2.18 – Построение ЛАЧХ и ЛФЧХ в среде MatLab

Рисунок 2.19 – Запасы устойчивости по фазе и амплитуде

41

2.4.3 Оценка качества регулирования САР давления газов.

Переходная характеристика САР давления, снятая при отработке

единичного ступенчатого сигнала, имеет вид, представленный на рисунке 2.20.

Рисунок 2.20 – Определение показателей качества по переходной

характеристике

Исходя из переходной характеристики можно определить время

достижения первого максимума [16], которое равно tmax = 75,5 секунд.

Согласно рисунку 2.20, также определяется время регулирования tр. Для

этого Находится допустимое отклонение ∆ = 5% от установившегося значения

Yуст и строится «зона» толщиной 2∆ (рисунок 2.20). Время tр соответствует

последней точке пересечения Y(t) с данной границей. То есть время, когда

колебания регулируемой величины перестают превышать 5% от

установившегося значения, т.е. время регулирования tр = 100 секунд.

Величина перерегулирования 𝑦 зависит от вида отрабатываемого

сигнала. При отработке ступенчатого воздействия (рисунок 2.20) –

величина перерегулирования 𝑦 определяется по формуле (2.21) [16]:

y = Ymax – Yуст

Yуст

×100%, (2.21)

где Ymax – максимальное значение.

Отсюда следует, что перерегулирование равно:

y = 748 – 700

700 × 100% ≈ 6,86%.

42

2.5 Составление алгоритмов управления резервуарным парком и

определения количества нефти

Алгоритм управления резервуарным парком подразумевает

автоматическое и ручное управление заполнением и опорожнением

резервуаров.

Как говорилось ранее, для вычисления количества нефти в резервуарном

парке достаточно знать уровень наполнения, среднюю температуру и давление

в каждом резервуаре [14]. На основе этих данных вычисляется количество

продукта в каждом резервуаре, а затем суммируется в общее значение.

Масса нефти в резервуаре рассчитывается по формуле (2.22). Блок-схема

подпрограммы для расчета массы представлена на рисунке 2.21:

m = ρV, (2.22)

где ρ – плотность продукта;

V – объем продукта.

Рисунок 2.21 – Блок-схема подпрограммы расчета массы

Объем продукта рассчитывается по формуле (2.23). Блок-схема

подпрограммы для расчета массы представлена на рисунке 2.22:

V = S × h, (2.23)

где S – площадь основания резервуара;

h – уровень наполнения резервуара.

Площадь основания резервуара равно 1698 м2, т.к. используется

резервуар объемом 20000 м2. Уровень наполнения резервуара равен результату

измерения уровнемера VEGAPLUS 65. Свободный объем в резервуаре

определяется разностью объема резервуара и объема нефти в нем. Данная

операция выполняется в среде программирования SCADA-системы.

43

Рисунок 2.22 – Блок-схема подпрограммы расчета объема

Плотность продукта определяется расчетным методом [21]. Для этого

необходимо знать среднюю температуру продукта и паспортное значение

плотности при температуре 20 0

С. Расчет происходит в следующей

последовательности:

- берется паспортное значение показателя плотности при 20 0

С;

- рассчитывается средняя температура продукта;

- вычисляется разница между полученным результатом и 20 0

С, округляя

ее до целого значения;

- в таблице 2.4 находим поправку на один градус отклонения, которая

соответствует паспортному значению параметра при 20 0

С.

- полученный результат прибавляется к паспортному, если температура

продукта ниже 20 0

С, или же вычитается из него, если температура продукта

больше 20 0

С.

Алгоритм расчета плотности нефти представлен в виде блок-схемы на

рисунке 2.23.

Таблица 2.4 – Поправочная таблица плотности нефти

Плотность при 20 0С, г/см3

Поправка

на 1 0С,

г/см3

Плотность при 20 0С, г/см3

Поправка

на 1 0С,

г/см3

Плотность при 20 0С, г/см3

Поправка на

1 0С, г/см3

0,650…0,659 0,000962 0,7700…0,7799 0,000805 0,8900…0,8999 0,000647

0,660…0,669 0,000949 0,7800…0,7899 0,000792 0,9000…0,9099 0,000633

0,670…0,679 0,000936 0,7900…0,7999 0,000778 0,9100…0,9199 0,000620

0,680…0,689 0,000925 0,8000…0,8099 0,000765 0,9200…0,9299 0,000607

0,6900…0,6999 0,000910 0,8100…0,8199 0,000752 0,9300…0,9399 0,000594

0,7000…0,7099 0,000897 0,8200…0,8299 0,000738 0,9400…0,9499 0,000581

0,7100…0,7199 0,000884 0,8300…0,8399 0,000725 0,9500…0,9599 0,000567

0,7200…0,7299 0,000870 0,8400…0,8499 0,000712 0,9600…0,9699 0,000554

0,7300…0,7399 0,000857 0,8500…0,8599 0,000699 0,9700…0,9799 0,000541

0,7400…0,7499 0,000844 0,8600…0,8699 0,000686 0,9800…0,9899 0,000528

0,7500…0,7599 0,000831 0,8700…0,8799 0,000673 0,9900…1,000 0,000515

0,7600…0,7699 0,000818 0,8800…0,8899 0,000660

44

Рисунок 2.23 – Блок-схема подпрограммы расчета плотности

Средняя температура продукта в резервуаре рассчитывается по формуле

(2.24). Данная формула реализована с помощью двух подпрограмм: расчет

средней температуры (рисунки 2.25-2.26) и расчет среднего значения (рисунок

2.24):

Tср = ∑ Ti

N, (2.24)

где Ti – значение температуры в точке i;

i – номер точки измерения температуры, от 1 до 10;

N – количество точек измерения, N = 10.

Рисунок 2.24 – Блок-схема подпрограммы расчета среднего значения

45

Рисунок 2.25 – Начало блок-схемы подпрограммы расчета средней

температуры

46

Рисунок 2.26 – Окончание блок-схемы подпрограммы расчета средней

температуры

47

После того, как масса во всех резервуарах будет рассчитана, значение

массы всех резервуаров суммируется и получается общая масса нефти в

резервуарном парке. Аналогичным способом вычисляется общий объем

продукта. Блок-схема алгоритма вычисления общих массы и объема нефти

представлена на рисунке 2.27.

Рисунок 2.27 – Блок-схема подпрограммы расчета суммы

Основной алгоритм представляет собой вычисление количества нефти не

резервуарном парке, а также управление клапанами резервуаров, т.е.

управление заполнением и опорожнением резервуаров.

Часть блок-схемы основного алгоритма, изображенная на рисунке 2.28,

отображает вызов всех ранее упомянутых подпрограмм для подсчета

необходимых параметров. Затем, происходит проверка автоматического

режима управления и начало алгоритма при авто-режиме управления.

На рисунке 2.29 изображена блок-схема алгоритма автоматического

заполнения резервуарного парка, т.е. если система находится в автоматическом

режиме, то происходит поочередная проверка заполнения резервуаров от

первого до последнего, а на рисунке 2.30 – алгоритм автоматического

опорожнения резервуарного парка, а именно алгоритм проверяет опустошен ли

резервуар.

Рисунок 2.31 показывает блок-схему алгоритма ручного заполнения

резервуарного парка, т.е. если система находится в ручном режиме, то оператор

может подать сигнал на входной клапан резервуара для его заполнения, а

рисунок 2.32 показывает ручное опустошение резервуаров, т.е. если система

находится в ручном режиме, то оператор может подать сигнал на входной

клапан резервуара для его опорожнения.

По причине того, что в системе используется контроллер Siemens Simatic

S7-300, алгоритм управления резервуарным парком и вычисления количества

нефти в резервуарном парке реализован в Simatic Manager на языке

программирования STL. Для написания подпрограмм в SIMATIC Manager

используется функция, которая обозначается как «FC». Такая функция имеет

свои входные и выходные переменные.

48

Рисунок 2.28 – Блок-схема подпрограммы расчета средней температуры

49

Рисунок 2.29 – Блок-схема подпрограммы расчета среднего значения

50

Рисунок 2.30 – Блок-схема подпрограммы расчета среднего значения

51

Рисунок 2.31 – Блок-схема подпрограммы расчета среднего значения

52

Рисунок 2.32 – Блок-схема подпрограммы расчета среднего значения

53

Подпрограмма расчета среднего значения, показанная на рисунке 2.24,

реализована на языке STL. На рисунке 2.33 производится сумма первой и

второй переменных, а результат записывается в область памяти по адресу

MD20. Для остальных переменных выполняется код аналогичный показанному

на рисунке 2.34, т.е. к предыдущей сумме прибавляется следующая

переменная. В конце подпрограммы происходит деление итоговой суммы на

число учитывающихся датчиков (рисунок 2.35).

Рисунок 2.33 – Первый network

Рисунок 2.34 – Типовой network

Рисунок 2.35 – Последний network

Подпрограмма расчет средней температуры (блок-схема изображена на

рисунках 2.25-2.26) подсчитывает эту самую температуру в зависимости от

уровня наполнения резервуара и выполняется в следующем порядке:

- код подпрограммы начинается с обнуления переменных, которые

используются для подсчета, во избежание использования остаточных значений

переменных после предыдущего использования подпрограммы (рисунок 2.36);

- далее идет проверка наличия нефтепродукта в резервуаре (рисунок 2.37)

и последующая запись температуры с первой точки и количество

учитывающихся датчиков, равное единице (рисунок 2.38);

- далее происходит проверка уровня заполнения резервуара с интервал в

один метр начиная с двух до одиннадцати метров и последующая запись

соответствующих данных. Типовой код для этих операций представлен на

рисунках 2.39-2.40;

- в конце происходит вызов функции расчета среднего значения (рисунок

2.41).

54

Рисунок 2.36 – Первый network

Рисунок 2.37 – Второй network

Рисунок 2.38 – Третий network

Рисунок 2.39 – Типовой network для измерения уровня

Рисунок 2.40 – Типовой network для записи уровня и количества

учитывающихся датчиков

55

Рисунок 2.41 – Конечный network

Код подпрограммы расчета объема (блок-схема на рисунке 2.22)

представлен на рисунке 2.42.

Рисунок 2.42 – Код подпрограммы расчета объема

Подпрограмма расчет плотности (блок-схема изображена на рисунке

2.23) рассчитывает плотность нефтепродукта в зависимости от его средней

температуры и работает в следующем порядке действий:

- код подпрограммы начинается с вычисления разности средней текущей

температуры резервуара и поправочной температурой 20 0С (рисунок 2.43);

- произведение разности температур и поправки на 1 0С для паспортного

значения плотности нефти, которая равна 0,000778 грамм в кубическом

сантиметре (рисунок 2.44);

- от паспортного значения вычитается поправочное значение и

получается текущее значение плотности нефти (рисунок 2.45);

- происходит перевод полученного значения плотности из г/см3 в кг/м3

(рисунок 2.46).

Рисунок 2.43 – Разность средней и поправочной температур

56

Рисунок 2.44 – Произведение поправки и разности температур

Рисунок 2.45 – Разность паспортного и поправочного значений

плотности

Рисунок 2.46 – Перевод значения плотности в килограмм на метр

кубический

Код подпрограммы расчета массы (блок-схема на рисунке 2.21)

представлен на рисунке 2.47.

Рисунок 2.47 – Код подпрограммы расчета массы

Подпрограмма расчет суммы (блок-схема изображена на рисунке 2.27)

рассчитывает всех переменных, она используется для подсчета общих массы и

объема нефтепродукта. На рисунок 2.48 производится сумма первой и второй

переменных, а результат записывается в область памяти по адресу MD88. Далее

к предыдущей сумме прибавляется следующая переменная и так далее

(рисунок 2.49). В конце подпрограммы происходит вывод итоговой суммы

(рисунок 2.50).

Рисунок 2.48 – Сумма первых двух переменных

57

Рисунок 2.49 – Расчет суммы всех переменных

Рисунок 2.50 – Вывод итоговой суммы

Основной алгоритмы представленный блок-схемой, изображенной на

рисунках 2.28-2.32, выполняется в следующей последовательности:

- вызов подпрограммы расчета средней температуры (рисунок 2.51);

- вызывается подпрограмма расчета объема (рисунок 2.52);

- происходит вызов подпрограммы расчета плотности (рисунок 2.53), а

после него вызов подпрограммы расчета массы (рисунок 2.54). Данные

операции производятся для каждого резервуара;

- рассчитывается общая масса и объем нефтепродукта путем вызова

подпрограммы расчета суммы (рисунок 2.55);

- алгоритм управления начинается с проверки автоматического режима

(рисунок 2.56);

- если же он включен и подается сигнал на заполнение, то начинается

автоматическое заполнение резервуаров, типовой код этой операции для

каждого резервуара представлен на рисунке 2.57.;

- если же авто-режим включен и есть подается сигнал на слив, то

начинается автоматическое опорожнение резервуаров, типовой код этой

операции для каждого резервуара представлен на рисунке 2.58;

- осуществляется проверка ручного режима (рисунок 2.59);

- если же включен ручной режим и оператор дает команду на

открытие/закрытие входного клапана, соответствующий клапан будет

открыт/закрыт и начнется/прекратится заполнение резервуара (рисунок 2.60);

- если же включен ручной режим и оператор дает команду на

открытие/закрытие выходного клапана, соответствующий клапан будет

открыт/закрыт и начнется/остановится опорожнение резервуара (рисунок 2.61);

- в конце основного алгоритма происходит вывод всех необходимых

данных (рисунок 2.62).

58

Рисунок 2.51 – Вызов подпрограммы расчета средней температуры

Рисунок 2.52 – Вызов подпрограммы расчета объема

Рисунок 2.53 – Вызов подпрограммы расчета плотности

Рисунок 2.54 – Вызов подпрограммы расчета массы

Рисунок 2.55 – Вызов под программы расчета суммы

Рисунок 2.56 – Проверка авто-режима

59

Рисунок 2.57 – Автоматическое заполнение резервуара

Рисунок 2.58 – Автоматическое опорожнение резервуара

Рисунок 2.59 – Проверка ручного режима

Рисунок 2.60 – Ручное заполнение резервуара

Рисунок 2.61 – Ручное опорожнение резервуара

Рисунок 2.62 – Вывод данных для мониторинга

60

2.6 SCADA-система учета нефти при хранении в резервуаре

Технологической схемой системы учета нефти определен следующий

объем автоматизации:

- контроль, регистрация и сигнализация отклонения от заданных

значений температуры, плотности, давления, уровня наполнения, объема и

массы каждом резервуаре;

- контроль, регистрация и сигнализация отклонения от заданных

значений давления в трубопроводе после абсорбера;

- контроль, регистрация и сигнализация отклонений уровня абсорбента в

абсорбционной емкости;

- управление насосом откачки углеводородов, насосом откачки

абсорбента, клапанами заполнения и слива резервуаров;

- управление отсечным клапаном подачи углеводородов в расширитель.

Система визуализации была разработана на Simple SCADA, которая

связана с Siemens SIMATIC S7 через программное обеспечение NetToPLCsim и

Multi-Protocol MasterOPC Server для передачи данных (рисунок 2.63).

Рисунок 2.63 – Структура передачи данных

2.6.1 Структура областей АРМ.

Условно экран автоматизированного рабочего места диспетчера можно

разделить на несколько областей, из которых каждая выполняет свои задачи по

обеспечению пользователя информацией о состоянии технологического

процесса (рисунок 2.64):

- область расположения страниц и переход на тренд;

- область содержания страницы;

- область расположения переключения между пользователями, журнала

сообщений, а также текущего времени.

1

2

3 Рисунок 2.64 – Расположение областей на экране монитора АРМ

61

В состав интерфейса данной SCADA системы входят следующие

страницы: резервуарный парк, УЛФ, тренды резервуаров и тренды.

Мнемосхема резервуарного парка отображает текущее состояние

протекающего технологического процесса. В состав мнемосхемы входят: 6

резервуаров вертикальных стальных (объемом 20000 м3) с основными

характеристиками продукта хранящегося в нем, щелкнув на каждый резервуар

можно открыть подокно с более подробными характеристиками продукта

внутри него (рисунок 2.66); 14 клапанов для заполнения и опорожнения

резервуаров; панель управления оператора, включающая в себя: управление

режимом работы (автоматический и ручной), блокировка/разблокировка всех

клапанов, кнопку открывающая подокно формирования отчета (рисунок 2.68),

показания общих массы и объема продукта, сигнализацию об аварийных

значениях уровня, температуры и давления внутри резервуаров (рисунок 2.65).

Мнемосхема системы УЛФ отображает текущее состояние

протекающего технологического процесса (рисунок 2.67). В состав

мнемосхемы входят: резервуар, 6 клапанов, 2 насоса, абсорбер, емкость дата

абсорбента, емкость для регенерации абсорбента, манометр, датчик

температуры.

Страница «тренды резервуаров» отображает тренды следующих

параметров каждого резервуара: температура, плотность, уровень заполнения,

давление, объем продукта, масса продукта (рисунок 2.69).

Страница «тренды» отображает тренды объема и массы продукта во всем

резервуарном парке, а также тренды параметров УЛФ системы: давление

воздуха, температура в абсорбере и уровень абсорбента (рисунок 2.70).

Рисунок 2.65 – Мнемосхема резервуарного парка

62

Рисунок 2.66 – Подокно резервуара

Рисунок 2.67 – Мнемосхема системы УЛФ

Рисунок 2.68 – Окно формирования отчета

63

Рисунок 2.69 – Тренды основных параметров резервуаров

Рисунок 2.70 – Тренды общей массы, объема и параметров УЛФ системы

Рисунок 2.71 – Верхняя часть экрана

64

Верхняя часть экрана включает в себя навигацию между страницами

интерфейса данной SCADA системы, а также кнопку для перехода на общий

тренд всех параметров (рисунок 2.71).

Центральная часть первой страницы отображает мнемосхему

резервуарного парка (рисунок 2.65). По трубопроводу, берущему свое начало в

левой части мнемосхемы, в резервуарный парк поступает нефтепродукт. После

чего, если система находится в автоматическом режиме, резервуары

наполняются по очереди, что отображают соответствующие уровни. При

пересечении границы в 95% уровня наполнения резервуара, автоматически

прекращается подача продукта путем перекрытия соответствующего клапана и

затем наполняется следующий резервуар. После заполнения последнего

резервуара клапан закрывается. Опорожнение резервуаров в автоматическом

режиме происходит аналогичным образом. Резервуары опустошаются по

очереди, что отображают соответствующие уровни. При полном опустошении

резервуара (уровень наполнения равен 0%), автоматически закрывается

сливной клапан и затем происходит опорожнение следующего резервуара.

После опустошения последнего резервуара клапан закрывается. В ручном

режиме оператор сам управляет заполнением и опорожнением резервуаров

путем открытия и закрытия наливных и сливных клапанов. Однако если

уровень в резервуаре достигнет верхнего аварийного значения, то наливной

клапан этого резервуара отключается автоматически.

Подокно отдельного резервуара представляет собой резервуар с более

подробными характеристиками нефтепродукта, содержащегося внутри него, а

именно температура, плотность, уровень заполнения, давление, объем

продукта, свободный объем резервуара, масса продукта, а также лампы,

сигнализирующие об аварийных ситуациях (рисунок 2.66).

Подокно формирования отчета позволяет сформировать отчет в

указанный период времени (дата и время). Отчет формируется по изменению

значений, содержащихся в отчете (рисунок 2.68).

На центральной части второй страницы отображена система улавливания

легких фракций углеводорода (рисунок 2.67). Данная система регулирует

давление газового пространства резервуаров. Она включает резервуар с

продуктом, который посредством газовой обвязки связан с абсорбером. При

повышении давления в газовом пространстве резервуара ПВС при помощи

водоустойчивого эжекторного насоса поступает в нижнюю часть абсорбера и

движется вверх по каналам, образованным в нем специальными насадками

(кольца Ришига и т. п.). Навстречу паровоздушной смеси, сверху вниз,

движется абсорбент – низколетучий поглотитель (дизельное топливо, керосин

и т. п.). Для этого абсорбент из емкости дата абсорбента выкачивается насосом

и распыляется через форсунки внутри абсорбера. На поверхности насадок

образуется тонкая пленка абсорбента, которая поглощает углеводороды из

паровоздушной смеси. В абсорбере поддерживается противодавление с

помощью клапана. Отработанный (насыщенный) абсорбент периодически

сбрасывается в емкость и проходит регенерацию.

65

Третья страница отображает тренды всех параметров всех резервуаров

(температура, плотность, уровень заполнения, давление, объем продукта, масса

продукта) с соответствующими им шкалами, временная шкала составляет 60

секунд (рисунок 2.69).

Четвертая страница представляет собой окно трендов объема и массы

нефти во всем резервуарном парке, а также тренды системы УЛФ (рисунок

2.70).

Нижняя часть экрана включает в себя переключение между

пользователями, текущие сообщение, кликнув на которое можно перейти в

журнал сообщений, а также текущее время (рисунок 2.72).

Рисунок 2.72 – Верхняя часть экрана

2.6.2 Сообщения и журнал сообщений.

Все сообщения в данной SCADA-системе можно разделить на 2 группы:

аварийные и предупредительные. Цветовая схемы этих событий приведена в

таблице 2.5.

Таблица 2.5 – Цветовая схема событий Тип сообщения Фон/текст Наличие звук. сигнала

Аварийное красный/белый присутствует

Предупредительное желтый/белый отсутствует

Аварийные уведомляют о превышении недопустимого значения, а

предупредительные о приближении к аварийной границе. Например, при

превышении температуры выше 60 0С или ниже 0 0С выдается

предупредительное сообщение, а при превышении температуры до 70 0С или

снижении до 0 0С выдается аварийное сообщение (рисунок 2.73).

Рисунок 2.73 – Предупредительное и аварийное сообщения

Все сообщения сохраняются в журнал сообщений, с помощью которого

оператор может в любой момент просмотреть необходимые сообщения.

Журнал сообщений делится на 5 категорий: неподтвержденные (рисунок 2.74),

все сообщения (рисунок 2.75), активные сообщения (рисунок 2.76),

нарушенные границы (рисунок 2.77), пользователи (рисунок 2.78).

66

Рисунок 2.74 – Неподтвержденные

Рисунок 2.75 – Все сообщения

Рисунок 2.76 – Активные сообщения

Рисунок 2.77 – Нарушенные границы

Рисунок 2.78 – Пользователи

Также имеется возможность распечатать данные сообщения с помощью

кнопки с изображением принтера, а также просматривать сообщения в

определенный день, введя необходимую дату (рисунок 2.79).

67

Рисунок 2.79 – Панель даты журнала сообщений

2.6.3 Смена пользователей.

При запуске программы, пользователю (оператор/инженер) всегда

необходимо идентифицироваться, путем выбора своей должности и ввода

персонального пароля (рисунок 2.80). У разных пользователей имеется свой

набор прав доступа для изменения тех или иных параметров работы системы, а

также индивидуальный набор прав для просмотра той или иной информации.

Например, оператор имеет права только на чтение, а инженер на чтение и

запись.

Рисунок 2.80 – Контроль доступа

2.6.4 Формирование отчета о состоянии нефти.

Для формирования отчета необходимо открыть одноименное окно, нажав

на кнопку «Сформировать» (рисунок 2.65). В открывшемся окне вводится

период времени за который нужно сформировать отчет (рисунок 2.68). Затем,

кликнув на кнопку «Сформировать отчет», отчет будет составлен и открыт на

экране пользователя. Часть отчета представлена на рисунке 2.81.

Рисунок 2.81 – Отчет по параметрам нефтепродукта

68

Отчет содержит в себе данные для каждого резервуара (максимальное

значение уровня, максимальное значение массы, среднее значение плотности,

среднее значение давления и среднее значение температуры), а также средние

показатели общей массы и объема нефти за указанный период времени.

2.6.5 Элементы контроля и управления резервуарного парка.

На панели управления оператора расположены кнопки управления

режимом работы (автоматический/ручной) и блокировки клапанов

(заблокировать/разблокировать), приведенные в таблице 2.6.

Таблица 2.6 – Описание состояния кнопок Изображение Описание

Текущий режим – ручной. После нажатия режим

переключится на автоматический

Текущий режим – автоматический. После

нажатия режим переключится на ручной

Все клапаны разблокированы. После нажатия

клапаны заблокируются

Все клапаны заблокированы. После нажатия

клапаны разблокируются

Автоматический режим представляет собой автоматическое поочередное

заполнение резервуаров до предельного уровня или же полное опустошение

резервуаров, в зависимости от команды оператора. В ручном режиме,

пользователь (оператор) сам контролирует процесс заполнения или

опустошения резервуаров. На странице «УЛФ» автоматический режим

означает полную автоматическую работы системы улавливания легких

фракций углеродов, а ручной режим – оператор сам управляет данным

технологическим процессом.

В случае аварийной ситуации или по необходимости, оператор может

заблокировать все клапаны, т.е. если в автоматическом режиме он не мог

взаимодействовать с клапанами, то нажав кнопку блокировки, по

необходимости, он может перекрыть и заблокировать все клапаны для

автоматического режима. Функция разблокировки подразумевает снятие блока

со всех клапанов, т.е. если система находилась в авто-режиме, то она

продолжит свою работу с того момента, когда оператор прервал процесс ее

работы.

69

Уровень – компонент, который отображает в графическом виде, на

сколько заполнен бак. На мнемосхеме данный компонент изображен условно и

может также иметь 3 разных состояния, приведенных в таблице 2.7.

Таблица 2.7 – Описание состояний уровня Цвет уровня Описание

Красный Резервуар заполнен на 0-3% или 97-100%

Желтый Резервуар заполнен на 4-10% или 90-96%

Белый Резервуар заполнен на 11-89%

Индикация аварийного значения для параметров уровень, температура и

давление имеет 2 состояния, приведенные в таблице 2.8. Также следует

отметить, что при достижении аварийного значения индикатор мигает красным

цветом для большего привлечения внимания оператора. В тоже время,

резервуар, в котором достигнуто аварийное значение, также мигает красным

цветом (рисунок 2.82), а также мигает соответствующая лампа в подокне

резервуара.

Таблица 2.8 – Описание состояний индикации Состояние на

панели

управления

Состояние в

подокне

резервуара

Описание

Достигнуто аварийное значение одно из параметров

Значение параметра в пределах нормы

Рисунок 2.82 – Аварийное значение параметра в РВС№2

Клапан – устройство, предназначенное для открытия, закрытия или

регулирования потока при наступлении определённых условий. На мнемосхеме

данное средство регулирования изображено условно и может иметь 4 разных

состояния, приведенных в таблице 2.9.

70

Таблица 2.9 – Описание состояний клапана

Изображение Описание

Клапан закрыт, т.е. степень открытия 0%

Клапан открыт, т.е. степень открытия 100%

Клапан заблокирован

Клапан неисправен

Если клапан открыт (зеленый цвет), то щелкнув на него, его можно

закрыть (белый цвет) и наоборот. Желтый цвет клапана означает что он

заблокирован, т.е. закрыт и не доступен для открытия или закрытия, чтобы

снять блокировку, необходимо нажать кнопку «разблокировать» на панели

управления в правой части экрана. Если клапан мигает красным цветом, значит

клапан не исправен и нуждается в ремонте.

Таблица 2.10 – Описание состояний насоса

Эжекторный насос Насос Описание

Насос выключен

Насос включен

Неисправность насоса

На мнемосхеме есть 2 типа насоса эжекторный и обычный они

изображено условно и могут иметь 2 разных состояния, приведенных в таблице

2.10. В авто-режиме насосы работают автоматически и отображают свое

состояние цветом. Для активации насосов в ручном режиме, необходимо

кликнуть левой кнопкой мыши на соответствующий насос. В случае

неисправности насоса, он начинает мигать красным цветом.

71

3 Расчет погрешности уровнемера VEGAPLUS 65

В качестве прибора для расчета погрешности был выбран уровнемер

VEGAPLUS 65, метрологические характеристики которого представлены в

таблице 3.1.

Основная погрешность СИ – погрешность СИ, используемого в

нормальных условиях (Н.У.). Под Н.У. применения СИ понимаются условия,

при которых влияющие величины (температура окружающего воздуха,

барометрическое давление, влажность, напряжение питания, частота тока и

т.д.) имеют нормальные значения или находятся в пределах нормальной

области значений, а также определенное пространственное их положение,

отсутствие вибрации, внешнего электромагнитного поля, кроме земного

магнитного поля. Н.У. обычно не являются рабочими условиями применения

СИ [8]. Под пределом допускаемой дополнительной погрешности понимается

наибольшая дополнительная погрешность, вызываемая изменением влияющей

величины в пределах расширенной области значений (РОЗ), при которой

средство измерений может быть признано годным и допущено к применению.

Таблица 3.1 – Погрешность уровнемера VEGAPLUS 65 Характеристика Значение

Воспроизводимость при НУ ±1 мм

Температурный дрейф ±0,03 %/10 К относительно интервала 16 мА

Погрешность на токовом выходе вследствие

аналогово-цифрового преобразования (испол-

нение Ex d ia) ±0,04 мА

Погрешность на токовом выходе вследствие

сильных высокочастотных электромагнитных

полей в пределах EN 61326 ±0,15 мА

Исходя из таблицы 3.1, основная погрешность (при номальных условиях)

уровнемера VEGAPLUS 65 ∆ = 1 мм. Расчет предела допустимой

дополнительной погрешности для аналогового выхода. Измеряемая величина

lвх = 10 м. Дополнительная погрешность 1 (влияние температуры окружающей

среды):

δ1 = 0,03%×Xоткл

XД, (3.1)

δ1 = 0,03% × 30 ℃

10 м = 0,09%.

Дополнительная погрешность 2 (влияние магнитного поля):

∆доп2 = 0,04 мА.

Чтобы перевести значение выходного токового сигнала в измеряемую

величину, используем линейную зависимость.

72

Если 35 м ~ 20 мА, а 0 м ~ 4 мА, тогда 35 м ~ 16 мА, а 0 м ~ 0 мА,

∆доп2 = 0,04 мА × 35 м

16 мА = 0,0875 м.

Дополнительная погрешность 3 (влияние напряжения питания):

∆доп3 = 0,15 мА,

∆доп3 = 0,15 мА × 35 м

16 мА = 0,3281 м.

Дополнительная погрешность 4 (влияние всех факторов). Допустимая

погрешность вычисляется по формуле ниже:

δi = ∆допi

tвх×100%. (3.2)

Тогда,

δ2 = ∆доп2

lвх × 100% =

0,0875 м

10 м × 100% = 0,875%,

δ3 = ∆доп3

lвх × 100% =

0,3281 м

10 м × 100% = 3,281%.

Затем, вычислим суммарную допустимую погрешность по формуле (3.3).

δΣ = √Σδi2. (3.3)

Тогда,

δΣ = √δ12 + δ2

2 + δ32 = √(0,09%)2 + (0,875%)2 + (3,281%)2 = 3,3969%.

Предел допустимой дополнительной погрешности равен:

∆Lдоп = δΣ × lвх

100%=

3,3969% × 10 м

100% = 0,33969 м ≈ 0,34 м.

Из этого следует, что погрешность уровнемера по аналоговому выходу

равна:

∆TУЭ = ∆TНУ

+ ∆Tдоп = (0,001 + 0,34) м = 0,341 м ≈ 0,3 м.

73

4 Безопасность жизнедеятельности

Одни из важнейших задач в разработке новых технологий и систем

производства являются изучение и решение проблем, связанных с

обеспечением здоровых и безопасных условий, в которых протекает

человеческий труд

Безопасность жизнедеятельности человека зависит от следующих

факторов: характер труда и его организация, взаимоотношение с трудовым

коллективом, организация рабочего места, наличие опасных и вредных

факторов на рабочем месте.

Данный раздел дипломного проекта посвящен анализу и разработке мер

по обеспечению благоприятных условий труда для работы инженера-

проектировщика.

Анализ санитарно-гигиенических условий труда будет проводиться

применительно к рабочему месту студента, на котором разрабатывается проект.

На время выполнения проекта студент выполняет функции инженера-

проектировщика. В ходе проектирования выполняются следующие работы:

- поиск, анализ и обработка необходимой информации;

- анализ и обработка рабочей документации;

- выбор необходимого оборудования для автоматизации процесса;

- разработка проекта.

Большая часть работ выполняется на ПК, что приводит к

дополнительным вредным воздействиям целой группы факторов, которые

ухудшают производительность труда.

Длительная работа на ПЭВМ может негативно сказаться на здоровье

человека. ПЭВМ и, прежде всего монитор персонального компьютера, является

источником электростатического поля; слабых электромагнитных излучений в

низкочастотном и высокочастотном диапазонах (от 2 Гц до 400 кГц),

рентгеновского излучения, ультрафиолетового излучения, инфракрасного

излучения, излучения видимого диапазона.

4.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

Работа инженера-проектировщика связана в основном с умственной

деятельностью, нежели с физической, поэтому основная нагрузка падает на

центральную нервную систему. Следовательно, условия труда оказывают

влияние на деятельность мозга, органов зрения и слуха, кровообращение и

дыхание человека. Для нормального функционирования организма человека и

его жизнедеятельных процессов необходимы определенные условия.

Обеспечение безопасности жизнедеятельности человека в значительной

мере зависит от правильной оценки опасных и вредных производственных

факторов, которые могут привести к травме или другому внезапному резкому

ухудшению здоровья и заболеванию или снижению работоспособности.

По природе действия опасные и вредные производственные факторы

подразделяются на четыре группы: физические, химические, биологические и

психофизиологические.

74

На инженера-проектировщика на его рабочем месте оказывают влияние

физические, химически и психофизиологические производственные факторы.

Физические производственные факторы представляют собой:

- температура и влажность воздуха в рабочем помещении;

- запыленность воздуха в рабочем помещении;

- уровень шума в рабочем помещении;

- инфракрасное излучение;

- электромагнитное излучение;

- ионизирующее излучение;

- отсутствие и недостаток естественного света;

- освещенность;

- статическое электричество;

- электрический ток.

Химические факторы: содержание в воздухе рабочего помещения

двуокиси углерода, озона, аммиака, фенола, формальдегида и других вредных

веществ.

Психофизиологические факторами являются:

- физические перегрузки (статические, динамические);

- нервно-психические перегрузки (умственное перенапряжение,

эмоциональные перегрузки, монотонность труда).

На практике вышеперечисленные факторы могут приводить к

нарушению зрения, костно-мышечным нарушениям, возможности заболеваний

кожи лица, нервным и психическим заболеваниям, нарушениям в

функционировании биологических систем организма.

Таким образом, обеспечение условий высокопроизводительного и

безопасного труда заключается в организации рабочего места и создании

нормальных условий труда. В то же время следует предусмотреть меры по

предупреждению или снижению утомляемости работника. Основными

параметрами, характеризующими условия труда, являются микроклимат,

освещенность, шум, излучения ВДТ и ПЭВМ, электричество.

4.2 Определение шума

Требования к уровню шума регламентируются СНиП 23-03-2003

«Защита от шума» и уровень шума для помещения, в котором работает

инженер-проектировщик, должен не превышать 50 дБ.

Одним из наиболее распространенных в производстве вредных факторов

является шум. Он создается работающим оборудованием, преобразователями

напряжения, работающими лампами, а также проникает извне. При

повышенном уровне шума и вибрации ухудшается условия труда, оказывает

пагубное влияние на организм человека. Действие шума различно: он

затрудняет разборчивость речи, приводит к снижению работоспособности,

повышает утомляемость, вызывает необратимые изменения в органах слуха

человека. Шум воздействует не только на органы слуха, но и на весь организм

человека через центральную нервную систему, что приводит к ослаблению

75

внимания, ухудшению памяти, снижению скорости реакция, увеличению числа

ошибок при работе.

Помещения, в которых для работы используются ПЭВМ, не должны

граничить с помещениями, в которых уровень шума и вибрации превышают

нормируемые значения.

Основным источником шума в кабинете являются вентиляторы блоков

питания ЭВМ. Уровень шума колеблется от 35 до 40 дБ. По СНиП 23-03-2003

«Защита от шума» при выполнении основной работы на ПЭВМ уровень звука

на рабочем месте не должен превышать 50 дБ. Следовательно, можно считать,

что кабинет соответствует выше указанным нормам.

4.3 Микроклимат помещения

Одним из необходимых условий здорового и высокопроизводительного

труда инженера-проектировщика в помещении является обеспечение

нормальных микроклиматических условий, являющихся важной

характеристикой санитарно-гигиенических условий труда.

Проанализируем микроклимат в помещении, где располагается рабочее

место инженера-проектировщика. Микроклимат определяется действующими

на организм человека сочетаниями температуры, относительной влажности и

скорости движения воздуха. Работа инженера-проектировщика по

интенсивности общих энергозатрат организма в ккал/ч (Вт) относится к

категории Iб. В таблице 4.1 приведены оптимальные и допустимые значения

характеристик микроклимата.

Таблица 4.1 – Характеристики микроклимата Сезон

года

Кат.

тяжести

работ

Температура, °С Относительная

влажность, %

Скорость движения

воздуха, м/с

Факт. зн. Доп. зн. Факт. зн. Доп. зн. Факт. зн. Доп. зн.

Холодный Iб 24…27 26,1…27 40…60 15…75 0,1 0,1

Теплый Iб 22…25 21…28 40…60 15…75 0,1 0,2

В рабочем помещении соблюдаются допустимые микроклиматические

условия. Стоит также заметить, что при использовании в помещении

установленного кондиционера скорость движения воздуха увеличивается на

0,1 м/с. Микроклимат помещения поддерживается на оптимальном уровне

системой водяного центрального управления, а также естественной и

искусственной вентиляцией. Объем рабочего помещения, где располагается

рабочее место инженера-проектировщика, составляет, приблизительно, 90 м3

(ДхШхВ 6х5х3 м). В помещении одновременно могут производить работы от

одного до трех инженеров-проектировщиков. Таким образом, на одного

сотрудника, по меньшей мере, приходится, приблизительно, 30 м3 объема

помещения и 10 м2 площади, что соответствует требованиям нормативного

документа.

76

Рисунок 4.1 – План помещения операторского зала

4.4 Освещенность помещения

4.4.1 Расчет естественного освещения.

Производственное помещение, в котором находятся сотрудники

резервуарного парка должно иметь естественное освещение, соответствующее

с требованиями СНиП РК 2.04-05-2002 «Естественное и искусственное

освещение. Нормы проектирования».

Размеры помещения 6х5х3. Коэффициенты отражения потолка ρп = 70%,

стен ρст

= 50%, ρпол

= 30%. Разряд зрительной работы Ivа.

Общую площадь окон определяем по формуле (4.1) для бокового

освещения:

S0 = Sп×eн

III×η0×Kзд×Kз

100×τ0×r1, (4.1)

где S0 – площадь световых проемов при боковом освещении, м2;

eн – нормируемое значение КЕО;

Kз – коэффициент запаса [10, с.19]: Kз = 1,5;

η0 – световая характеристика окон;

Sп – площадь пола помещения, м2.

77

Sп = 6 × 5 = 30 м2.

Необходимые расчеты для нахождения η0:

l = 5 – 1 = 4 м,

где l – глубина помещения, при одностороннем освещении.

При двустороннем освещении глубиной помещения считается

расстояние от наружной поверхности стены до середины помещения:

L

l =

6

4 = 1,5 ≈ 2.

Высота от уровня условной рабочей поверхности до верха окна:

hрасч = hок + hн ок – hраб пов, (4.2)

hрасч = 3 + 0,6 – 0,6 = 3 м,

l

hрасч =

4

3 = 1,3 ≈ 1.

Используя значения, полученные в формулах (4.1) и (4.2) определим

η0 = 8,5 [10, с.14]:

τ0 = τ1 × τ2 × τ3 × τ4 × τ5, (4.3)

где τ0 – общий коэффициент светопропускания;

τ1 – коэффициент светопропускания материала определим: для

стеклопакета τ1 = 0,8 [10, с.15];

τ2 – коэффициент, учитывающий потери света в стальных переплетах

(одинарные открывающиеся): τ2 = 0,75 [10, с.15];

τ3 – коэффициент, учитывающий потери света в несущих

конструкциях, при боковом освещении равен 0,9 [10, с.15];

τ4 – коэффициент, учитывающий потери света в солнцезащитных

устройствах: Убирающиеся регулируемые жалюзи и шторы τ4 = 1 [10,

с.16];

τ5 – коэффициент, учитывающий потери света в защитной сетке,

устанавливаемой под фонарями, принимают равным 0,9.

τ0 = 0,8 × 0,75 × 0,9 × 1 × 0,9 = 0,486.

78

r1 – коэффициент, учитывающий повышение КЕО при боковом

освещении благодаря свету, отраженному от поверхностей помещения и

подстилающего слоя, прилегающего к зданию [10, с.17].

Необходимые расчеты для нахождения r1. Расстояние от расчетной точки

до наружной стены составит 2 м. Отношение расстояния расчетной точки от

наружной стены к глубине помещения:

2

4 = 0,5.

Отношение глубины помещения к высоте от уровня условной рабочей

поверхности и верха окна:

l

hрасч =

4

3 = 1,33.

Средневзвешенный коэффициент отражения потолка, стен и пола:

ρсред

= ρ

ст + ρ

пот + ρ

пол

3 =

70 + 50 + 30

3 = 50 %.

Используя значения, полученные значения L / l ≈ 2, l / hрасч ≈ 1,

определим r1 = 1,5 [10, с.17].

Кзд – коэффициент, учитывающий затенение окон противостоящими

зданиями [10, с.16]:

P

Hз =

9

13 = 0,7,

Кзд = 1,52.

Нормированные значения КЕО eнIII для зданий, располагаемых в

различных районах следует определять по формуле (4.4):

eнIII = eн × mN, (4.4)

eнIII = 1,5 × 0,8 = 1,2,

где N – номер группы обеспеченности естественным светом [10, с.14];

eн – значения КЕО [10, с.20], eн = 1,5%;

mN – коэффициент светового климата [10, с.14].

Подставим все значения в расчетную формулу (4.1):

79

S0 = 30 × 1,2 × 8,5 × 1,52 × 1,5

100 × 0,486 × 1,5 =

697,68

72,9 = 9,57 м2.

Тогда длина одного окна будет равна:

lок = Sок

hок =

4,785

3 = 3,19 м.

Таким образом, для обеспечения необходимой освещенности в

лаборатории были рассчитаны площадь боковых световых проемов,

необходимой для создания нормируемой освещенности на рабочих местах для

разряда зрительной работы IVа.

4.4.2 Расчет искусственного освещения.

Для расчёта общего равномерного освещения в операторном зале при

горизонтальной рабочей поверхности применяем метод коэффициента

использования светового потока.

Суть метода заключается в вычислении коэффициента для помещения,

исходя из основных параметров помещения и светоотражающих свойств

отделочных материалов. В установках внутреннего освещения отражающими

поверхностями являются пол, стены, потолок и оборудование, установленное в

помещении. В тех случаях, когда поверхности, ограничивающие пространство,

имеют высокие значения коэффициентов отражения, отраженная

составляющая освещенности может иметь также большое значение и ее учет

необходим, поскольку отраженные потоки могут быть сравнимы с прямыми и

их недооценка может привести к значительным погрешностям в расчетах.

Площадь помещения определяется по формуле:

S = A × B = 6 × 5 = 30 м2.

Расчётная высота подвеса над уровнем рабочей поверхности h

определяется по формуле:

h = H – hc – hp = 3 – 0,6 – 0,1 = 2,3 м,

где hp – высота рабочей поверхности, м;

hc – высота свеса светильника, м.

Индекс помещения определяется по формуле (4.5):

I = S

h(A + B), (4.5)

где A – длина помещения, м;

B – ширина помещения, м;

h – расчетная высота, м.

80

I = 30

2,3(6 + 5) = 1,25.

Определим коэффициент использования светового потока η для ρст

= 70,

ρпот

= 50, ρпол

= 10 и i = 1,25, η = 57%.

Определим число светильников по формуле (4.6):

N = En × S × z × Kз

η × Ф × n, (4.6)

где 𝑧 – коэффициент неравномерности освещения, равный 1.1 ÷ 1.2;

K – коэффициент запаса.

N = 300 × 30 × 1,1 × 1,5

2 × 3120 × 0,57 =

14850

3556,8 = 4,18 ≈ 4 штук.

Для операторного зала с параметрами 6х5х3 следует установить

светильники ПВЛМ 2×40 с лампами ЛБР мощностью 40 Вт и световым потоком

3120 лм в размере 4 штуки для обеспечения необходимой освещенности на

рабочем месте (рисунок 4.2).

Рисунок 4.2 – Схема расположения светильников

81

5 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбере-

жение

5.1 Цели и задачи

Целью данной дипломной работы является разработка АСУ блока

производства нефтебитума цеха НПЗ в связи с модернизацией существующего

цеха НПЗ. Модернизация проводится в связи с необходимостью оптимизации,

повышения точности измерений и безопасности производства. В связи с этим

будет произведен подбор необходимого оборудования.

Модернизация позволит повысить надежность технологического

оборудования, эффективность учета продукта, а также предотвратить

аварийные ситуации, тем самым добиться непрерывного протекания

технологического процесса с меньшими трудозатратами. Эти показатели

приведут к положительному экономическому эффекту.

К задачам раздела «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и

ресурсосбережение» можно отнести следующее:

– оценка коммерческого и инновационного потенциала;

– обоснование необходимых инвестиций для разработки и внедрения

инженерного решения;

– анализ потенциальных рисков и разработка мер по управлению;

– расчет технико-экономического эффекта.

5.2 SWOT-анализ объекта резервуарный парк нефти

Добыча и переработка нефти играет ключевую роль в развитии нашей

страны. Сегодня нефтегазовая отрасль РК – приоритетная, ведущая отрасль

хозяйства, важнейшая составная часть экономики суверенного государства,

одна из базовых отраслей страны, которая вносит значительный вклад в

стабилизацию экономики. Казахстан по подтвержденным запасам нефти

находится на девятом месте в мире. Доказано, что в казахстанских недрах

имеются запасы нефти в размере 6,5 млрд тонн, а по прогнозам эти запасы

достигают отметки в 20-25 млрд тонн, которые привлекают внимание

крупнейших мировых компаний.

Нефтяные компании, находящиеся на территории РК проводят научно-

техническую и инвестиционную политику в области развития нефтегазового

комплекса, в соответствии с требованиями охраны окружающей среды,

рационального использования недр, применения экономически эффективных и

экологически чистых технологий. Компания ведет широкую внешнюю

экономическую деятельность. Основными направлениями деятельности

компании являются: региональное изучение перспективных на нефть и газ

территорий, поиски и разведка месторождений нефти и газа, бурение

эксплуатационных скважин, обустройство месторождений, добыча угле-

водородного сырья, проектирование и строительство магистральных нефте-

газопроводов, нефтеперерабатывающих комплексов, газификация населенных

пунктов, переработка и хранение нефти и газа, попутных компонентов и

82

химическое производство, обеспечение потребителей Республики нефте-

газопродуктами, а также привлечение инвесторов. Компания и е дочерние

предприятия выполняют весь круг работ, связанных с поисками, разведкой,

разработкой нефтяных и газовых месторождений, транспортировкой нефти,

газа, газового конденсата и переработкой углеводородного сырья на

территории РК. В настоящее время у компании, есть огромные потенциалы и

возможности для продуктивного осуществления своей деятельности, но также

существуют и значительные проблемы, требующие незамедлительного

решения, угрозы и слабые стороны, которые могут повлечь за собой огромные

ущербы компании. Один из эффективных, доступных и универсальных

способов анализа конкретной отрасли является SWOT-анализ, который дает

возможность оценить сильные, слабые стороны, возможности и угрозы

нефтяной компании РК (таблица 5.1).

Таблица 5.1 – SWOT-анализ Внутренняя среда

Положительные стороны Негативные стороны

Сильные стороны (внутренний потенциал) (S) Слабые стороны (внутренние недостатки) (W)

- динамичная и конструктивная внутренняя и

внешняя политика Республики Казахстан,

обеспечивающая политическую стабильность,

способствующей нормальной работе нефтяной

компании

- благоприятный инвестиционный климат,

готовность иностранных инвесторов вкладывать

средства;

- высокий уровень инвестиционной активности;

- наличие интегрированной нефтегазовой

транспортной инфраструктуры, которая

соединяет рынки Азии и Европы.;

- потенциал по развитию новых нефтегазо-

транспортных мощностей;

- поддержка государства;

- осуществление предприятиями холдинга всего

комплекса работ от разведки до розничной

продажи нефтепродуктов;

- высокие темпы роста добычи нефти.

- сложные гидрологические и климатические условия;

- проблемы загрязнении окружающей среды,

утилизации попутного нефтяных компонентов;

- удаленность от основных мировых рынков;

- зависимость от транзитных стран для выхода на рынки

Европы и третьих стран;

- дефицит инвестиционных ресурсов из-за высокой

капиталоемкости проектов и кризиса на финансовых

рынках;

- высокая изношенность нефтегазопроводов.

- устаревшее оборудования, высокая погрешность

измерений;

- высокие налоги;

- недостаточное бюджетное финансирование проектов;

- слабая развитая структура транспортировки нефти;

- отсутствие законодательно установленных налоговых

льгот.

Внешняя среда

Внешние возможности (O) Имеющиеся угрозы (T)

- высокий уровень спроса на энергоносители в

связи с экономическим ростом в развивающихся

странах, дающий компании возможность

больше экспортировать;

- наличие новых перспективных нефтяных и

газовых месторождении высокого качества;

- ограниченность мировых запасов угле-

водородных ресурсов;

- выпуск продукции с высокой добавленной

стоимостью, дающая возможность к большей

прибыли;

- обеспечение занятости населения Казахстана.

- риски техногенных аварий;

- проблемы, связанные с высоким содержанием в нефти

сероводорода;

- возможные изменения политики и тарифов в

отношении транзита нефти со стороны транзитных

стран;

- наличие большого опыта и технических мощностей в

соседних странах (Азербайджан, Россия), что усиливает

их конкурентные преимущества;

- недостаток кадров, технического персонала,

специалистов – инженеров среднего и высшего звена;

- снижение мировых цен на нефть может привести к

снижению стоимости нефтепродуктов, что может

привести к не конкурентоспособности нефте-продуктов,

производимых нашими нефтяными компаниями.

83

С помощью этих данных представляется возможным выявить проблемы,

стоящие перед нефтяными компаниями, а также определить направление

использования существующего потенциала для их разрешения. К числу

проблем можно отнести: высокую изношенность нефтегазопроводов,

невысокую доля участия национальной компании в разработке нефтегазовых

месторождений, слабо развитую структуру транспортировки нефти.

Описанные выше проблемы при отсутствии действии со стороны

правительства могут привести к отрицательным последствиям. Относительно

небольшой опыт компании можно компенсировать высокотехнологичными

оборудованиями, позволяющими производит высококачественный нефте-

продукт, соответствующий евростандарту. А также необходимо решить

проблему, связанную с низкой долей национальных компании в отрасли.

Развитие нефтяных компании требует соответствующих высоко-

квалифицированных кадров. Это в свою очередь создает дополнительные

рабочие места решая проблему с безработицей. Очень важным является

создание благоприятного инвестиционного климата для привлечения

иностранных инвесторов.

Принимая во внимание динамику развития компании в

нефтедобывающей отрасли можно сделать вывод о том, что конкурентная

среда будет усиливаться. В сложившихся условиях конкурентные

преимущества будут определяться готовностью компании к реализации

инвестиционных проектов и развитию нефтегазоносных месторождений.

Кроме того, техническая оснащенность и потенциал человеческих ресурсов

может стать ключевым аспектом развития компании в РК.

5.3 Анализ рынка и менеджмент

В Казахстане около 380 средней нефтебаз (такая нефтебаза насчитывает

до 50 резервуаров), каждая из которых нуждается в автоматизированной

системе учета нефти. Ориентировочная сумма для оснащения средней

нефтебазы такой система составляет 140 млн тенге.

Кроме того, в Казахстане из 380 нефтебаз порядка 50% находятся в

сельской местности и обеспечивает нефтепродуктами аграрный сектор.

Установка системы учета нефти для таких нефтебаз является неподъемным

финансовым грузом, т.к. годовая чистая прибыль этих нефтебаз составляет не

более 5 млн тенге, при том что они работают всего 6 месяцев в году.

Исходя из данных выше, для установки системы учета можно охватить

около 50% этого рынка.

Для осуществления данного проекта мне необходимо 17 человек. Все

работники будут задействованы в проекте около 3-х месяцев. Некоторые из

этих рабочих будут работать не все месяцы. Так как инженерно-технические

работы производятся быстрее и много времени не занимают. Например, как

демонтаж, монтаж и установка оборудования.

Руководитель проекта будет выполнять следующие функциональные

обязанности:

84

взаимодействовать со своим непосредственным начальством,

подразделениями и структурами, командой в целом;

обеспечивать контакты с внешними структурами;

поддерживать эффективную инфраструктуру и систему управления;

контролировать ведение документации;

участвовать в разработке всех этапов проекта.

Инженер-проектировщик будет выполнять следующие обязанности:

участвовать в разработке всех этапов проекта;

составлять отчетность;

установка ПО.

Исполнители будут выполнять следующие функции:

демонтаж старого оборудования;

монтаж нового оборудования;

установка нового оборудования.

5.4 Организация и планирование комплекса работ

Для построения линейного графика, разбиваем всю работу на этапы,

количество и содержание которых определяется спецификой темы.

Объективный экономический расчет позволяет равномерно распределить

время работы и нагрузку на исполнителей, а также увеличить эффективность

работ. Система планирования основана на графическом представлении

комплекса работ, необходимых для достижения поставленных задач:

определение исполнителей каждой работы, установление продолжительности

работ в рабочих днях.

Процесс разработки делится на три этапа: подготовительный, основной,

заключительный. Исполнителями работ являются: бакалавр (далее инженер-

проектировщик), научный руководитель (далее Руководитель). Перечень

основных этапов ВКР приведен в таблице 5.2.

Трудоемкость работ определяется по сумме трудоемкости этапов и видов

работ, оцениваемых экспериментальным путем в человеко-днях, и носит

вероятностный характер, так как зависит от множества трудно учитываемых

факторов, поэтому ожидаемое значение трудоемкости рассчитывается по

формуле (5.1) [6]:

tож = 3tmin + 2tmax

5, (5.1)

где tож – ожидаемая трудоемкость выполнения работ, чел.-дн.;

tmin – минимально возможная трудоемкость выполнения работ

(оценка наиболее благоприятного стечения обстоятельств), чел.-дн.;

tmax – максимально возможная трудоемкость выполнения работ

(оценка наиболее неблагоприятного стечения обстоятельств), чел.-дн.

85

Таблица 5.2 – Перечень основных этапов ВКР Этап проведения

ВКР Вид работы Исполнители

Подготовительный

Получение и анализ ТЗ Руководитель, Инженер-

проектировщик

Подбор и изучение требований

нормативной документации

Руководитель, Инженер-

проектировщик

Обзор, изучение и анализ литературы Инженер-проектировщик

Основной

Анализ технологического процесса Инженер-проектировщик

Анализ существующих разработок Руководитель, Инженер-

проектировщик

Выбор средств автоматики Руководитель, Инженер-

проектировщик

Разработка функциональной Инженер-проектировщик

Разработка алгоритмов управления Руководитель, Инженер-

проектировщик

Моделирование системы

автоматического регулирования

Руководитель, Инженер-

проектировщик

Технико-экономическое обоснование

ВКР Инженер-проектировщик

Оценка безопасности и экологичности

проекта Инженер-проектировщик

Заключительный

Подведение итогов работы Руководитель, Инженер-

проектировщик

Написание пояснительной записки Инженер-проектировщик

Оформление графического материала Инженер-проектировщик

В связи с тем, что при выполнении работ существует вероятность того,

что исполнители не уложатся в указанный срок, для каждой работы по формуле

(5.2) оценивается дисперсия, то есть среднее значение квадрата отклонения

продолжительности работы от ее ожидаемого значения [6]:

σ2 = 0,04(tmax – tmin)2. (5.2)

Для построения линейного графика необходимо рассчитать длительность

этапов в рабочих днях (TРД), а затем перевести полученное количество рабочих

дней в календарные дни (TКД). Длительность этапов в рабочих днях (TРД)

рассчитывается по формуле (5.3) [6]:

TРД = tож

c × p × KВН × KД, (5.3)

где tож – трудоемкость работы, чел.-дн.;

c – число работников, занятых в выполнении данной работы, c = 2;

p – количество смен в сутки, p = 1;

KВН – коэффициент выполнения нормы, KВН = 1;

KД – коэффициент, учитывающий дополнительное время на

консультации и согласование работ, KД = 1,2.

86

Длительность этапов работ в календарных днях (TКД) рассчитывается по

формуле (5.4) [6]:

TКД = TРД × KК, (5.4)

где TКД – длительность этапов работ в календарных днях;

KК – коэффициент календарности.

Коэффициент календарности (KК) рассчитывается по формуле (5.5) [6]:

KК = TК

TК – TВПД, (5.5)

где TК – календарные дни, TК = 366 дн.;

TВПД – выходные и праздничные дни, TВПД = 119 дн.

Подставив значения календарных, выходных и праздничных дней в

формулу (5.5), получим значение коэффициента календарности (KК):

KК = 366

366 – 119 ≈ 1,5.

Остальные результаты расчетов с использованием вышеуказанных

формул приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.3 – Трудозатраты на проведение ВКР

Содержание этапа

Трудоемкость

работ, чел.-дн. Дисперсия

𝜎2

Длительность

работ, дн.

𝑡𝑚𝑖𝑛 𝑡𝑚𝑎𝑥 𝑡ож 𝑇РД 𝑇КД

Подготовительный этап

Получение и анализ ТЗ 1 2 1,4 0,04 0,84 1,2

Разработка и утверждение ТЗ 5 8 6,2 0,36 3,72 5,5

Анализ предметной области 4 6 4,8 0,16 2,88 4,3

Обзор источников 4 5 4,4 0,04 2,64 3,9

Основной этап

Анализ ТП 3 4 3,4 0,04 2,04 3,0

Анализ существующих разработок 3 4 3,4 0,04 2,04 3,0

Выбор средств автоматики 10 11 10,4 0,04 6,24 9,2

Разработка функциональной схемы 6 8 6,8 0,16 4,08 6,0

Разработка алгоритмов управления 8 10 8,8 0,16 5,28 7,8

Моделирование САР 5 8 6,2 0,36 3,72 5,5

Технико-экономическое обоснование НИР 5 6 5,4 0,04 3,24 4,8

Оценка безопасности и экологичности

проекта 5 6 5,4 0,04 3,24 4,8

Заключительный этап

Подведение итогов 2 3 2,4 0,04 1,44 2,1

Написание пояснительной записки 12 15 13,2 0,36 7,92 11,7

Оформление графического материала 8 10 8,8 0,16 5,28 7,8

Итого: 81 106 91 - 54,6 80,6

87

Линейный график работ по реализации проекта приведен на рисунке 5.1.

При построении линейного графика количество календарных округлялось до

целого значения в большую сторону.

Рисунок 5.1 – Линейный график работ по реализации проекта

5.5 Расчет затрат на модернизацию

Единовременные затраты на модернизацию АСУ ТП определяются по

формуле (5.6) [5]:

З = ЗФОТ + ЗСО + ЗПО + ЗК, (5.6)

где ЗФОТ – общий фонд оплаты труда разработчиков, тг.;

ЗСО – отчисления по социальному налогу, тг;

ЗПО – затраты на специальные программные средства, необходимые

для разработки проектного решения, тг;

ЗК – капитальные затраты, тг.

Общий фонд оплаты труда разработчиков (Зфот) рассчитывается по

формуле (5.7) [5]:

ЗФОТ = ЗОЗ + ЗДЗ, (5.7)

где ЗОЗ – основная заработная плата, тг;

ЗДЗ – дополнительная заработная плата (приняты в размере 10 % от

суммы ЗОЗ), тг.

Основная заработная плата исполнителей на конкретное ПО

рассчитывается по формуле (5.8) [5]:

0

2

4

6

8

10

12

14

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Тр

уд

оем

ко

сть р

або

ты,

чел

.-д

н.

Длительность этапов работ в календарных днях

88

ЗОЗ = tр × ЗЗП, (5.8)

где tр – трудоемкость разработки за один день, чел.-дн;

ЗЗП − дневная заработная плата разработчиков, тг.

tр = tож

TРД =

91

54,6 ≈ 1,67 чел.-дня.

Дневная заработная плата определяется исходя из месячного оклада

разработчика и количества рабочих дней в месяце (в среднем можно принять

22 рабочих дня). Сведения по работникам, задействованных в разработке,

необходимо представить в виде таблице 5.4.

Таблица 5.4 – Сведения по разработчикам проекта Специалист – Исполнитель Количество, чел Заработная плата в месяц, тг

Руководитель 1 300 000

Инженер-проектировщик 1 200 000

Инженер (демонтаж, монтаж,

установка оборудования) 15 2 250 000

Итого 17 2 750 000

Дневная заработная плата исполнителя составит:

ЗЗП = 2 750 000

22 = 125 000

тг

дн.

Тогда,

ЗОЗ = 1,67 × 125 000 = 208 750 тг,

ЗФОТ = 208 750 + 0,1 × 208 750 = 229 625 тг.

Т.к. работа рассчитана на 66 рабочих дней, значит общий фонд оплаты

труда разработчиков будет составлять 15 155 250 тг.

Социальный налог составляет 11% (ст. 358 п. 1 НК РК) от дохода

работника, и рассчитывается по формуле (5.9):

ЗСО = (ФОТ – ПО) × 11%, (5.9)

где ПО – пенсионные отчисления, которые составляют 10% от ФОТ и

социальным налогом не облагаются.

ПО = ФОТ × 10%, (5.10)

89

ПО = 15 155 250 × 10% = 15 155 25 тг,

ЗСО = (15 155 250 – 15 155 25) × 11% = 1 500 369,75 ≈ 1 500 370 тг.

Затраты на программные средства рассчитываются по количеству и их

прейскурантным ценам. Перечень программных средств и их цены сводятся в

таблицу 5.5.

Таблица 5.5 – Затраты на программное обеспечение Наименование

материалов

Единица

измерения

Количество Цена, тенге Сумма, тенге

Лицензия

SIMATIC Step7

шт 1 210 700 210 700

Лицензия

MatLab16

шт 1 650 000 650 000

Итого 2 860 700 860 700

На создание/закупку необходимого программного обеспечения

потребуется 860 700 тенге. Эта сумма отнесена к итогу по затратам на

программное обеспечение. Таким образом, ЗПО = 860 700 тг.

Величина капитальных затрат (ЗК) определяется по формуле (5.11) [7]:

ЗК = ЗКТС +ЗМ – ЗВ + ЗТ + ЗЗ + ЗДМ, (5.11)

где ЗКТС – затраты на приобретение КТС, тг.;

ЗМ – затраты на установку, монтаж и запуск приборов и автоматики

(приняты в размере 20 % от стоимости КТС), тг.;

ЗВ – сметная стоимость технических средств, высвобожденных в

результате внедрения АС (приняты в размере 50 % от стоимости

КТС), тг.;

ЗТ – транспортные расходы (приняты в размере 10 % от суммы затрат

на приобретение КТС и запасных инструментов и принадлежностей

(ЗИП)), тг.;

ЗЗ – затраты на приобретение ЗИП (приняты в размере 10 % от суммы

КТС), тг.;

ЗДМ – затраты на демонтаж высвобожденных технических средств

(приняты в размере 10 % от стоимости высвобожденного

оборудования), тг.

Сметная стоимость комплекса технических средств (КТС) приведена в

таблице 5.6. Расчет основных статей расхода капитальных затрат приведен в

таблице 5.7. Расчет осуществлен по формуле (5.11).

90

Таблица 5.6 – Сметная стоимость КТС

Наименование оборудования Кол-во,

шт. Цена (за ед.), тг.

Общая стоимость,

тг.

Уровнемер VEGAPULS 65 6 200 000 1 200 000

Датчик температуры ДТМ3 6 332 000 1 992 000

Манометр VEGABAR 81 6 220 000 1 320 000

Siemens SIMATIC S7-300 1 142 250 142 250

HART-коммуникатор 2 221 000 442 000

HART-модем 2 92 000 184 000

Кабельный ввод 6 12 287 73 668

Кабельная продукция 2,5 (км) 1 099 760 (за 1 км) 2 749 400

Итого: 8 103 318

Таблица 5.7 – Расчет капитальных затрат на модернизацию цеха НПЗ Статья расхода Величина расхода, тг.

Затраты на приобретение КАТС (ККТС) 8 103 318

Затраты на установку, монтаж и запуск КИПиА

(ЗМ)

1 620 663,6

Стоимость высвобожденных технических

средств (ЗВ)

4 051 659

Транспортные расходы (ЗТ) 891 364,98

Стоимость ЗИП (ЗЗ) 810 331,8

Затраты на демонтаж высвобожденного

оборудования (ЗДМ)

405 165,9

Сумма капитальных затрат (ЗК) 15 882 503,28

Таким образом, капитальные вложения на модернизацию системы (ЗК)

составят 15 882 503,28 тг.

Следовательно, единовременные затраты на модернизацию АС согласно

формуле (5.6) составят:

З = 15 155 250 + 1 500 370 + 860 700 + 15 882 503,28 = 33 398 823,28 тг.

5.6 Экономическая эффективность проекта

Условно-годовая экономия представляет собой прирост прибыли,

который может быть получен в основном производстве за счёт сокращения

текущих затрат на изготовление продукции после автоматизации.

Для рассматриваемого цеха НПЗ условно-годовая экономия выражается

в автоматизации производства, то есть на данный момент автоматика цеха НПЗ

построена исключительно на морально устаревших пневматических

устройствах и приборах. Таким образом, на данный момент полная

автоматизация производства не достигнута. Нет наглядного визуального

отображения протекания технологического процесса. Что, в свою очередь,

достижимо посредством введения в эксплуатацию новой автоматизированной

системы управления.

Следовательно, введение новой АСУ позволит быстрее и эффективнее

выявлять опасные и безопасные отказы оборудования и наиболее эффективно

91

устранять их. Следовательно, необходимость в частых остановах

технологического процесса в связи с ТР и ТО будет устранена. Следовательно,

производительность цеха НПЗ будет увеличена.

В настоящее время среднегодовая производительность цеха НПЗ

составляет, приблизительно, 4,0 млн. тонн строительных и кровельных

битумов различных марок, а также 1,0 млн. тонн мазута в год. С учетом

стоимости продукции в диапазоне 78-104 тыс. тг. за кг среднегодовая выручка

составляет 390-520 млн. тг. Внедрение новой АС позволит увеличить

производительность цеха, приблизительно, на 30%. Таким образом,

среднегодовая выручка составит не менее 520 млн. тг.

Следовательно, среднегодовые экономические потери составляют,

приблизительно, 78 млн. тг.

Годовой экономический эффект от автоматизации (Эгод) определяется по

формуле (5.12) [7]:

Эгод = ∆П – Ен × З, (5.12)

где ∆П – прирост прибыли, вызванный внедрением средств

автоматизации (в данном случае равен условно-годовой экономии),

тг.;

Ен – нормативный коэффициент экономической эффективности

капитальных вложений (для средств вычислительной техники

принят равным 0,35);

З – единовременные затраты на модернизацию Системы, тг.

Таблица 5.8 – Максимальные сроки окупаемости капитальных вложений на

мероприятия по автоматизации Мероприятия ТОК(НОРМ), год Ен

Механизация и автоматизация отдельных процессов

и операций, модернизация и частичная замена

оборудования и средств автоматизации

2 … 3 0,5 … 0,35

Подставив соответствующие значения в формулу (5.12) получим годовой

экономический эффект от автоматизации:

Эгод = 78 000 000 – 0,35 × 33 398 823,28 = 66 310 411,852 тг.

Срок окупаемости затрат на автоматизацию (ТОК), показывающий время,

в течение которого капитальные вложения окупят себя за счет дополнительной

прибыли или экономии, определяется по формуле (5.13) [7]:

ТОК = З

∆П (5.13)

92

Подставив в формулу (5.13) соответствующие значения получим срок

окупаемости затрат на автоматизацию:

ТОК = 33 398 823,28

78 000 000 ≈ 0,43 лет ≈ 5,16 месяцев.

Коэффициент экономической эффективности (КЭФ), показывающий

экономию после автоматизации на каждый тенге капитальных вложений на

автоматизацию, рассчитывается по формуле (5.14) [7]:

КЭФ = ∆П

ЗК (5.14)

Подставив соответствующие значения в формулу (5.14) рассчитаем

коэффициент экономической эффективности:

КЭФ = 78 000 000

33 398 823,28 ≈ 2,34.

Результаты проведенного анализа эффективности проекта приведены в

таблице 5.9.

Таблица 5.9 – Результаты анализа эффективности проекта Показатель Ед. изм. Значение

Общий фонд оплаты труда разработчиков тг. 15 155 250

Отчисления по социальному налогу тг. 1 500 370

Затраты на специальные программные средства тг. 860 700

Капитальные вложения тг. 15 882 503,28

Единовременные затраты тг. 33 398 823,28

Годовой экономический эффект тг. 66 310 411,852

Срок окупаемости затрат на автоматизацию год, месяц 5,16 месяца

Коэффициент экономической эффективности 2,34

93

Заключение

В результате выполнения дипломного проекта была разработана

автоматизированная система учета нефти в резервуарном парке. Данная

система в реальном времени отображает все необходимые параметры

нефтепродукта, а именно температуру, давление, плотность и уровень

заполнения, а также вычисляет объем и массу продукта, как всего

резервуарного парка, так и для каждого резервуара в отдельности.

В ходе выполнения проекта были изучены особенности

технологического процесса хранения нефтепродукта в резервуарах, а также

рассмотрены различные методы автоматизированного учета нефти. В

результате анализа было выявлено, что наиболее подходящим методом

является косвенный статический метод автоматизации, т.к. применяется на

средних и малых резервуарных парках.

Затем, был изучен сам объект управления, а именно резервуарный парк.

По причине того, что резервуарный парк состоит из нескольких однотипных

резервуаров, то достаточно было изучить технологические параметры одного

из них. Говоря конкретнее, в данном дипломном проекте были изучены

технологические параметры вертикального стального резервуара объемом

20000 м3.

После изучения объекта управления была разработана функциональная

схема автоматизации (рисунок 2.2-2.3) и составлен перечень ее элементов

(рисунок 2.4). На основании этой рассмотрены и выбраны все необходимые

средства автоматики, а именно уровнемер VEGAPLUS 65, датчик температуры

ДТМ3, манометр VEGABAR 81, а также промышленный контроллер Siemens

SIMATIC S7-300. Т.к. резервуарный парк состоит из шести резервуаров, то

необходим каждый вид измерительного устройства в количестве 6 штук.

Для более детального изучения процесса испарения нефти в резервуарах,

произведено математическое моделирование этого процесса, а именно

составлена математическая модель объекта управления и вычислены

передаточные функции для регулирующего органа, исполнительного

механизма и датчика давления.

С целью снижения потерь нефтепродукта от испарения, разработана

система автоматического регулирования давления газов. Т.е. рассчитаны

параметры П-, ПИ- и ПИД-регуляторов и выбран самый оптимальный из них,

составлена замкнутая система автоматического регулирования давления в

газовом пространстве резервуаров с отрицательной обратной связью, затем

исследована устойчивость САР давления газов, а также произведена оценка

качества регулирования. Т.к. система пятого порядка, то исследование

устойчивости происходило по частотному критерию, в результате которого

система оказалась устойчивой.

Разработан алгоритм для автоматизированного учета нефтепродуктов, а

именно составлена блок-схема алгоритма и код программы, который был

94

прописан в SIMATIC Manager на языке STL, по причине использования

контроллера Siemens SIMATIC S7-300.

После чего, создан интерфейс SCADA-системы для визуализации

технологического процесса и его параметров.

В разделе безопасность жизнедеятельности были проанализированы

опасные и вредные производственные факторы, также был определен уровень

шума, который колеблется от 35 до 40 дБ. Микроклимат помещения

поддерживается на оптимальном уровне системой водяного центрального

управления, а также естественной и искусственной вентиляцией. Для

зрительной работы IVа и нормативным освещение E = 300 лк, количество

светильников составляет 4 шт. В результате расчетов была получена

необходимая площадь окна в помещении, равная 9,57 м2.

В ходе проведения технико-экономического обоснования модернизации

на объекте резервуарный пар нефти были определены цели и задачи,

произведен SWOT-анализ, а также был осуществлен расчет затрат на

проектирование и внедрение системы, срок окупаемости этих затрат. Таким

образом, в результате проведенного анализа на основе расчетов проект может

быть признан эффективным и экономически целесообразным.

В результате выполнения дипломного проекта все поставленные задачи

были достигнуты. За время выполнения дипломного проекта получены новые

знания в сфере нефтеснабжения, получен опыт в области разработки

функциональных схем автоматизации, а также разработке программного

обеспечения и проектирования SCADA-систем.

95

Список принятых сокращений

АЗС – автомобильная заправочная станция

АРМ – автоматизированное рабочее место

АСУ – автоматизированная система управления

ВДТ – видеодисплейный терминал

ВКР – выпускная квалификационная работа

ГОСТ – государственный стандарт

ГП – газовое пространство

ЖКХ – жилищно-коммунальное хозяйство

ЗИП – запасные инструменты и принадлежности

ИМ – исполнительный механизм

ИП – измерительный преобразователь

ИПТ – интеллектуальный преобразователь температуры

КЕО – коэффициент естественной освещённости

КИПиА – контрольно-измерительные приборы и автоматизация

КТС – комплекс технических средств

ЛАЧХ – логарифмической амплитудно-частотной характеристика

ЛБР – люминесцентные лампы с внутренним отражающим слоем

ЛФЧХ – логарифмической фазо-частотной характеристика

МЭК – международная электротехническая комиссия

НИР – научно-исследовательская работа

НК – налоговый кодекс

НПЗ – нефтеперерабатывающий завод

НУ – нормальные условия

ОУ – объект управления

ПВЛМ – пылевлагозащищенная люминесцентная модернизи-

рованная лампа

ПВС – паровоздушная смесь

ПК – персональный компьютер

ПО – пенсионные отчисления

ПП – первичный преобразователь

ПП РСЗ – подпрограмма расчета среднего значения

ПТ – преобразователь температуры

ПЭВМ – персональная электронно-вычислительная машина

РВС – резервуар вертикальный стальной

РО – регулирующий орган

РОЗ – расширенная область значений

САР – система автоматического регулирования

СНиП – строительные нормы и правила

ТЗ – техническое задание

ТП – технологически процесс

ТР – транспортные расходы

ТСП – термопреобразователь сопротивлений платиновый

96

УЛФ – улавливание легких фракций

ФОТ – фонд оплаты труда

ЭВМ – электронная вычислительная машина

FSK – frequency shift keying

HART – highway addressable remote transducer

SCADA – supervisory control and data acquisition

STL – statement list

SWOT – strengths weaknesses opportunities threats

97

Список литературы

1 Коршак А.А. Ресурсосберегающие методы и технологии при

транспортировке и хранении нефти и нефтепродуктов. – У.:

ДизайнПолиграфСервис, 2006. – 192 с.

2 СО 02-04-АКТНП-007-2006. Правила технической безопасности

резервуарных парков. – М.: Изд-во стандартов, 2007.

3 Настройка типовых регуляторов по методу Циглера–Никольса:

Методические указания к выполнению лабораторной работы для студентов /

О.С. Вадутов. – Т.: Изд-во Томского политехнического университета, 2014. –

10 с.

4 Васильев А.О., Чартий П.В. Моделирование и оптимизация работы

нефтяных резервуаров, оснащенных средствами сокращения выбросов

углеводородов // bashexpert.ru: Башкирская Ассоциация Экспертов. 2008. URL:

http://bashexpert.ru/ (дата обращения: 10.02.2018).

5 Технико-экономическое обоснование: Методические указания к

выполнению экономической части дипломных работ / З.Д. Еркешева. –

Алматы: АУЭС, 2017. – 29 с.

6 Расчет затрат на разработку программного продукта: Методические

указания по выполнению организационно-экономической части дипломного

проекта / А.А. Михайлов, П.В. Рузанов. – О: Изд-во ОмГТУ, 2009. – 22 с.

7 Липаев В.В. Технико-экономическое обоснование проектов сложных

программных систем. – М.: СИНТЕГ, 2007. – 284 с.

8 Метрология, стандартизация и сертификация: Конспект лекций (для

студентов всех форм обучения специальности 050702 – Автоматизация и

управление) / С.Г. Хан. – Алматы: АИЭС, 2006. – 44 с.

9 Kriesel W., Heimbold T., D. Telschow. Bustechnologien fur die

Automation. – Heidelberg: Huthig Verlag, 2000. – 156 с.

10 Безопасность жизнедеятельности: Расчет производственного

освещения в выпускных работах для всех специальностей / Ж.С. Абдимуратов,

С.Е. Мананбаева. – Алматы: АИЭС, 2009. – 20 с.

11 Коршак А.А., Блинов И.Г. Системы улавливания легких фракций

нефти и нефтепродуктов из резервуаров. – У.: Изд. Уфим. Нефт. Института,

1991. – 286 с.

12 Коршак А.А., Блинов И.Г. Перспективные методы сокращения потерь

нефтепродуктов от испарения в резервуарах. – М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1990. –

192 с.

13 Исакович Р.Я., Логинов В.И. Автоматизация производственных

процессов нефтяной и газовой промышленности. - М: Недра, 1983. – 256 c.

14 Розин В.Е., Коган Л.Б. Автоматизация технологических процессов. –

Л.: Химия, 1982. – 235 с.

15 Абузова Ф.Ф., Бронштейн И.С. Борьба с потерями нефти и

нефтепродуктов при их транспортировке и хранении. – М.: Недра. 1981. – 260

с.

98

16 Бесекерский В. А., Попов Е. П. Теория систем автоматического

регулирования. – М: Издательство «Наука», 1975. – 759 с.

17 Байков Н. М. Сбор, транспорт и подготовка нефти. – М.: Недра, 1975.

– 168 с.

18 Константинов Н. Н. Борьба с потерями от испарения нефти и нефте-

продуктов. – М.: – Государственное научно-техническое издательство

нефтяной и горно-топливной литературы, 1961. – 358 с.

19 ГОСТ 21.208-2013. Система проектной документации для

строительства. Автоматизация технологических процессов. Условные

обозначения приборов и средств автоматизации в схемах. – М.: Изд-во

стандартов, 2013.

20 ГОСТ 21.408-2013. Система проектной документации для

строительства. Правила выполнения рабочей документации автоматизации

технологических процессов. – М.: Изд-во стандартов, 2013.

21 ГОСТ 3900-85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения

плотности. – М.: Изд-во стандартов, 1987.

22 Лист технических данных SITRANS Probe LR // SITRAINS.NT-

RT.RU: группа компаний «Новые технологии». 2018. URL: http://sitrans.nt-

rt.ru/images/manuals/sitrans_Probe%20LR.pdf (дата обращения: 24.02.2018).

23 Руководство по эксплуатации VEGAPULS 65 // VEGA-RUS.RU:

официальный сайт ООО "ВЕГА ИНСТРУМЕНТС". 2018. URL:

http://www.vega-rus.ru/upload/iblock/c72/36515-RU-VEGAPULS-65-4...20-mA-

HART-Zweileiter.pdf (дата обращения: 24.02.2018).

24 Лист технических данных Rosemount 5600 // EMERSON.COM:

официальный сайт корпорации Emerson Electronic. 2018. URL:

http://www.emerson.com/documents/automation/лист-технических-данных-

уровнемер-5600-ru-76468.pdf (дата обращения: 05.03.2018).

25 Руководство по эксплуатации ДТМ3 // ALBATROS.RU: официальный

сайт ЗАО «Альбатрос». 2018. URL: http://www.albatros.ru/catalog/products/level-

pressure-sensors.php (дата обращения: 07.03.2018).

26 Паспорт термопреобразователя ТСПУ-205 // ELEMER.RU: официаль-

ный сайт НПП Элемер. 2018. URL:http://www.elemer.ru/production/temperature/

txxu_205n.php (дата обращения: 14.03.2018).

27 Руководство по эксплуатации Метран-280 // Emerson.com: официаль-

ный сайт корпорации Emerson Electronic. 2018.

URL:http://www2.emersonprocess.com/siteadmincenter/PM%20Metran%20Docum

ents/Catalog/Metran/Метран-280-280-Ех.pdf (дата обращения: 24.03.2018).

28 Product data sheet Rosemount 4600 // Emerson.com: official website of

Emerson Electronic. 2018. URL:https://www.spartancontrols.com/~/media/resource

s/rosemount/data%20sheet/662_rosemount_4600_product_document.pdf (дата

обращения: 24.03.2018).

29 Лист технических данных VEGABAR 81 // VEGA-RUS.RU:

официальный сайт ООО "ВЕГА ИНСТРУМЕНТС". 2018. URL:http://www.vega-

99

rus.ru/upload/iblock/45055-RU-VEGABAR-81-4-20-mA.pdf (дата обращения:

24.03.2018).

30 Product data sheet Jumo 420 // JUMUSPB.RU: официальный сайт Jumo

Gmbh & Co. Kg в России. 2018 URL: http://www.ste.ru/jumo/pdf/40.4353.pdf

(дата обращения: 26.03.2018).

31 Manual Siemens SIMATIC S7-300 // SIEMENS.COM: official website of

Siemens. 2018. URL:https://cache.industry.siemens.com/dl/files/415/15390415/att_

41918/v1/S7-300_IHB_e.pdf (дата обращения: 24.03.2018).

32 Руководство по эксплуатации ОВЕН ПЛК110 // OWEN.RU:

официальный сайт компании ОВЕН. 2018. URL:http://www.owen.ru/uploads/re_

plc110_1643.pdf (дата обращения: 26.03.2018).

33 SLC 500 Modular Hardware Style User Manual //

rockwellautomation.com: official website of Rockwell Automation. 2018.

URL:http://literature.rockwellautomation.com/idc/groups/literature/documents/um/

1747-um011_-en-p.pdf (дата обращения: 27.03.2018).