Оао уфимский нефтеперерабатывающий завод оао унпз

1. Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта

Технологическая схема с указанием основных технологических линий и резервуаров парка сжиженных углеводородных газов представлена на рисунке 1.1.

Товарный парк сжиженных газов (в дальнейшем ПСГ) предназначен для приёма, хранения, отстоя и откачки поступающих в парк продуктов с установок ЭЛОУ-АВТ-6, Л-24-5, Л-24-300, Л-35-5, установки каталитического крекинга Г-43-107М/1 (секции 100, 300, блок МТБЭ) и пропановой фракции (ПФ) с филиала ОАО АНК «Башнефть» «Башнефть – Уфаоргсинтез».

– для пропан-бутан-пентановой фракции (в дальнейшем ПБПФ) три емкости – Е-14/13, Е-17/16;

– для пропан-пропиленовой фракции (ППФ) и пропановой фракции семь емкостей – Е-15/17;

Схемой предусмотрено приготовление смесей ББФ с ППФ или ББФ с ПФ, которые откачиваются на газонаполнительную станцию как бытовое топливо или наливаются в вагон-цистерны на эстакаде налива СУГ.

ББФ откачивается на газокаталитическое производство (ГКП) ОАО «НУНПЗ» и на налив в вагон-цистерны.

ППФ откачивается на ОАО «Уфаоргсинтез» с установки Г-43-107М/1, минуя парк. Технологической схемой предусмотрен налив ППФ в вагон-цистерны, а также откачка на ГНС как бытовое топливо.

ПБПФ откачивается на установку АГФУ-1 ГКП ОАО «НУНПЗ», на объект 1/I производства синтетического спирта ОАО «Уфаоргсинтез» или наливается в вагон-цистерны. Имеется возможность приготовления смеси ПБПФ и ББФ и откачки на установку АГФУ-1 ГКП ОАО «НУНПЗ».

1.2 Основные ПРОБЛЕМЫ, решаемые в парке сжиженных углеводородных газов ОАО «Уфимский нефтеперерабатывающий завод»

Относительно невысокая стоимость сжиженного углеводородного газа (СУГ) по сравнению с другими жидкими углеводородами обусловливает тенденцию к развитию парка легковых и грузовых автомобилей, энергетических и промышленных установок, использующих СУГ в качестве основного или резервного топлива.

Возросшие объемы строительства автомобильных газозаправочных станций (АГЗС), резервуарных установок промышленных и жилищно-коммунальных потребителей (ПиЖКП) вызвали серьезный рост числа инцидентов и аварийных ситуаций, связанных с образованием кристаллогидратов и льда в различных элементах систем газоснабжения указанных объектов.

Образование кристаллогидратов и льда в заправочных устройствах, трубопроводах жидкой и паровой фаз, запорной и предохранительной арматуре, регуляторах давления обусловливается наличием свободной воды. Закупоривая наиболее узкие места, кристаллогидраты препятствуют поступлению СУГ в испарительные устройства систем газоснабжения ПиЖКП и камеры смешения топливных систем автотранспортных средств [2].

Складывается парадоксальная ситуация. Согласно требованиям ГОСТ 20448-90 [3] и ГОСТ 27578-86 [4], вода в сжиженных углеводородных газах бытовых марок должна отсутствовать. В то же время, СУГ, поступающие для нужд топливоснабжения, в условиях эксплуатации всегда содержат свободную воду.

В связи с этим, одной из задач, решаемых в парках СУГ, является предупреждение появления и накопления свободной воды при производстве, хранении, транспортировке и использовании СУГ.

Технологическая схема парка сжиженных углеводородных газов ОАО «Уфимский нефтеперерабатывающий завод» позволяет минимизировать вышеизложенные проблемы, за счет того что:

– СУГ осушается до величин, при которых не будет наблюдаться образование свободной воды в условиях минимальных температур эксплуатации сосудов хранения (минус 40 °С);

– производится полная осушка всех внутренних поверхностей сосудов после проведения гидравлических, пневматических испытаний и пропарки;

– в резервуарах для хранения предусмотрен уклон не менее 2% в сторону сборника воды и неиспарившихся остатков.

1.3 Технологическая схема поступления и откачки бутан-бутиленовой фракции

ББФ с комплекса Г-43-107М/1 поступает в парк СУГ в одну из емкостей Е16-1…10. Для отсечения потока предусмотрена электрозадвижка. Cо щита КИП в операторной или по месту на трубопроводе поступления открывается соответствующий межблочный пневмо-отсекатель. На потоке после электрозадвижки предусмотрен клапан прямого действия.

Во избежание превышения давления в емкости при заполнении и понижении давления при откачке продукта предусмотрена газоуравнительная линия, объединяющая емкости Е16-110. Задвижки и новые межблочные пневмоотсекатели на этой линии должны быть всегда открыты.

Предельное заполнение емкости – не более 75% от объема емкости. По мере заполнения емкости производится переключение на любую другую не заполненную из выше перечисленных емкостей.

Одна из емкостей не заполняется и служит для аварийной перекачки в нее продукта. Для этой цели служит емкость Е16-5.

После заполнения емкости необходимо дать продукту отстояться не менее 3-х часов для отделения подтоварной воды из продукта. После отстоя продукта подтоварную воду, содержащую щелочь, необходимо сдренировать в Е53. А в емкостях с готовой продукцией с помощью фенолфталеина определяется отсутствие щелочи в ББФ. В случае обнаружения щелочи в продукте (окрашивание пробы фенолфталеином в розовый цвет) необходимо продлить время отстоя и продолжить дренирование подтоварной воды.

После отстоя, зачистки от подтоварной воды и получения результатов анализа, соответствующего требованиям ТУ на готовую продукцию, производится откачка ББФ. На линии откачки установлен межблочный пневмоотсекатель.

– по линии аварийной закачки насосом Н43-2 в емкости Е17-16 (подкачка ББФ в емкости Е17-16);

– по линии аварийной закачки насосом Н41-1 в емкости Е15-17, Е14-13 (подкачка ББФ в емкости Е15-17, Е14-13).Перед пуском насосы Н40-1, 2 заполняются жидким продуктом, газовая фаза сбрасывается в факельный коллектор и далее в отстойник факельного газа Е51.

При снижении давления в емкостях (при конденсации газовой фазы при длительном хранении или в зимнее время года при неисправном обогреве) необходимое давление создается с помощью инертного газа низкого давления, который подается в газо-уравнительную линию в двух точках (над Е16-2 и Е16-8). На каждой из этих линий установлена система регулирующего клапана, который открывается при достижении минимального значения рабочего давления.

Врезка инертного газа низкого давления произведена в газоуравнительную линию. Давление в линии инертного газа низкого давления должно быть на 2-3 кгс/см 2 выше, чем в емкости, откуда производится откачка продукта, но не превышать 5 кгс/см 2 .

При повышении давления открывается регулирующий клапан, который установлен на факельном трубопроводе из емкости.

Каждая емкость снабжена одним блоком предохранительных клапанов с переключающими устройствами с давлением настройки. Сброс с блока производится в факельную емкость Е51. Сброс факельного газа производится через отстойник факельного газа Е51 на установку «Факел» газо-каталитического производства.

Для предотвращения замерзания продукта в зимнее время днища емкостей оборудованы змеевиками для обогрева. В качестве теплоносителя используется теплофикационная вода.

1.4 Технологическая схема поступления и откачки пропан-пропиленовой фракции

ППФ с комплекса Г-43-107М/1 поступает в парк сжиженных углеводородов в одну из семи емкостей Е15-17. Для отсечения потока на трубопроводе установлена электрозадвижка. Со щита КИП в операторной или по месту на трубопроводе поступления открывается соответствующий межблочный пневмоотсекатель. На потоке после электрозадвижки предусмотрен клапан прямого действия.

Имеется возможность подачи ППФ с комплекса Г-43-107М/1 по перемычке помимо парка сжиженных углеводородов на ОАО «Уфаоргсинтез». Для отсечения потока предусматривается электрозадвижка.

Во избежание превышения давления при заполнении и понижении давления при откачке продукта из емкостей предусмотрена газоуравнительная линия, объединяющая 7 емкостей Е15 и 3 емкости Е14. Задвижки и межблочные пневмоотсекатели должны быть всегда открыты.

Врезка инертного газа высокого давления произведена в линию «газ-пропан с наливной эстакады». Давление в линии инертного газа должно быть на 3 кгс/см2 выше, чем в емкости, откуда производится откачка продукта, но не превышать 15 кгс/см2.

Предельное заполнение емкости – не более 75% от объема емкости. По мере заполнения емкости производится переключение на любую другую из выше перечисленных емкостей.

Одна из емкостей не заполняется и служит для аварийной перекачки в нее продукта. Для этой цели служит емкость Е15-2.

После заполнения емкости необходимо дать продукту отстояться не менее 3-х часов для отделения подтоварной воды из продукта. После отстоя продукта подтоварную воду, содержащую щелочь, необходимо сдренировать в Е53. А в емкостях с готовой продукцией с помощью фенолфталеина определяется отсутствие щелочи в ППФ. В случае обнаружения щелочи в продукте (окрашивание пробы фенолфталеином в розовый цвет) необходимо продлить время отстоя и продолжить дренирование подтоварной воды.

После отстоя, зачистки от подтоварной воды и получения результатов анализа, соответствующего требованиям ТУ на готовую продукцию, производится откачка ППФ. На линии откачки установлен межблочный пневмоотсекатель. Продукт из емкости Е15-17 насосами подается на нагнетательную линию насоса, который подает его на ОАО «Уфаоргсинтез», наливную эстакаду, в линию некондиции установки Г-43-107М/1 или на газонаполнительную станцию.

Есть возможность перекачать ППФ насосом в емкость Е17-16 (аварийная закачка).

Перед пуском насосы заполняются жидким продуктом, газовая фаза сбрасывается в факельный коллектор и далее в емкость Е51.

С целью исключения работы насосов в кавитационном режиме, насосы оборудованы преобразователем разности давления, а также сигнализаторами уровня заполнения насоса, которые установлены в расширительных бачках насосов, сблокированных с магнитным пускателем насоса и задержкой остановки насоса по времени. После пуска насосы останавливаются при низком перепаде давления между всасывающим и напорным трубопроводом. Открытие электрозадвижек проверяется по набору давления на выкиде насосов. Управление электрозадвижками на выкиде насосов производится как по месту, так и с пульта в операторной.

Один из насосов является резервным. Он имеетт связи по приёму с трубопроводами откачки из емкостей Е-14/13, Е-17/16, Е-15/17; а по выкиду – с трубопроводами откачки на ГНС ООО «Сжиженный газ Уфа».

Каждая емкость снабжена одним блоком предохранительных клапанов с переключающими устройствами с давлением настройки 17,0 кгс/см2. Сброс с блока производится в факельную отстойник факельного газа Е51.

При достижении подтоварной водой уровня более 400мм происходит открытие пневмоотсекателей. При достижении подтоварной водой нижнего уровня (между вентилем у днища емкости и задвижкой на дренажном трубопроводе) пневмоотсекатель закрывается.

Сброс факельного газа производится через отстойник факельного газа Е51 на установку «Факел» газокаталитического производства.

Для предотвращения замерзания продукта в зимнее время днища емкостей оборудованы змеевиками для обогрева. В качестве теплоносителя используется теплофикационная вода.

Все ёмкости Е-15/17 по коллекторам связаны со следующими трубопроводами:

Для предотвращения замерзания продукта в зимнее время днища емкостей оборудованы змеевиками для обогрева теплофикационной водой.

Предусмотрен аварийный сброс с предохранительных клапанов, установ-ленных между двумя отсекающими задвижками, в емкость Е-51 со следующих трубопроводов:

1.5 Технологическая схема поступления и откачки пропан-бутан-пентановой фракции (ПБПФ, рефлюкс)

ПБПФ (рефлюкс) с установок ЭЛОУ-АВТ-6, Л-24-5, Л-35-5, Л-24-300 поступает в парк сжиженных углеводородов в емкости Е14-13, Е17-16 по двум трубопроводам. Предусматривается прием рефлюкса с установок ЭЛОУ-АВТ-6, Л-24-5, Л-35-5, Л-24-300 по одной или двум линиям, в зависимости от режима работы установок, или объединения суммы рефлюксов непосредственно в парке СУГ. Для отсечения потоков предусмотрены электрозадвижки. На потоке перед электрозадвижками предусмотрен клапан прямого действия (давление до клапана Р1 = 20 кгс/см2, давление после клапана Р2 = 15 кгс/см2).

При заполнении емкостей со щита КИП (Е14-13), с пульта управления в операторной или по месту (Е17-16) на трубопроводе поступления открывается соответствующий межблочный пневмоотсекатель.

Во избежание превышения давления при заполнении и понижении давления при откачке продукта из емкостей предусмотрены две газоуравнительные линии:

Задвижки и новые межблочный пневмоотсекатели должны быть всегда открыты.

Предельное заполнение емкости – не более 75% от объема емкости. По мере заполнения емкости производится переключение на любую другую из выше перечисленных емкостей.

Одна из емкостей не заполняется и служит для аварийной перекачки в нее продукта. Для этой цели служит емкость Е17-3.

После заполнения емкости необходимо дать продукту отстояться не менее 3-х часов для отделения подтоварной воды из продукта. После отстоя продукта подтоварную воду, содержащую щелочь, необходимо сдренировать в Е53. А в емкостях с готовой продукцией с помощью фенолфталеина определяется отсутствие щелочи в ПБПФ. В случае обнаружения щелочи в продукте (окрашивание пробы фенолфталеином в розовый цвет) необходимо продлить время отстоя и продолжить дренирование подтоварной воды.

После отстоя, зачистки от подтоварной воды и получения результатов анализа, соответствующего требованиям ТУ на готовую продукцию, производится откачка рефлюкса из емкостей Е14-13 и Е17-16 в линию некондиции установки Г-43-107М/1, на наливную эстакаду, газонаполнительную станцию или на ОАО «НУНПЗ» или ОАО «Уфаоргсинтез». На линии откачки установлен межблочный пневмоотсекатель.

Перед пуском насосы Н43-1, 2, Н42 заполняют жидким продуктом, газовая фаза сбрасывается в факельный коллектор и далее в отстойник факельного газа Е51.

Один из насосов является резервным и имеет перемычку по приему с трубопроводами откачки из емкостей Е14-13, Е17-16 и Е15-17; по выкиду – с трубопроводами откачки на газонаполнительную станцию и напорными трубопроводами других насосов. Предусматривается возможность закачки ББФ из емкостей Е16-110 в емкости Е17-16. Для откачки ББФ из емкости Е17-1?6 смонтирована перемычка с приема насосов.

Каждая емкость снабжена одним блоком предохранительных клапанов с переключающими устройствами с давлением настройки 17,0 кгс/см2. Сброс с блока производится в отстойник факельного газа Е51.

Сброс факельного газа производится через отстойник факельного газа Е-51 на установку «Факел» газокаталитического производства.

При достижении подтоварной водой уровня более 400мм открываются пневмоотсекатели. При достижении подтоварной водой нижнего уровня (между вентилем у днища емкости и задвижкой на дренажном трубопроводе) закрывается соответствующий пневмоотсекатель.

Для предотвращения замерзания продукта в зимнее время днища емкостей оборудованы змеевиками для обогрева. В качестве теплоносителя используется теплофикационная вода.

Все ёмкости Е-14/13, Е-17/16 по коллекторам связаны со следующими трубопроводами:

Для исключения возможности повышения давления в отключенных трубопроводах между двумя задвижками при тепловом расширении продукта за счёт нагрева окружающим воздухом (теплоспутником) установлены ППК на следующих трубопроводах:

Для предотвращения замораживания трубопроводов подачи ППФ, ПБПФ и ББФ предусмотрена схема подачи синтетического спирта в напорные трубопроводы.

Синтетический спирт подается в холодные месяцы года в количестве 2 литра на 1 тонну продукта, или производится разовая закачка в каждый трубопровод по 100-200 литров, через каждые 10-20 дней. Синтетический спирт закачивается в емкость для хранения синтетического спирта, а из нее закачивается в трубопровод плунжерным насосом. Необходимый расход регулируется ходом плунжера. Для защиты насоса и арматуры от превышения давления выше допустимого смонтирован предохранительный клапан. Сброс предохранительного клапана направлен в линию приема насоса.

Все сбросы с блоков предохранительных клапанов из емкостей Е-14/13, Е-15/17, Е-16/110, Е-17/16, с предохранительных клапанов на трубопроводах направляются в отстойник факельного газа Е-51, в котором газ отделяется от конденсата и сбрасывается на установку «Факел» по факельному трубопроводу.

Днище отстойника Е-51 оборудовано змеевиком-подогревателем для выпарки конденсата, где в качестве теплоносителя используется пар.

Дренажная емкость Е-53 служит для сбора подтоварной воды с низа емкостей Е-14/13, Е-15/17, Е-16/110, Е-17/16, а также для сбора подтоварной воды с вагон-цистерн наливной эстакады.

Днище дренажной емкости Е-53 оборудовано змеевиком-подогревателем для выпарки продукта из подтоварной воды, где в качестве теплоносителя используется пар. После отделения газовой фазы подтоварная вода через шайбу сбрасывается в промышленную канализацию, а газовая фаза по факельному трубопроводу сбрасывается в отстойник факельного газа Е-51.

Для защиты от превышения давления на емкостях Е-51, Е-53 установлены по одному СППК4р-100х16 (давление настройки – 10 кгс/см2) со сбросом газа в Е-52.

Патентная проработка не проводилась в связи с тем, что задачей дипломного проекта является разработка программы для промышленного логического контроллера, которая не является охраноспособным объектом.

3. Автоматизированная система управления парком сжиженных углеводородных газов

В данном разделе рассматривается автоматизированная система управления парком СУГ в целом. Особое внимание уделено линии поступления пропан-пропиленовой фракции для нее построена функциональная схема автоматизации с указанием контуров противоаварийной защиты (ПАЗ) и распределенной системы управления (РСУ), рассмотрены первичные приборы, применяемые на этой линии, их принцип действия, достоинства и недостатки.

Система организуется в виде подсистем РСУ и ПАЗ на базе программно-технического комплекса DeltaV фирмы EMERSON Process Management (США).

ПАЗ обеспечивает защиту технологического оборудования и персонала в аварийных ситуациях, сигнализацию срабатывания подсистемы защиты, фиксирование порядка срабатывания системы защиты, возможность ручного инициирования срабатывания системы защиты [4].

Структура системы включает следующие уровни управления процессом:

1) уровень оперативно-производственной службы (далее – ОПС), реализуемый на базе операторских станций (ОС) системы DeltaV, обеспечивающий:

– сбор данных о состоянии оборудования путем опроса нижнего уровня;

2) уровень автоматического управления и противоаварийной защиты, реализуемый на базе контроллеров DeltaV, обеспечивающий:

– автоматическое, и по командам с верхнего уровня управление оборудованием;

– выявление аварийной ситуации при поступлении информации от датчиков аварийной сигнализации;

– по анализу информации от датчиков сигнализации предельных значений параметров и положения исполнительных механизмов отрабатывает по соответствующему алгоритму команды аварийной защиты с выдачей сигнализации на верхний уровень.

– RSU1, RSU2, PAZ1, PAZ2, PAZ3, NALIV, TP20_14 – контроллеры систем управления и противоаварийной защиты.

Связь компонентов системы реализована с помощью дублированных каналов Ethernet на базе витой пары.

Отличительной особенностью масштабируемой системы управления технологическими процессами DeltaV является полностью цифровая архитектура. Для связи с полевым оборудованием поддерживаются шины FOUNDATION fieldbus, HART, AS-i, DeviceNet, Profibus. На верхнем уровне обмен ведется по Ethernet (рисунок 3.2). Обеспечивается резервирование. В составе системы используются интеллектуальные полевые приборы. Работает под управлением Windows NT.

Система DeltaV обеспечивает управление с высокой точностью, техническое обслуживание с прогнозированием и глобальный доступ к информации. Основные принципы работы системы DeltaV:

– новый подход. Полностью цифровая архитектура, обеспечивающая цифровую точность и цифровое быстродействие;

– точность и контроль доступа. Точное время и общесистемный контроль доступа;

– модульная структура оборудования. Контроллер DeltaV занимает мало места, причем размер его Вы можете выбрать сами, кроме того, он обеспечен резервированием и отличается прочностью;

– преимущества цифровых технологий. Легко пользоваться FOUNDATION fieldbus, AS-i bus, DeviceNet, Profibus DP и/или HART, которые входят в состав системы DeltaV;

– проектирование. Набор средств проектирования DeltaV как никогда облегчает конфигурирование и подготовку документации Вашей системы.

– интуитивность. Надежная, гибкая и интуитивно понятная, система DeltaV предоставляет простую в исполльзовании среду для управления процессом и глобального доступа к информации;

– ведение архива. Встроенное ведение архива облегчает ввод в эксплуатацию и обслуживание. Оперативные управляющие воздействия, изменения, внесенные в ходе технического обслуживания и управления автоматически заносятся в архив;

– техническое обслуживание с прогнозированием. Помимо традиционных для АСУ средств обслуживания, предоставляются усовершенствованные средства диагностики приборов и калибровки, с легкостью обеспечивающие техническое обслуживание с прогнозированием;

– управление с высокой точностью. Набор встроенных средств усовершенствованного управления DeltaV предоставляет возможность разрабатывать хорошие стратегии управления для автоматизации своего производства за какую-то долю затрат по сравнению с традиционными;

– усовершенствованное управление приборами. Готовые средства усовершенствованного управления приборами устраняют необходимость в подборе и согласовании данных. Ввод новых объектно-ориентированных модулей и алгоритмов фазового управления для управления и для управления периодическими процессами, и для управления сложными последовательностями операций является простой задачей;

– оптимизация предприятия. Эффективность производства, оптимальные поставки, снижение непосредственных трудозатрат, значительное уменьшение необходимых запасов комплектующих и времени поставки.

– сеть управления (с возможностью резервирования) для обмена данными между узлами системы,

– один или большее число контроллеров DeltaV (с возможностью резервирования), выполняющих локальное управление и контролирующих передачу данных между подсистемой ввода – вывода и сетью управления,

– подсистема ввода – вывода у каждого контроллера, обрабатывающая информацию полевых приборов,

– системный идентификатор, поставляемый с лицензионным пакетом — это устройство, которое вставляется в разъем параллельного порта станции “Профессиональная Плюс”. Он дает каждой системе DeltaV уникальную идентификацию и позволяет производить изменения в системе [5].

Операторские станции РМОТ1, РМОТ2, PMOT3, PMOT4, РМРП. Операторские станции реализуют следующие основные функции:

– графическое, многооконные отображения информации о состоянии объекта управления;

– визуальную и звуковую сигнализацию о нарушениях технологического процесса, аварийных и предаварийных ситуациях;

– отображение исторических данных, как по аналоговым, так и по дискретным параметрам;

– формирование и отображение журнала аварийных сообщений, как по запросу оператора, так и в режиме реального времени;

– настройку коэффициентов регуляторов, параметров работы исполнительных механизмов;

Операторские станции РМОТ1, РМОТ2, РМОТ3, РМОТ4, РМРП строятся на базе персонального компьютера DELL Precision T3500 с процессором Dual Core с тактовой частотой 3 ГГц и включает в свой состав:

– 2 накопителя на жестких магнитных дисках с объемом памяти 250 Гб включенных в RAID1 конфигурацию;

Программное обеспечение (далее – ПО) операторских станций функционирует в среде Windows ХР, в качестве операторского интерфейса используются программные пакеты «Операторский». Пакет ПО «Операторский», устанавливаемый на ОС, обеспечивает функции графического интерфейса пользователя, трендов реального времени, архивных трендов, диагностических экранов.

Инженерная станция РМСИ (PROFF+). Инженерная станция реализована на базе сервера Dell Power Edge R610 c двумя процессорами Xeon Quad Core, тактовой частотой 2,66 ГГц имеющего следующие комплектующие:

– шесть накопителей на жестких магнитных дисках (НЖМД) с объемом памяти 146 Гб включенных в RAID10 конфигурацию;

В инженерной станции используется пакет ПО «Профессиональный Плюс».

Пакет ПО «Профессиональный Плюс» поддерживает глобальную базу данных конфигураций и устройств системы. Функциональные возможности пакета включают конфигурирование, операторское управление, сбор и архивирование данных и событий, а также диагностику [6].

Инженерная станция РМСИ устанавливается в операторной парка СУГ.

Интеграционная (историческая станция) АС (HISTORY). Интеграционная станция реализована на базе сервера Dell Power Edge R610 c двумя процессорами Xeon Quad Core, тактовой частотой 2,66 ГГц имеющего следующие комплектующие:

– шесть накопителей на жестких магнитных дисках (НЖМД) с объемом памяти 146 Гб включенных в RAID10 конфигурацию;

В интеграционной станции используется пакеты ПО «Интеграционный» и генератор отчетов SyTech XL Reporter.

Пакет ПО «Интеграционный» поддерживает сбор и архивирование показаний с датчиков системы, позволяет организовать выход на уровень автоматизации производства, с использованием лицензии WebServer обеспечивает передачу информации на уровень АСУП. Генератор отчетов SyTech XLReporter – позволяет формировать на интеграционной станции сменные и суточные балансы и режимные листы.

Интеграционная (историческая) станция АС устанавливается в операторной парка СУГ.

Станция РМКИП (AMS). Станция РМКИП (AMS) реализована на базе персонального компьютера DELL Precision T3500 с процессором Dual Core с тактовой частотой 3 ГГц и включает в свой состав:

– 2 накопителя на жестких магнитных дисках с объемом памяти 250 Гб включенных в RAID1 конфигурацию;

Программное обеспечение (далее – ПО) станции функционирует в среде Windows ХР, в качестве рабочего интерфейса используются программный пакет «AMS». Пакет ПО «AMS», устанавливаемый на станцию, обеспечивает настройку, поверку и диагностику полевого оборудования КИП и А (датчики, преобразователи, клапаны и т. д.).

Контроллер DeltaV. Контроллер выполняет локальное управление и контролирует обмен данными между подсистемой ввода/вывода и сетью управления.

Процессор контроллера (MD Plus) – VE3006 строится на базе микропроцессора Power PC860 с тактовой частотой 66 МГц и оперативной памятью объемом 48 Мб.

Для повышения надежности системы контроллеры резервируются и работают в режиме горячего резервирования. При замене процессорного модуля в схеме с резервированием загрузка конфигурации производится из работающего процессора без участия человека.

– сбор, обработку, масштабирование информации, поступающей от аналоговых, дискретных датчиков объекта управления, поступающей по цифровым интерфейсным линиям связи от контроллеров смежных систем, диагностику каналов ввода;

– реализацию алгоритмов логического управления и защиты оборудования, регулирования;

– выдачу управляющих воздействий на дискретные и пропорциональные исполнительные механизмы, диагностику выходных каналов, диагностику работоспособности линий связи, функционирование программ управления.

Контроллеры системы Delta V имеют модульную структуру и строятся на основе трех типов базовых панелей:

2-слотовая базовая панель предназначена для установки контроллеров и системных источников питания.

8-слотовая базовая панель предназначена для установки модулей ввода/вывода нормального исполнения с клеммными блоками.

Искробезопасная 8-слотовая панель предназначена для установки модулей с встроенной искрозащитой.

Подсистема ввода/вывода DeltaV. Подсистема ввода/вывода включает в себя интерфейсы ввода/вывода, установленные в одну или более 8-слотовые базовые панели, и поставляемые дополнительно источники питания Quint фирмы Phoenix Contact, которые обеспечивают питание КИП и А.

– клеммного блока ввода/вывода, который крепится на 8-слотовой базовой панели;

– модулей ввода/вывода, которые устанавливаются на 8-слотовой панели над клеммным блоком и преобразуют сигналы с объекта в цифровой формат.

– резервированная пара модулей аналогового вывода: 8-канальная 4-20 мА – VE4035S2B1;

– резервированная пара модулей вывода дискретных сигналов – VE4032S1T2B1 (только для систем ПАЗ).

Также для РСУ используются модули ввода/вывода дискретных сигналов 32-канального исполнения:

Модули аналогового ввода/вывода обеспечивают работу по HART-протоколу.

Для повышения мощности выходных дискретных сигналов используются реле Phoenix Contact PLC-RSC-24DC/21.

Одна подсистема ввода/вывода поддерживает до 64 модулей ввода/вывода.

Модули ввода/вывода допускают замену в режиме on-line, загрузка конфигурации при этом осуществляется автоматически.

Для связи c оборудованием других производителей по протоколу MODBUS используются модули последовательного интерфейса RS-232/485 – VE4006P2.

Для подключения части сигналов используются контроллеры: RSU1, RSU2, PAZ1, PAZ2, PAZ3, NALIV.

Источники питания. Используются системные и групповые блоки питания.

Системные блоки питания – VE5008 устанавливаются в любой слот 2-слотовой базовой панели и обеспечивают питание контроллера и модулей ввода/вывода.

Групповые источники питания Quint фирмы Phoenix Contact обеспечивают питание полевого оборудования.

Управляющая сеть. Сеть управления системы DeltaV строится на основе резервированной локальной сети стандарта Ethernet, протокол обмена информации – TCP/IP. Сеть обеспечивает обмен информации со скоростями до 100 Мб/с, строится на основе сегментов, выполненных на базе «витой пары» или оптической линии связи при расстоянии более 100м. Сеть обеспечивает автоматическое переключение на резервную линию при выходе основной из строя и автоматическое распознавание восстановления работоспособности неисправной линии. Управляющая сеть функционирует через коммутаторы фирмы Hirschmann (HUB).

Система гарантированного питания. В системе используются два групповых источника питания (ИБП).

Один ИБП Liebert Nxe 10кВА, обеспечивает работоспособность контроллера NALIV, с подсистемой ввода/вывода и операторских станции РМОТ3, РМОТ4 после пропадания сетевого напряжения в течении 60 минут на максимальной нагрузке. ИБП установлен в операторной наливной эстакады СУГ.

Второй ИБП Liebert Nxe 20кВА, обеспечивает работоспособность контроллеров RSU1, RSU2, PAZ1, PAZ2, PAZ3 с подсистемой ввода/вывода, инженерной станции РМСИ, интеграционной (исторической) станции АС, станции РМКИП (AMS)и операторских станций РМОТ1, РМОТ2, РМРП после пропадания сетевого напряжения в течении 60 минут на максимальной нагрузке. ИБП установлен в операторной парка СУГ.

Средства и способы связи для информационного обмена между компонентами системы.

На уровне контроллера информационный обмен осуществляется по локальной шине.

Локальная шина обеспечивает передачу данных, сигналов управления и системного питания между всеми компонентами контроллера Delta V.

Информационный обмен между контроллерами, станциями оператора и другими автономными узлами системы управления DeltaV осуществляется по управляющей сети. Сеть управления системы DeltaV строится на основе резервированной локальной сети стандарта Ethernet, протокол обмена информации – TCP/IP. Сеть обеспечивает обмен информации со скоростями до 100 Мб/с, строится на основе сегментов, выполненных на базе «витой пары» или оптической линии связи при расстоянии более 100м. Сеть обеспечивает автоматическое переключение на резервную линию при выходе основной из строя и автоматическое распознавание восстановления работоспособности неисправной линии [7].

3.2 Решения по режимам функционирования, диагностированию работы системы

Периодичность профилактических работ для отдельных технических устройств системы оговорена в инструкциях по эксплуатации этих устройств. Профилактические работы должны, проводится без нарушения функционирования системы и объектов управления.

Проектом предусмотрена диагностика исправности каналов ввода аналоговых сигналов программными средствами путем проверки соответствия измерительного сигнала допустимым физическим границам. В случае возникновения неисправности входного аналогового канала (включая датчик) действие программы анализирующей данный вход «замораживается» – запоминается последнее, достоверное значение входного сигнала, клапан-регулятор переводится в ручной режим, логическая программа ПАЗ не отрабатывает.

Результаты диагностики регистрируются и выдаются оперативному персоналу в виде звуковой и световой сигнализации.

Кроме программной диагностики система имеет аппаратные средства проверки исправности отдельных узлов системы.

– контроль давления с предупредительной сигнализацией при критических значениях;

– контроль давления и поддержание избыточного давления в емкости двумя регулирующими клапанами:

1) при повышении давления – открытие регулирующего клапана на линии стравливания паров (газов) на факел, с аварийной сигнализацией при максимальном значении;

2) при понижении давления – открытие регулирующего на линии инертного газа в емкость с аварийной сигнализацией при минимальном значении.

– контроль уровня СУГ с предупредительной сигнализацией при критических значениях;

– контроль уровня СУГ с аварийной сигнализацией при критических значениях:

1) при максимальном уровне СУГ – закрытие пневмоотсекателей на линиях поступления и аварийной закачки продукта в емкость;

2) при минимальном уровне СУГ – останов насосов, откачивающих данный продукт.

– контроль уровня подтоварной воды с предупредительной сигнализацией при критических значениях:

1) при максимальном уровне подтоварной воды – открытие пневмоотсекателей на линии откачки подтоварной воды;

2) при минимальном уровне подтоварной воды – закрытие пневмоотсекателей на линии откачки подтоварной воды.

– автоматическое закрытие отсечных клапанов при аварийных ситуациях на линиях:

– контроль давления паров на общих газоуравнительных линиях емкостей Е-15/1…7.

Функциональная схема автоматизации представлена на рисунке 3.3, перечень контрольно-измерительных приборов приведен в таблице 3.1.

Пропан-пропиленовая фракция с комплекса Г-43-107М/1 поступает под давлением через электрозадвижку MS1 в парк сжиженных углеводородов в одну из емкостей в Е-15/17. Со щита КИП в операторной или по месту на трубопроводе поступления в каждую емкость Е-15/1ч7 открывается соответствующий пневмоотсекатель (SV1.1чSV1.7).

– LT 5чLT 6 сигнализирует при достижении верхнего – 70 % шкалы уровнемера (2260 мм) и нижнего – 3 % шкалы уровнемера (585 мм) уровней продуктом;

– LT 7чLT 8 сигнализирует и посылает сигнал на блокировку: для верхнего – при 73 % шкалы уровнемера (2335 мм) уровня – закрытие пневмоотсекателей SV 2.1чSV 2.7 и SV 1.1чSV 1.7, для нижнего – при 2 % шкалы уровнемера (560 мм) – автоматическая остановка Н-41/1,2.

Предельное заполнение емкости – не более 75 % от объема. По мере заполнения емкости производится переключение на любую другую из емкостей Е-15/17, отсечением пневмоотсекателей SV 1.1чSV 1.7.

Одна из емкостей не заполняется и служит для аварийной перекачки в нее продукта. Для этой цели служит емкость Е-15/2.

– PT 9чPT 10 регистрирует значение давления в емкости и сигнализирует при достижении верхнего (15,5 кгс/см 2 ) и нижнего (4,5 кгс/см 2 ) уровней;

– PT 11чPT 12 регистрирует, сигнализирует и регулирует давление: при 16,5 кгс/см 2 – открывается регулирующий клапан PV 4.1чPV 4.7; при 4,5 кгс/см 2 – открывается регулирующий клапан PV 5.1.

Во избежание превышения давления при заполнении и понижении давления при откачке продукта из емкости предусмотрена газо-уравнительная линия, задвижки и пневмоотсекатели (SV 5.1чSV 5.7) на которой должны быть всегда открыты.

При снижении давления в емкости из-за конденсации газовой фазы при длительном хранении или в зимнее время года при неисправном обогреве, необходимое давление создаётся с помощью инертного газа высокого давления, который подается в линию «газ-пропан с эстакады» через открывающийся при достижении минимального рабочего давления регулирующий клапан 5.1.

В случае повышения давления в емкостях Е-15/17 открываются соответствующие емкостям регулирующие клапана PV 4.1чPV 4.7, установленные на факельном трубопроводе.

Имеется возможность подачи инертного газа низкого давления в емкости Е-15/17 через задвижку в единую газоуравнительную линию емкостей Е-14/13 и Е-15/17.

Уровень подтоварной воды контролируется LT 13чLT 14. При достижении подтоварной водой уровня более 400 мм срабатывает звуковая и световая сигнализация и происходит открытие пневмоотсекателя SV 6.1чSV 6.7. При достижении подтоварной водой нижнего уровня (между вентилем у днища резерувара и задвижкой на дренажном трубопроводе) закрывается пневмоотсекатель SV 6.1чSV 6.7.

Http://stud. wiki/manufacture/3c0b65635b3bd79a4d53a89521316d37_0.html

Относительно невысокая стоимость сжиженного углеводородного газа (СУГ) по сравнению с другими жидкими углеводородами обусловливает тенденцию к развитию парка легковых и грузовых автомобилей, энергетических и промышленных установок, использующих СУГ в качестве основного или резервного топлива.

Возросшие объемы строительства автомобильных газозаправочных станций (АГЗС), резервуарных установок промышленных и жилищно-коммунальных потребителей (ПиЖКП) вызвали серьезный рост числа инцидентов и аварийных ситуаций, связанных с образованием кристаллогидратов и льда в различных элементах систем газоснабжения указанных объектов.

Образование кристаллогидратов и льда в заправочных устройствах, трубопроводах жидкой и паровой фаз, запорной и предохранительной арматуре, регуляторах давления обусловливается наличием свободной воды. Закупоривая наиболее узкие места, кристаллогидраты препятствуют поступлению СУГ в испарительные устройства систем газоснабжения ПиЖКП и камеры смешения топливных систем автотранспортных средств [2].

Складывается парадоксальная ситуация. Согласно требованиям ГОСТ 20448-90 [3] и ГОСТ 27578-86 [4], вода в сжиженных углеводородных газах бытовых марок должна отсутствовать. В то же время, СУГ, поступающие для нужд топливоснабжения, в условиях эксплуатации всегда содержат свободную воду.

В связи с этим, одной из задач, решаемых в парках СУГ, является предупреждение появления и накопления свободной воды при производстве, хранении, транспортировке и использовании СУГ.

Технологическая схема парка сжиженных углеводородных газов ОАО «Уфимский нефтеперерабатывающий завод» позволяет минимизировать вышеизложенные проблемы, за счет того что:

– СУГ осушается до величин, при которых не будет наблюдаться образование свободной воды в условиях минимальных температур эксплуатации сосудов хранения (минус 40 °С);

– производится полная осушка всех внутренних поверхностей сосудов после проведения гидравлических, пневматических испытаний и пропарки;

– в резервуарах для хранения предусмотрен уклон не менее 2% в сторону сборника воды и неиспарившихся остатков.

Http://prod. bobrodobro. ru/702

Кафедра экономики и управления нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности

По анализу и диагностике финансово-хозяйственной деятельности предприятия

Одной из самых главных задач предприятия является оценка финансового состояния предприятия, которая возможна при совокупности методов, позволяющих определить состояние дел предприятия в результате анализа его деятельности на конечном интервале времени.

Цель этого анализа – получение информации о финансовом положении предприятия, платежеспособности, доходности, конкурентоспособности и потенциала. Предмет анализа–изучение финансового состояния, определение финансовой устойчивости предприятия и ликвидности его баланса.

В качестве объекта анализа выбрано предприятие ОАО «УНПЗ». Это успешное предприятие в составе холдинга «Башкир нефтепродукт», специализирующееся на выпуске нефтяной продукции.

3) установление положения предприятия на финансовом рынке и количественные измерения его конкурентоспособности;

4) оценка степени выполнения планов финансовых мероприятий, программ;

5) оценка мер, разработанных для ликвидации выявленных недостатков и повышения отдачи финансовых ресурсов.

В конечном счете, после анализа руководство предприятия получает картину его действительного состояния, а лица, не работающие на данном предприятии, но заинтересованные в его финансовом состоянии сведения, необходимые для беспристрастного суждения о положении дел.

Финансовое состояние субъектов хозяйствования, его устойчивость во многом зависит от оптимальности структуры источников капитала (соотношения собственных и заемных средств) и от оптимальности структуры активов предприятия и в первую очередь от соотношения основного и оборотного капитала.

Необходимость в собственном капитале обусловлена требованиями самофинансирования предприятий. Он является основой их самостоятельности и независимости. Особенность собственного капитала состоит в том, что он инвестируется на долгосрочной основе и подвергается наибольшему риску. Чем выше его доля в общей сумме капитала и меньше доля заемных средств, тем выше буфер, который защищает кредиторов от убытков, а следовательно, меньше риск потери.

Однако нужно учитывать, что финансирование деятельности предприятия только за счет собственных средств не всегда выгодно для него, особенно в тех случаях, когда производство имеет сезонный характер. Тогда в отдельные периоды будут накапливаться большие средства на счетах в банке, а в другие их будет недоставать. Кроме того, следует иметь в виду, что если цены на финансовые ресурсы невысокие, а предприятие может обеспечить более высокий уровень отдачи на вложенный капитал, чем платит за кредитные ресурсы, то, привлекая заемные средства, оно может повысить рентабельность собственного (акционерного) капитала. В то же время если средства предприятия созданы в основном за счет краткосрочных обязательств, то его финансовое положение будет неустойчивым, так как с капиталами краткосрочного использования необходима постоянная оперативная работа, направленная на контроль за своевременным их возвратом и привлечение в оборот на непродолжительное время других капиталов. Следовательно, от того, насколько оптимально соотношение собственного и заемного капитала, во многом зависит финансовое положение предприятия. Выработка правильной финансовой стратегии в этом вопросе поможет многим предприятиям повысить эффективность своей деятельности.

В связи с этим важными показателями, характеризующими финансовую устойчивость предприятия, являются:

Коэффициент финансовой автономии (независимости) или удельный вес собственного капитала в его общей сумме;

Коэффициент финансовой зависимости (доля заемного капитала в общей валюте баланса);

Плечо финансового рычага или коэффициент финансового риска (отношение заемного капитала к собственному).

Чем выше уровень первого показателя и ниже второго и третьего, тем устойчивее финансовое положение предприятия. На ОАО «УНПЗ» (таблица 1) доля собственного капитала имеет тенденцию к повышению. За отчетный год она увеличилась на 4,5 %, так как темпы прироста собственного капитала выше темпов прироста заемного. Плечо финансового рычага уменьшилось на 7,9 %. Это свидетельствует о том, что финансовая зависимость предприятия от внешних инвесторов значительно понизилась.

Удельный вес собственного капитала в общей валюте баланса (коэффициент финансовой автономности предприятия),%

Удельный вес заемного капитала (коэффициент финансовой зависимости)

Величина коэффициента финансового риска (плеча финансового рычага) зависит от доли заемного капитала в общей сумме активов, доли основного капитала в общей сумме активов, соотношения оборотного и основного капитала, доли собственного оборотного капитала в формировании текущих активов, а также от доли собственного оборотного капитала в общей сумме собственного капитала:

Заемный капитал/Собственный капитал = Заемный капитал/Сумма активов :

: Собственный оборотный капитал/Текущие активы : Собственный капитал /

Общий прирост коэффициента финансового риска за отчетный период составляет – 0,079 (0,280-0,359).

Оценка изменений, которые произошли в структуре капитала, может быть разной с позиций инвесторов и предприятия. Для банков и прочих кредиторов более надежна ситуация, если доля собственного капитала у клиентов более высокая. Это исключает финансовый риск. Предприятия же, как правило, заин­тересованы в привлечении заемных средств по двум причинам:

Проценты по обслуживанию заемного капитала рассматриваются как расходы и не включаются в налогооблагаемую прибыль;

Расходы на выплату процентов обычно ниже прибыли, полученной от использования заемных средств в обороте предприятия, в результате чего повышается рентабельность собственного капитала.

В разных отраслях сложились своего рода нормативы соотношения заемных и собственных средств. В отраслях, где низкий коэффициент оборачиваемости капитала, плечо финансового рычага не должно превышать 0,5. В других отраслях, где оборачиваемость капитала высокая и доля основного капитала низкая, коэффициент может быть выше 1.

Для оценки структуры формирования капитала предприятия рассчитывают также коэффициент самофинансирования – отношение суммы самофинансируемого дохода (реинвестированная прибыль + амортизация) к общей сумме внутренних и внешних источников финансовых доходов (рис. 1).

Данный коэффициент можно рассчитать также отношением самофинансируемого дохода к добавленной стоимости. Он показывает степень самофинансирования деятельности предприятия по отношению к созданному богатству.

Размещение средств предприятия также имеет очень большое значение в финансовой деятельности и повышении ее эффективности. От того, какие инвестиции вложены в основные и оборотные средства, сколько их находится в сфере производства и обращения, в денежной и материальной форме, насколько оптимально их соотношение, во многом зависят результаты производственной и финансовой деятельности, следовательно, и финансовое устойчивость предприятия. Если созданные производственные мощности предприятия используются недостаточно полно из-за отсутствия сырья, материалов, то это отрицательно скажется на финансовых результатах предприятия и его финансовом положении. То же произойдет, если созданы излишние производственные запасы, которые не могут быть быстро переработаны на имеющихся производственных мощностях. В итоге замораживается капитал, замедляется его оборачиваемость и как следствие ухудшается финансовое состояние субъекта хозяйствования. Даже при хороших финансовых результатах, высоком уровне рентабельности предприятие может испытывать финансовые трудности, если оно нерационально использовало свои финансовые ресурсы, вложив их в сверхнормативные производственные запасы или допустив большую дебиторскую задолженность.

Данные табл. 2 позволяют сделать вывод, что за отчетный год произошли значительные изменения в размещении капитала: уменьшилась доля оборотных активов на 2,5 %, а внеоборотных соответственно увеличилась. Если в начале года на рубль внеоборотных активов приходилось 0,65 руб. оборотных, то на конец года – 0,59 руб., что будет способствовать понижению оборачиваемости и снизится эффективность их использования.

Агрегированный баланс – преобразованный из стандартной формы бухгалтерского баланса в укрупненную (агрегированную). При этом объединены однородные по экономическому содержанию статьи баланса. Данная форма более удобна для чтения и проведения анализа.

Повышение валюты баланса на 0,15% по сравнению с началом анализируемого периода. Дебиторская задолженность снизилась на 67%. Это благоприятная тенденция, так как предприятию нужны реальные деньги в реальном времени. При анализе бухгалтерского баланса было выявлено увеличение запасов на 9,9%, выручки на 101,1%, и себестоимости лишь на 25,4, что так же благотворно сказывается на деятельности предприятия. Увеличение доли запасов может свидетельствовать о стремлении за счет вложении в производственные запасы защитить денежные активы от обесценивания под воздействием инфляции. Нематериальные активы занимают много менее 1% валюты баланса. Поэтому можно сказать, что предприятие вкладывает, но все же недостаточно свои средства в инновационную деятельность. Доля внеоборотных активов превышает долю оборотных активов, это говорит о снижении мобильности структуры активов. Это может свидетельствовать о сворачиваемости производственной базы, т. е. созданию условий для производства уделяется меньше внимания.

Собственные средства больше заемных средств. Если на начало периода собственный капитал превышал заемные средства на 47,2%, то на конец периода он превышает их на 56,2%. Также наблюдается снижение доли краткосрочных обязательств на 17,3%, что свидетельствует о хорошей кредитоспособности предприятия по отношению к заемщикам. Изменение уставного капитала не произошло, это значит, что в ОАО не входили дополнительные участники. Резервный капитал в сумме 92891 тыс. руб. остался неизменным. Наличие нераспределенной прибыли в сумме 9863616 тыс. руб. говорит о возможности пополнения оборотных средств и снижения уровня кредиторской задолженности.

Общая оценка финансового состояния предприятия основывается на целой системе показателей, характеризующих структуру источников формирования капитала и его размещения, равновесие между активами предприятия и источниками их формирования, эффективность и интенсивность использования капитала, платежеспособность и кредитоспособность предприятия, его инвестиционную привлекательность и т. д. С этой Целью изучается динамика каждого показателя, проводятся сопоставления со средними и нормативными значениями по отрасли.

Обобщение результатов анализа финансового состояния предприятия

Приведенные в табл. 4 данные показывают, что за отчетный год производственная и финансовая ситуация на предприятии заметно улучшилась. Судя по коэффициентам оборачиваемости капитала, предприятие значительно повысило свою деловую активность, что позволило, несмотря на некоторое снижение рентабельности продаж, увеличить доходность совокупного, производственного и собственного капитала. В итоге повысился уровень дивидендной отдачи капитала, вырос курс акций, что способствует повышению имиджа и инвестиционной привлекательности предприятия. Наблюдается также тенденция уменьшения доли заемного капитала и соответственно степени финансового риска. В структуре активов предприятия ненамного уменьшилась доля оборотных средств, что само по себе неплохо, так как в результате этого ускоряется оборачиваемость совокупного капитала. Однако в основном это снижение вызвано уменьшением стоимости производственных запасов и возвратом дебиторской задолженности.

Продолжительность оборота основного и оборотного капитала значительно меньше, чем на других предприятиях этой отрасли, однако ниже нормативного уровня и в основном за счет уменьшенного периода инкасации дебиторской задолженности. За счет некоторого снижения цен предприятие сумело увеличить оборот по реализации продукции, ускорить оборачиваемость капитала и в конечном итоге повысить прибыльность капитала. Повышению доходности собственного капитала способствовал также и положительный эффект финансового рычага, что является заслугой администрации предприятия.

Ликвидность активов представляет собой их возможность при определенных обстоятельствах обратиться в денежную форму (наличность) для возмещения обязательств. Из всех активов организации наиболее ликвидными являются оборотные активы, а из всех оборотных активов абсолютно ликвидны денежные средства, краткосрочные финансовые вложения (ценные бумаги, депозиты и т. п.), а также непросроченная дебиторская задолженность, срок оплаты которой наступил.

Другую часть оборотных активов нельзя с большой уверенностью назвать высоколиквидными активами (например, запасы, просроченная дебиторская задолженность, задолженность по выданным авансам и средствам в подотчет). Тем не менее при определенных условиях и грамотных методах работы с дебиторами-клиентами эта задолженность все-таки будет возвращена, а запасы реализованы. Однако следует иметь в виду, что отдельные виды внеоборотных активов (транспорт, здания, современное оборудование, компьютеры и т. п.) также можно при необходимости реализовать даже с большим успехом, чем, например, некоторые запасы, и получить искомую наличность, если это в интересах компании.

В отечественной и зарубежной практике рассчитываются различные коэффициенты ликвидности оборотных активов и их элементов. Назовем наиболее важные по экономической сути и востребованности практикой показатели ликвидности.

Абсолютная ликвидность — это отношение наиболее ликвидных активов к краткосрочным обязательствам. Коэффициент абсолютной ликвидности (Каб. ликв) рассчитывается на основе данных II и IV разделов бухгалтерского баланса по формуле:

В состав краткосрочных обязательств входят: задолженность по краткосрочным кредитам и займам; кредиторская задолженность; задолженность участникам (учредителям) по выплате доходов; прочие краткосрочные обязательства.

В отдельных случаях требуется рассчитать срочный (быстрый) коэффициент ликвидности для погашения срочных обязательств (например, срочных «коротких» займов, кредитов или, например, кредиторской задолженности, срок оплаты которой наступает).

Тогда, срочный коэффициент ликвидности (К сроч. ликв) можно рассчитать по формуле

Однако надо отметить, что срочную ликвидность вряд ли надо рассчитывать по состоянию, например, на начало и конец года или квартала, поскольку она чаще всего возникает непредвиденно, а оплата требуется немедленно (сегодня, завтра). Тогда по состоянию на сегодняшний день рассчитывается коэффициент срочной ликвидности как отношение имеющихся в наличии суммы денежных средств и суммы возникшего обязательства.

Рассчитывается также коэффициент критической ликвидности (К крит. ликв), или, как его еще называют, «промежуточной ликвидности»:

Для обобщающей оценки ликвидности оборотных активов рассчитывается коэффициент текущей ликвидности (К тек. ликв) :

Этот показатель характеризует степень обеспеченности (покрытия) всеми оборотными активами (ОА) краткосрочных обязательств (КО) организации.

Коэффициент текущей ликвидности — основополагающий показатель для оценки финансовой состоятельности организации, достаточности имеющихся у нее оборотных средств, которые при необходимости могут быть использованы для погашения ее краткосрочных обязательств. Значение коэффициента текущей ликвидности должно находиться в пределах от 1 до 2. Значение нижней границы коэффициента, равное 1, обусловлено тем, что оборотных средств должно быть столько же, сколько возникает краткосрочных обязательств. Превышение оборотных активов (в два раза) над краткосрочными обязательствами создает условия для устойчивого развития производственно-финансовой деятельности, в результате чего формируются рабочий капитал, или «чистые оборотные активы».

Рабочий капитал представляет собой ликвидные резервы, которыми покрываются издержки (расходы), возникающие в результате непредвиденных обстоятельств и неопределенности по сбалансированию поступлений и оплаты денежными средствами своих обязательств. Чистый рабочий капитал как часть чистых активов организации является также страховым залогом (запасом) для кредиторов-банков в случае невозвращения кредитов.

Превышение оборотных активов над краткосрочными обязательствами более чем вдвое не является желательным для организации, ибо такое положение скорее свидетельствует о нерациональном вложении средств в пополнение оборотных активов и неэффективном их использовании.

Сложившиеся значения названных показателей ликвидности по данным ОАО «УНПЗ» на начало и конец года, представлены в табл. 5.

В пунктах 3 и 5 табл. 5 произведен расчет двух новых коэффициентов ликвидности — реальной критической ликвидности и реальной общей ликвидности. При их расчете вся сумма оборотных активов и стоимость оборотных активов за вычетом запасов, взятых для исчисления Ккрит. ликв и Ктек. ликв, были скорректированы на данные аналитического учета (табл. 6) о наличии неликвидов, залежалых запасов и сомнительной дебиторской задолженности. Данные табл. 5 свидетельствуют о низком уровне ликвидности составляющих элементов оборотных активов; она значительно ниже установленных нормативных значений по всем показателям (п. 1, 2 и 4 табл. 5).

Динамика количественных значений коэффициентов ликвидности (по данным приложения 1 и 2)

Http://works. doklad. ru/view/WD0a_VmBV2c/all. html

ОАО «Уфимский нефтеперерабатывающий завод» (ОАО «УНПЗ») – в составе ОАО АНК «Башнефть» специализируется на добыче и переработке нефтепродуктов. Входит в десятку крупнейших предприятий занимающихся добычей и пятерку переработчиков «черного золота».

Продукция компании обеспечивает российский и отправляется на экспорт в станы Азии, Европы и Казахстан.

На данный момент добыча нефти происходит в ста восьмидесяти месторождениях и достигает ста пятидесяти миллионов тонн сырья ежегодно.

ОАО «Уфимский нефтеперерабатывающий завод» в составе ОАО АНК «Башнефть» создал полный цикл производства на своих мощностях от научной технологии разведки, добычи, переработки, до реализации готового топлива на собственных автозаправочных станциях. Которых насчитывается более семисот тридцати по стране в двадцати трех регионах России. Кроме различных марок бензина неэтилированного, экспортного и дизельного топлива зимнего, летнего, экологически чистого, компания реализует мазут для котельных, техническую комковую серу и моторное масло.

Большое внимание ОАО «Уфимский нефтеперерабатывающий завод» уделяет инновациям в технологии, оборудовании, знаниях сотрудников.

Основным акционером компании ОАО «Уфимский нефтеперерабатывающий завод» (ОАО «УНПЗ») – в составе ОАО АНК «Башнефть» является АФК «Система».

Специалисты Легион Брокер Инвест дадут подробную информацию и рекомендации по стоимости и срокам выкупа акций ОАО «Уфимский нефтеперерабатывающий завод» (ОАО «УНПЗ») у частных и корпоративных инвесторов.

В офисе компании «Легион Брокер Инвест» вы получите бесплатную консультацию по вопросам сделок купли-продажи ценных бумаг, а также в вопросах налогообложения операций с акциями. Наша инвестиционная компания всегда готова к сотрудничеству с каждым клиентом, оправдывая его надежды.

Http://legionbroker. ru/prodat/prodat-akcii-oao-ufimskij-neftepererabatyvayushhij-zavod-oao-unpz/

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Автоматизация парка сжиженных углеводородных газов ОАО «уфимский нефтеперерабатывающий завод»

Дипломный проект 106 с., 14 рисунков, 14 таблиц, 13 использованных источников, 2 приложения.

ПАРК СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ, АВТОМАТИЗАЦИЯ, DELTAV, СИСТЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ, ПРОТИВОАВАРИЙНАЯ ЗАЩИТА, ГРАФ ПЕРЕХОДОВ, Structured Text, УПРАВЛЯЮЩАЯ ПРОГРАММА, АЛГОРИТМ УПРАВЛЕНИЯ

Объектом исследования является парк сжиженных углеводородных газов ОАО «Уфимский нефтеперерабатывающий завод».

В процессе исследования изучены технологические процессы на объекте, возможные аварийные и внештатные ситуации.

Цель работы — проектирование автоматизированной системы управления технологическими процессами в парке.

В результате исследования были выбраны необходимые датчики и измери-тельные преобразователи, составлены алгоритмы управления поступлением и откачкой пропан-пропиленовой фракции, и на их основе написана управляющая программа для промышленного контроллера, обеспечивающая своевременную реакцию системы на изменения.

Технико-экономические показатели свидетельствуют о снижении вероят-ности возникновения аварийных и внештатных ситуаций за счёт более чёткого контроля и оперативности выполнения технологических операций.

Эффективность проекта основывается на повышении уровня автоматизации объекта, оснащения его современными средствами измерения и противоаварий-ной защиты.

1. Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта

1.2 Основные проблемы решаемые в парке сжиженных углеводородных газов ОАО «Уфимский нефтеперерабатывающий завод»

1.3 Технологическая схема поступления и откачки бутан-бутиленовой фракции

1.4 Технологическая схема поступления и откачки пропан-пропиленовой фракции

1.5 Технологическая схема поступления и откачки пропан-бутан-пентановой фракции (ПБПФ, рефлюкс)

3. Автоматизированная система управления парком сжиженных углеводородных газов

3.2 Решения по режимам функционирования, диагностированию работы системы

4. Разработка программы управления исполнительными механизмами на линии поступления и откачки пропан-пропиленовой фракции

4.1 Инструментальная система программирования промышленных контроллеров

5.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей на объекте

6.1 Методика расчета экономической эффективности проектируемой системы автоматизации

6.4 Расчет затрат на изготовление и отладку проектируемой системы

— ОАО «НУНПЗ» Открытое акционерное общество «Ново-Уфимский нефтеперерабатывающий завод»;

— ОАО «УНПЗ» Открытое акционерное общество «Уфимский нефтеперерабатывающий завод»;

Сжиженные углеводородные газы (СУГ) представляют собой смесь сжиженных газов пропана и бутана в различных пропорциях. К сжиженным углеводородным газа, в частности, относятся:

Начиная с 2000 года, мировое потребление СУГ находится на стабильно высоком уровне. В соответствии с прогнозом агентства P&G мировое потребление СУГ продолжает расти.

Основной прирост пришелся на долю стран Азиатско-Тихоокеанского региона — с 16−17 до 30−35% в общемировой структуре потребления. В то же время в странах с давно развитой инфраструктурой во всех секторах использования СУГ (США, Западная Европа) потребление остается практически стабильным.

В 1990-х гг. среднегодовой прирост мирового спроса на сжиженные нефтяные газы опережал рост их производства (4,2 и 3,3%, соответственно) и почти в 2 раза превышал аналогичный показатель для нефти. Только в странах бывшего СССР и ряде государств Восточной Европы в этот период имел место временный спад потребления СУГ. Объемы производства и потребления СУГ в России снова начали возрастать только в конце 90-х. К настоящему времени Россия, по официальным данным, производит около 8 млн. т сжиженных углеводородных газов в год, из которых около 6 млн. т используется внутри страны.

Мировой спрос на СУГ продолжает расти и в наше время, хотя и меньшими темпами. Ведущая роль в этом процессе по-прежнему принадлежит странам Азии. Ожидается, что к 2020 г. мировое потребление СУГ достигнет 300 млн. т в год [1].

Актуальность выбранной мной с дипломным с руководителем темы, заключается в том, что, в последнее время, все чаще СУГ используется в качестве альтернативного топлива во многих отраслях. Таким образом автоматизацию хранения и подготовки СУГ, можно считать одним из приоритетных направлений.

Цель дипломного проекта — разработка системы автоматизации производственных процессов парка сжиженных углеводородных газов ОАО «Уфимский нефтеперерабатывающий завод».

— изучение технологии приема, хранения и передачи сжиженных углеводородных газов (СУГ) потребителям;

— составление управляющей программы для программируемого логическо-го контроллера (ПЛК);

— уменьшение количества выполняемых технологическим персоналом функций за счет их автоматизации;

— повышение информационного обеспечения технологического и эксплуатационного персонала;

— повышение надежности работы самой системы управления, за счет применения современных технических устройств на основе электронных и вычислительных средств и наличия самодиагностики;

Ключевым критерием качества работы АСУ ТП является стабильность заданных характеристик технологического процесса с учетом противоаварийной защиты для всех стадий технологического процесса [1].

Достижение вышеозначенных целей будет способствовать также улучшению экологической обстановки в районе ОАО «УНПЗ».

Дипломный проект выполнен с использованием материалов, полученных во время прохождения практики в проектном институте ОАО «АК ВНЗМ».

1. Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта

Технологическая схема с указанием основных технологических линий и резервуаров парка сжиженных углеводородных газов представлена на рисунке 1.1.

Товарный парк сжиженных газов (в дальнейшем ПСГ) предназначен для приёма, хранения, отстоя и откачки поступающих в парк продуктов с установок ЭЛОУ-АВТ-6, Л-24−5, Л-24−300, Л-35−5, установки каталитического крекинга Г-43−107М/1 (секции 100, 300, блок МТБЭ) и пропановой фракции (ПФ) с филиала ОАО АНК «Башнефть» «Башнефть – Уфаоргсинтез».

— для пропан-бутан-пентановой фракции (в дальнейшем ПБПФ) три емкости — Е-14/13, Е-17/16;

— для пропан-пропиленовой фракции (ППФ) и пропановой фракции семь емкостей — Е-15/17;

Схемой предусмотрено приготовление смесей ББФ с ППФ или ББФ с ПФ, которые откачиваются на газонаполнительную станцию как бытовое топливо или наливаются в вагон-цистерны на эстакаде налива СУГ.

ББФ откачивается на газокаталитическое производство (ГКП) ОАО «НУНПЗ» и на налив в вагон-цистерны.

ППФ откачивается на ОАО «Уфаоргсинтез» с установки Г-43−107М/1, минуя парк. Технологической схемой предусмотрен налив ППФ в вагон-цистерны, а также откачка на ГНС как бытовое топливо.

ПБПФ откачивается на установку АГФУ-1 ГКП ОАО «НУНПЗ», на объект 1/I производства синтетического спирта ОАО «Уфаоргсинтез» или наливается в вагон-цистерны. Имеется возможность приготовления смеси ПБПФ и ББФ и откачки на установку АГФУ-1 ГКП ОАО «НУНПЗ».

1.2 Основные ПРОБЛЕМЫ, решаемые в парке сжиженных углеводородных газов ОАО «Уфимский нефтеперерабатывающий завод»

Относительно невысокая стоимость сжиженного углеводородного газа (СУГ) по сравнению с другими жидкими углеводородами обусловливает тенденцию к развитию парка легковых и грузовых автомобилей, энергетических и промышленных установок, использующих СУГ в качестве основного или резервного топлива.

Возросшие объемы строительства автомобильных газозаправочных станций (АГЗС), резервуарных установок промышленных и жилищно-коммунальных потребителей (ПиЖКП) вызвали серьезный рост числа инцидентов и аварийных ситуаций, связанных с образованием кристаллогидратов и льда в различных элементах систем газоснабжения указанных объектов.

Образование кристаллогидратов и льда в заправочных устройствах, трубопроводах жидкой и паровой фаз, запорной и предохранительной арматуре, регуляторах давления обусловливается наличием свободной воды. Закупоривая наиболее узкие места, кристаллогидраты препятствуют поступлению СУГ в испарительные устройства систем газоснабжения ПиЖКП и камеры смешения топливных систем автотранспортных средств [2].

Складывается парадоксальная ситуация. Согласно требованиям ГОСТ 20 448–90 [3] и ГОСТ 27 578–86 [4], вода в сжиженных углеводородных газах бытовых марок должна отсутствовать. В то же время, СУГ, поступающие для нужд топливоснабжения, в условиях эксплуатации всегда содержат свободную воду.

В связи с этим, одной из задач, решаемых в парках СУГ, является предупреждение появления и накопления свободной воды при производстве, хранении, транспортировке и использовании СУГ.

Технологическая схема парка сжиженных углеводородных газов ОАО «Уфимский нефтеперерабатывающий завод» позволяет минимизировать вышеизложенные проблемы, за счет того что:

— СУГ осушается до величин, при которых не будет наблюдаться образование свободной воды в условиях минимальных температур эксплуатации сосудов хранения (минус 40 °С);

— производится полная осушка всех внутренних поверхностей сосудов после проведения гидравлических, пневматических испытаний и пропарки;

— в резервуарах для хранения предусмотрен уклон не менее 2% в сторону сборника воды и неиспарившихся остатков.

1.3 Технологическая схема поступления и откачки бутан-бутиленовой фракции

ББФ с комплекса Г-43−107М/1 поступает в парк СУГ в одну из емкостей Е16−1…10. Для отсечения потока предусмотрена электрозадвижка. Cо щита КИП в операторной или по месту на трубопроводе поступления открывается соответствующий межблочный пневмо-отсекатель. На потоке после электрозадвижки предусмотрен клапан прямого действия.

Во избежание превышения давления в емкости при заполнении и понижении давления при откачке продукта предусмотрена газоуравнительная линия, объединяющая емкости Е16−110. Задвижки и новые межблочные пневмоотсекатели на этой линии должны быть всегда открыты.

Предельное заполнение емкости — не более 75% от объема емкости. По мере заполнения емкости производится переключение на любую другую не заполненную из выше перечисленных емкостей.

Одна из емкостей не заполняется и служит для аварийной перекачки в нее продукта. Для этой цели служит емкость Е16−5.

После заполнения емкости необходимо дать продукту отстояться не менее 3-х часов для отделения подтоварной воды из продукта. После отстоя продукта подтоварную воду, содержащую щелочь, необходимо сдренировать в Е53. А в емкостях с готовой продукцией с помощью фенолфталеина определяется отсутствие щелочи в ББФ. В случае обнаружения щелочи в продукте (окрашивание пробы фенолфталеином в розовый цвет) необходимо продлить время отстоя и продолжить дренирование подтоварной воды.

После отстоя, зачистки от подтоварной воды и получения результатов анализа, соответствующего требованиям ТУ на готовую продукцию, производится откачка ББФ. На линии откачки установлен межблочный пневмоотсекатель.

— по линии аварийной закачки насосом Н43−2 в емкости Е17−16 (подкачка ББФ в емкости Е17−16);

— по линии аварийной закачки насосом Н41−1 в емкости Е15−17, Е14−13 (подкачка ББФ в емкости Е15−17, Е14−13). Перед пуском насосы Н40−1, 2 заполняются жидким продуктом, газовая фаза сбрасывается в факельный коллектор и далее в отстойник факельного газа Е51.

При снижении давления в емкостях (при конденсации газовой фазы при длительном хранении или в зимнее время года при неисправном обогреве) необходимое давление создается с помощью инертного газа низкого давления, который подается в газо-уравнительную линию в двух точках (над Е16−2 и Е16−8). На каждой из этих линий установлена система регулирующего клапана, который открывается при достижении минимального значения рабочего давления.

Врезка инертного газа низкого давления произведена в газоуравнительную линию. Давление в линии инертного газа низкого давления должно быть на 2−3 кгс/см 2 выше, чем в емкости, откуда производится откачка продукта, но не превышать 5 кгс/см 2 .

При повышении давления открывается регулирующий клапан, который установлен на факельном трубопроводе из емкости.

Каждая емкость снабжена одним блоком предохранительных клапанов с переключающими устройствами с давлением настройки. Сброс с блока производится в факельную емкость Е51. Сброс факельного газа производится через отстойник факельного газа Е51 на установку «Факел» газо-каталитического производства.

Для предотвращения замерзания продукта в зимнее время днища емкостей оборудованы змеевиками для обогрева. В качестве теплоносителя используется теплофикационная вода.

1.4 Технологическая схема поступления и откачки пропан-пропиленовой фракции

ППФ с комплекса Г-43−107М/1 поступает в парк сжиженных углеводородов в одну из семи емкостей Е15−17. Для отсечения потока на трубопроводе установлена электрозадвижка. Со щита КИП в операторной или по месту на трубопроводе поступления открывается соответствующий межблочный пневмоотсекатель. На потоке после электрозадвижки предусмотрен клапан прямого действия.

Имеется возможность подачи ППФ с комплекса Г-43−107М/1 по перемычке помимо парка сжиженных углеводородов на ОАО «Уфаоргсинтез». Для отсечения потока предусматривается электрозадвижка.

Во избежание превышения давления при заполнении и понижении давления при откачке продукта из емкостей предусмотрена газоуравнительная линия, объединяющая 7 емкостей Е15 и 3 емкости Е14. Задвижки и межблочные пневмоотсекатели должны быть всегда открыты.

Врезка инертного газа высокого давления произведена в линию «газ-пропан с наливной эстакады». Давление в линии инертного газа должно быть на 3 кгс/см2 выше, чем в емкости, откуда производится откачка продукта, но не превышать 15 кгс/см2.

Предельное заполнение емкости — не более 75% от объема емкости. По мере заполнения емкости производится переключение на любую другую из выше перечисленных емкостей.

Одна из емкостей не заполняется и служит для аварийной перекачки в нее продукта. Для этой цели служит емкость Е15−2.

После заполнения емкости необходимо дать продукту отстояться не менее 3-х часов для отделения подтоварной воды из продукта. После отстоя продукта подтоварную воду, содержащую щелочь, необходимо сдренировать в Е53. А в емкостях с готовой продукцией с помощью фенолфталеина определяется отсутствие щелочи в ППФ. В случае обнаружения щелочи в продукте (окрашивание пробы фенолфталеином в розовый цвет) необходимо продлить время отстоя и продолжить дренирование подтоварной воды.

После отстоя, зачистки от подтоварной воды и получения результатов анализа, соответствующего требованиям ТУ на готовую продукцию, производится откачка ППФ. На линии откачки установлен межблочный пневмоотсекатель. Продукт из емкости Е15−17 насосами подается на нагнетательную линию насоса, который подает его на ОАО «Уфаоргсинтез», наливную эстакаду, в линию некондиции установки Г-43−107М/1 или на газонаполнительную станцию.

Есть возможность перекачать ППФ насосом в емкость Е17−16 (аварийная закачка).

Перед пуском насосы заполняются жидким продуктом, газовая фаза сбрасывается в факельный коллектор и далее в емкость Е51.

С целью исключения работы насосов в кавитационном режиме, насосы оборудованы преобразователем разности давления, а также сигнализаторами уровня заполнения насоса, которые установлены в расширительных бачках насосов, сблокированных с магнитным пускателем насоса и задержкой остановки насоса по времени. После пуска насосы останавливаются при низком перепаде давления между всасывающим и напорным трубопроводом. Открытие электрозадвижек проверяется по набору давления на выкиде насосов. Управление электрозадвижками на выкиде насосов производится как по месту, так и с пульта в операторной.

Один из насосов является резервным. Он имеетт связи по приёму с трубопроводами откачки из емкостей Е-14/13, Е-17/16, Е-15/17; а по выкиду — с трубопроводами откачки на ГНС ООО «Сжиженный газ Уфа».

Каждая емкость снабжена одним блоком предохранительных клапанов с переключающими устройствами с давлением настройки 17,0 кгс/см2. Сброс с блока производится в факельную отстойник факельного газа Е51.

При достижении подтоварной водой уровня более 400 мм происходит открытие пневмоотсекателей. При достижении подтоварной водой нижнего уровня (между вентилем у днища емкости и задвижкой на дренажном трубопроводе) пневмоотсекатель закрывается.

Сброс факельного газа производится через отстойник факельного газа Е51 на установку «Факел» газокаталитического производства.

Для предотвращения замерзания продукта в зимнее время днища емкостей оборудованы змеевиками для обогрева. В качестве теплоносителя используется теплофикационная вода.

Все ёмкости Е-15/17 по коллекторам связаны со следующими трубопроводами:

Для предотвращения замерзания продукта в зимнее время днища емкостей оборудованы змеевиками для обогрева теплофикационной водой.

Предусмотрен аварийный сброс с предохранительных клапанов, установ-ленных между двумя отсекающими задвижками, в емкость Е-51 со следующих трубопроводов:

1.5 Технологическая схема поступления и откачки пропан-бутан-пентановой фракции (ПБПФ, рефлюкс)

ПБПФ (рефлюкс) с установок ЭЛОУ-АВТ-6, Л-24−5, Л-35−5, Л-24−300 поступает в парк сжиженных углеводородов в емкости Е14−13, Е17−16 по двум трубопроводам. Предусматривается прием рефлюкса с установок ЭЛОУ-АВТ-6, Л-24−5, Л-35−5, Л-24−300 по одной или двум линиям, в зависимости от режима работы установок, или объединения суммы рефлюксов непосредственно в парке СУГ. Для отсечения потоков предусмотрены электрозадвижки. На потоке перед электрозадвижками предусмотрен клапан прямого действия (давление до клапана Р1 = 20 кгс/см2, давление после клапана Р2 = 15 кгс/см2).

При заполнении емкостей со щита КИП (Е14−13), с пульта управления в операторной или по месту (Е17−16) на трубопроводе поступления открывается соответствующий межблочный пневмоотсекатель.

Во избежание превышения давления при заполнении и понижении давления при откачке продукта из емкостей предусмотрены две газоуравнительные линии:

Задвижки и новые межблочный пневмоотсекатели должны быть всегда открыты.

Предельное заполнение емкости — не более 75% от объема емкости. По мере заполнения емкости производится переключение на любую другую из выше перечисленных емкостей.

Одна из емкостей не заполняется и служит для аварийной перекачки в нее продукта. Для этой цели служит емкость Е17−3.

После заполнения емкости необходимо дать продукту отстояться не менее 3-х часов для отделения подтоварной воды из продукта. После отстоя продукта подтоварную воду, содержащую щелочь, необходимо сдренировать в Е53. А в емкостях с готовой продукцией с помощью фенолфталеина определяется отсутствие щелочи в ПБПФ. В случае обнаружения щелочи в продукте (окрашивание пробы фенолфталеином в розовый цвет) необходимо продлить время отстоя и продолжить дренирование подтоварной воды.

После отстоя, зачистки от подтоварной воды и получения результатов анализа, соответствующего требованиям ТУ на готовую продукцию, производится откачка рефлюкса из емкостей Е14−13 и Е17−16 в линию некондиции установки Г-43−107М/1, на наливную эстакаду, газонаполнительную станцию или на ОАО «НУНПЗ» или ОАО «Уфаоргсинтез». На линии откачки установлен межблочный пневмоотсекатель.

Перед пуском насосы Н43−1, 2, Н42 заполняют жидким продуктом, газовая фаза сбрасывается в факельный коллектор и далее в отстойник факельного газа Е51.

Один из насосов является резервным и имеет перемычку по приему с трубопроводами откачки из емкостей Е14−13, Е17−16 и Е15−17; по выкиду — с трубопроводами откачки на газонаполнительную станцию и напорными трубопроводами других насосов. Предусматривается возможность закачки ББФ из емкостей Е16−110 в емкости Е17−16. Для откачки ББФ из емкости Е17−1?6 смонтирована перемычка с приема насосов.

Каждая емкость снабжена одним блоком предохранительных клапанов с переключающими устройствами с давлением настройки 17,0 кгс/см2. Сброс с блока производится в отстойник факельного газа Е51.

Сброс факельного газа производится через отстойник факельного газа Е-51 на установку «Факел» газокаталитического производства.

При достижении подтоварной водой уровня более 400 мм открываются пневмоотсекатели. При достижении подтоварной водой нижнего уровня (между вентилем у днища емкости и задвижкой на дренажном трубопроводе) закрывается соответствующий пневмоотсекатель.

Для предотвращения замерзания продукта в зимнее время днища емкостей оборудованы змеевиками для обогрева. В качестве теплоносителя используется теплофикационная вода.

Все ёмкости Е-14/13, Е-17/16 по коллекторам связаны со следующими трубопроводами:

Для исключения возможности повышения давления в отключенных трубопроводах между двумя задвижками при тепловом расширении продукта за счёт нагрева окружающим воздухом (теплоспутником) установлены ППК на следующих трубопроводах:

Для предотвращения замораживания трубопроводов подачи ППФ, ПБПФ и ББФ предусмотрена схема подачи синтетического спирта в напорные трубопроводы.

Синтетический спирт подается в холодные месяцы года в количестве 2 литра на 1 тонну продукта, или производится разовая закачка в каждый трубопровод по 100−200 литров, через каждые 10−20 дней. Синтетический спирт закачивается в емкость для хранения синтетического спирта, а из нее закачивается в трубопровод плунжерным насосом. Необходимый расход регулируется ходом плунжера. Для защиты насоса и арматуры от превышения давления выше допустимого смонтирован предохранительный клапан. Сброс предохранительного клапана направлен в линию приема насоса.

Все сбросы с блоков предохранительных клапанов из емкостей Е-14/13, Е-15/17, Е-16/110, Е-17/16, с предохранительных клапанов на трубопроводах направляются в отстойник факельного газа Е-51, в котором газ отделяется от конденсата и сбрасывается на установку «Факел» по факельному трубопроводу.

Днище отстойника Е-51 оборудовано змеевиком-подогревателем для выпарки конденсата, где в качестве теплоносителя используется пар.

Дренажная емкость Е-53 служит для сбора подтоварной воды с низа емкостей Е-14/13, Е-15/17, Е-16/110, Е-17/16, а также для сбора подтоварной воды с вагон-цистерн наливной эстакады.

Днище дренажной емкости Е-53 оборудовано змеевиком-подогревателем для выпарки продукта из подтоварной воды, где в качестве теплоносителя используется пар. После отделения газовой фазы подтоварная вода через шайбу сбрасывается в промышленную канализацию, а газовая фаза по факельному трубопроводу сбрасывается в отстойник факельного газа Е-51.

Для защиты от превышения давления на емкостях Е-51, Е-53 установлены по одному СППК4р-100×16 (давление настройки — 10 кгс/см2) со сбросом газа в Е-52.

Патентная проработка не проводилась в связи с тем, что задачей дипломного проекта является разработка программы для промышленного логического контроллера, которая не является охраноспособным объектом.

3. Автоматизированная система управления парком сжиженных углеводородных газов

В данном разделе рассматривается автоматизированная система управления парком СУГ в целом. Особое внимание уделено линии поступления пропан-пропиленовой фракции для нее построена функциональная схема автоматизации с указанием контуров противоаварийной защиты (ПАЗ) и распределенной системы управления (РСУ), рассмотрены первичные приборы, применяемые на этой линии, их принцип действия, достоинства и недостатки.

Система организуется в виде подсистем РСУ и ПАЗ на базе программно-технического комплекса DeltaV фирмы EMERSON Process Management (США).

ПАЗ обеспечивает защиту технологического оборудования и персонала в аварийных ситуациях, сигнализацию срабатывания подсистемы защиты, фиксирование порядка срабатывания системы защиты, возможность ручного инициирования срабатывания системы защиты [4].

Структура системы включает следующие уровни управления процессом:

1) уровень оперативно-производственной службы (далее — ОПС), реализуемый на базе операторских станций (ОС) системы DeltaV, обеспечивающий:

— сбор данных о состоянии оборудования путем опроса нижнего уровня;

2) уровень автоматического управления и противоаварийной защиты, реализуемый на базе контроллеров DeltaV, обеспечивающий:

— автоматическое, и по командам с верхнего уровня управление оборудованием;

— выявление аварийной ситуации при поступлении информации от датчиков аварийной сигнализации;

— по анализу информации от датчиков сигнализации предельных значений параметров и положения исполнительных механизмов отрабатывает по соответствующему алгоритму команды аварийной защиты с выдачей сигнализации на верхний уровень.

— RSU1, RSU2, PAZ1, PAZ2, PAZ3, NALIV, TP2014 — контроллеры систем управления и противоаварийной защиты.

Связь компонентов системы реализована с помощью дублированных каналов Ethernet на базе витой пары.

Отличительной особенностью масштабируемой системы управления технологическими процессами DeltaV является полностью цифровая архитектура. Для связи с полевым оборудованием поддерживаются шины FOUNDATION fieldbus, HART, AS-i, DeviceNet, Profibus. На верхнем уровне обмен ведется по Ethernet (рисунок 3. 2). Обеспечивается резервирование. В составе системы используются интеллектуальные полевые приборы. Работает под управлением Windows NT.

Система DeltaV обеспечивает управление с высокой точностью, техническое обслуживание с прогнозированием и глобальный доступ к информации. Основные принципы работы системы DeltaV:

— новый подход. Полностью цифровая архитектура, обеспечивающая цифровую точность и цифровое быстродействие;

— точность и контроль доступа. Точное время и общесистемный контроль доступа;

— модульная структура оборудования. Контроллер DeltaV занимает мало места, причем размер его Вы можете выбрать сами, кроме того, он обеспечен резервированием и отличается прочностью;

— преимущества цифровых технологий. Легко пользоваться FOUNDATION fieldbus, AS-i bus, DeviceNet, Profibus DP и/или HART, которые входят в состав системы DeltaV;

— проектирование. Набор средств проектирования DeltaV как никогда облегчает конфигурирование и подготовку документации Вашей системы.

— интуитивность. Надежная, гибкая и интуитивно понятная, система DeltaV предоставляет простую в исполльзовании среду для управления процессом и глобального доступа к информации;

— ведение архива. Встроенное ведение архива облегчает ввод в эксплуатацию и обслуживание. Оперативные управляющие воздействия, изменения, внесенные в ходе технического обслуживания и управления автоматически заносятся в архив;

— техническое обслуживание с прогнозированием. Помимо традиционных для АСУ средств обслуживания, предоставляются усовершенствованные средства диагностики приборов и калибровки, с легкостью обеспечивающие техническое обслуживание с прогнозированием;

— управление с высокой точностью. Набор встроенных средств усовершенствованного управления DeltaV предоставляет возможность разрабатывать хорошие стратегии управления для автоматизации своего производства за какую-то долю затрат по сравнению с традиционными;

— усовершенствованное управление приборами. Готовые средства усовершенствованного управления приборами устраняют необходимость в подборе и согласовании данных. Ввод новых объектно-ориентированных модулей и алгоритмов фазового управления для управления и для управления периодическими процессами, и для управления сложными последовательностями операций является простой задачей;

— оптимизация предприятия. Эффективность производства, оптимальные поставки, снижение непосредственных трудозатрат, значительное уменьшение необходимых запасов комплектующих и времени поставки.

— сеть управления (с возможностью резервирования) для обмена данными между узлами системы,

— один или большее число контроллеров DeltaV (с возможностью резервирования), выполняющих локальное управление и контролирующих передачу данных между подсистемой ввода — вывода и сетью управления,

— подсистема ввода — вывода у каждого контроллера, обрабатывающая информацию полевых приборов,

— системный идентификатор, поставляемый с лицензионным пакетом — это устройство, которое вставляется в разъем параллельного порта станции «Профессиональная Плюс». Он дает каждой системе DeltaV уникальную идентификацию и позволяет производить изменения в системе [5].

Операторские станции РМОТ1, РМОТ2, PMOT3, PMOT4, РМРП. Операторские станции реализуют следующие основные функции:

— графическое, многооконные отображения информации о состоянии объекта управления;

— визуальную и звуковую сигнализацию о нарушениях технологического процесса, аварийных и предаварийных ситуациях;

— отображение исторических данных, как по аналоговым, так и по дискретным параметрам;

— формирование и отображение журнала аварийных сообщений, как по запросу оператора, так и в режиме реального времени;

— настройку коэффициентов регуляторов, параметров работы исполнительных механизмов;

Операторские станции РМОТ1, РМОТ2, РМОТ3, РМОТ4, РМРП строятся на базе персонального компьютера DELL Precision T3500 с процессором Dual Core с тактовой частотой 3 ГГц и включает в свой состав:

— 2 накопителя на жестких магнитных дисках с объемом памяти 250 Гб включенных в RAID1 конфигурацию;

Программное обеспечение (далее — ПО) операторских станций функционирует в среде Windows ХР, в качестве операторского интерфейса используются программные пакеты «Операторский». Пакет П О «Операторский», устанавливаемый на ОС, обеспечивает функции графического интерфейса пользователя, трендов реального времени, архивных трендов, диагностических экранов.

Инженерная станция РМСИ (PROFF+). Инженерная станция реализована на базе сервера Dell Power Edge R610 c двумя процессорами Xeon Quad Core, тактовой частотой 2,66 ГГц имеющего следующие комплектующие:

— шесть накопителей на жестких магнитных дисках (НЖМД) с объемом памяти 146 Гб включенных в RAID10 конфигурацию;

В инженерной станции используется пакет ПО «Профессиональный Плюс».

Пакет ПО «Профессиональный Плюс» поддерживает глобальную базу данных конфигураций и устройств системы. Функциональные возможности пакета включают конфигурирование, операторское управление, сбор и архивирование данных и событий, а также диагностику [6].

Инженерная станция РМСИ устанавливается в операторной парка СУГ.

Интеграционная (историческая станция) АС (HISTORY). Интеграционная станция реализована на базе сервера Dell Power Edge R610 c двумя процессорами Xeon Quad Core, тактовой частотой 2,66 ГГц имеющего следующие комплектующие:

— шесть накопителей на жестких магнитных дисках (НЖМД) с объемом памяти 146 Гб включенных в RAID10 конфигурацию;

В интеграционной станции используется пакеты ПО «Интеграционный» и генератор отчетов SyTech XL Reporter.

Пакет ПО «Интеграционный» поддерживает сбор и архивирование показаний с датчиков системы, позволяет организовать выход на уровень автоматизации производства, с использованием лицензии WebServer обеспечивает передачу информации на уровень АСУП. Генератор отчетов SyTech XLReporter — позволяет формировать на интеграционной станции сменные и суточные балансы и режимные листы.

Интеграционная (историческая) станция АС устанавливается в операторной парка СУГ.

Станция РМКИП (AMS). Станция РМКИП (AMS) реализована на базе персонального компьютера DELL Precision T3500 с процессором Dual Core с тактовой частотой 3 ГГц и включает в свой состав:

— 2 накопителя на жестких магнитных дисках с объемом памяти 250 Гб включенных в RAID1 конфигурацию;

Программное обеспечение (далее — ПО) станции функционирует в среде Windows ХР, в качестве рабочего интерфейса используются программный пакет «AMS». Пакет П О «AMS», устанавливаемый на станцию, обеспечивает настройку, поверку и диагностику полевого оборудования КИП и, А (датчики, преобразователи, клапаны и т. д. ).

Контроллер DeltaV. Контроллер выполняет локальное управление и контролирует обмен данными между подсистемой ввода/вывода и сетью управления.

Процессор контроллера (MD Plus) — VE3006 строится на базе микропроцессора Power PC860 с тактовой частотой 66 МГц и оперативной памятью объемом 48 Мб.

Для повышения надежности системы контроллеры резервируются и работают в режиме горячего резервирования. При замене процессорного модуля в схеме с резервированием загрузка конфигурации производится из работающего процессора без участия человека.

— сбор, обработку, масштабирование информации, поступающей от аналоговых, дискретных датчиков объекта управления, поступающей по цифровым интерфейсным линиям связи от контроллеров смежных систем, диагностику каналов ввода;

— реализацию алгоритмов логического управления и защиты оборудования, регулирования;

— выдачу управляющих воздействий на дискретные и пропорциональные исполнительные механизмы, диагностику выходных каналов, диагностику работоспособности линий связи, функционирование программ управления.

Контроллеры системы Delta V имеют модульную структуру и строятся на основе трех типов базовых панелей:

2-слотовая базовая панель предназначена для установки контроллеров и системных источников питания.

8-слотовая базовая панель предназначена для установки модулей ввода/вывода нормального исполнения с клеммными блоками.

Искробезопасная 8-слотовая панель предназначена для установки модулей с встроенной искрозащитой.

Подсистема ввода/вывода DeltaV. Подсистема ввода/вывода включает в себя интерфейсы ввода/вывода, установленные в одну или более 8-слотовые базовые панели, и поставляемые дополнительно источники питания Quint фирмы Phoenix Contact, которые обеспечивают питание КИП и А.

— клеммного блока ввода/вывода, который крепится на 8-слотовой базовой панели;

— модулей ввода/вывода, которые устанавливаются на 8-слотовой панели над клеммным блоком и преобразуют сигналы с объекта в цифровой формат.

— резервированная пара модулей аналогового вывода: 8-канальная 4−20 мА — VE4035S2B1;

— резервированная пара модулей вывода дискретных сигналов — VE4032S1T2B1 (только для систем ПАЗ).

Также для РСУ используются модули ввода/вывода дискретных сигналов 32-канального исполнения:

Модули аналогового ввода/вывода обеспечивают работу по HART-протоколу.

Для повышения мощности выходных дискретных сигналов используются реле Phoenix Contact PLC-RSC-24DC/21.

Одна подсистема ввода/вывода поддерживает до 64 модулей ввода/вывода.

Модули ввода/вывода допускают замену в режиме on-line, загрузка конфигурации при этом осуществляется автоматически.

Для связи c оборудованием других производителей по протоколу MODBUS используются модули последовательного интерфейса RS-232/485 — VE4006P2.

Для подключения части сигналов используются контроллеры: RSU1, RSU2, PAZ1, PAZ2, PAZ3, NALIV.

Источники питания. Используются системные и групповые блоки питания.

Системные блоки питания — VE5008 устанавливаются в любой слот 2-слотовой базовой панели и обеспечивают питание контроллера и модулей ввода/вывода.

Групповые источники питания Quint фирмы Phoenix Contact обеспечивают питание полевого оборудования.

Управляющая сеть. Сеть управления системы DeltaV строится на основе резервированной локальной сети стандарта Ethernet, протокол обмена информации — TCP/IP. Сеть обеспечивает обмен информации со скоростями до 100 Мб/с, строится на основе сегментов, выполненных на базе «витой пары» или оптической линии связи при расстоянии более 100 м. Сеть обеспечивает автоматическое переключение на резервную линию при выходе основной из строя и автоматическое распознавание восстановления работоспособности неисправной линии. Управляющая сеть функционирует через коммутаторы фирмы Hirschmann (HUB).

Система гарантированного питания. В системе используются два групповых источника питания (ИБП).

Один ИБП Liebert Nxe 10кВА, обеспечивает работоспособность контроллера NALIV, с подсистемой ввода/вывода и операторских станции РМОТ3, РМОТ4 после пропадания сетевого напряжения в течении 60 минут на максимальной нагрузке. ИБП установлен в операторной наливной эстакады СУГ.

Второй ИБП Liebert Nxe 20кВА, обеспечивает работоспособность контроллеров RSU1, RSU2, PAZ1, PAZ2, PAZ3 с подсистемой ввода/вывода, инженерной станции РМСИ, интеграционной (исторической) станции АС, станции РМКИП (AMS)и операторских станций РМОТ1, РМОТ2, РМРП после пропадания сетевого напряжения в течении 60 минут на максимальной нагрузке. ИБП установлен в операторной парка СУГ.

Средства и способы связи для информационного обмена между компонентами системы.

На уровне контроллера информационный обмен осуществляется по локальной шине.

Локальная шина обеспечивает передачу данных, сигналов управления и системного питания между всеми компонентами контроллера Delta V.

Информационный обмен между контроллерами, станциями оператора и другими автономными узлами системы управления DeltaV осуществляется по управляющей сети. Сеть управления системы DeltaV строится на основе резервированной локальной сети стандарта Ethernet, протокол обмена информации — TCP/IP. Сеть обеспечивает обмен информации со скоростями до 100 Мб/с, строится на основе сегментов, выполненных на базе «витой пары» или оптической линии связи при расстоянии более 100 м. Сеть обеспечивает автоматическое переключение на резервную линию при выходе основной из строя и автоматическое распознавание восстановления работоспособности неисправной линии [7].

3.2 Решения по режимам функционирования, диагностированию работы системы

Периодичность профилактических работ для отдельных технических устройств системы оговорена в инструкциях по эксплуатации этих устройств. Профилактические работы должны, проводится без нарушения функционирования системы и объектов управления.

Проектом предусмотрена диагностика исправности каналов ввода аналоговых сигналов программными средствами путем проверки соответствия измерительного сигнала допустимым физическим границам. В случае возникновения неисправности входного аналогового канала (включая датчик) действие программы анализирующей данный вход «замораживается» — запоминается последнее, достоверное значение входного сигнала, клапан-регулятор переводится в ручной режим, логическая программа ПАЗ не отрабатывает.

Результаты диагностики регистрируются и выдаются оперативному персоналу в виде звуковой и световой сигнализации.

Кроме программной диагностики система имеет аппаратные средства проверки исправности отдельных узлов системы.

— контроль давления с предупредительной сигнализацией при критических значениях;

— контроль давления и поддержание избыточного давления в емкости двумя регулирующими клапанами:

1) при повышении давления — открытие регулирующего клапана на линии стравливания паров (газов) на факел, с аварийной сигнализацией при максимальном значении;

2) при понижении давления — открытие регулирующего на линии инертного газа в емкость с аварийной сигнализацией при минимальном значении.

— контроль уровня СУГ с предупредительной сигнализацией при критических значениях;

— контроль уровня СУГ с аварийной сигнализацией при критических значениях:

1) при максимальном уровне СУГ — закрытие пневмоотсекателей на линиях поступления и аварийной закачки продукта в емкость;

2) при минимальном уровне СУГ – останов насосов, откачивающих данный продукт.

— контроль уровня подтоварной воды с предупредительной сигнализацией при критических значениях:

1) при максимальном уровне подтоварной воды — открытие пневмоотсекателей на линии откачки подтоварной воды;

2) при минимальном уровне подтоварной воды — закрытие пневмоотсекателей на линии откачки подтоварной воды.

— автоматическое закрытие отсечных клапанов при аварийных ситуациях на линиях:

— контроль давления паров на общих газоуравнительных линиях емкостей Е-15/1…7.

Функциональная схема автоматизации представлена на рисунке 3. 3, перечень контрольно-измерительных приборов приведен в таблице 3.1.

Пропан-пропиленовая фракция с комплекса Г-43−107М/1 поступает под давлением через электрозадвижку MS1 в парк сжиженных углеводородов в одну из емкостей в Е-15/17. Со щита КИП в операторной или по месту на трубопроводе поступления в каждую емкость Е-15/1ч7 открывается соответствующий пневмоотсекатель (SV1. 1чSV1. 7).

— LT 5чLT 6 сигнализирует при достижении верхнего — 70% шкалы уровнемера (2260 мм) и нижнего — 3% шкалы уровнемера (585 мм) уровней продуктом;

— LT 7чLT 8 сигнализирует и посылает сигнал на блокировку: для верхнего — при 73% шкалы уровнемера (2335 мм) уровня — закрытие пневмоотсекателей SV 2. 1чSV 2.7 и SV 1. 1чSV 1. 7, для нижнего — при 2% шкалы уровнемера (560 мм) — автоматическая остановка Н-41/1,2.

Предельное заполнение емкости — не более 75% от объема. По мере заполнения емкости производится переключение на любую другую из емкостей Е-15/17, отсечением пневмоотсекателей SV 1. 1чSV 1.7.

Одна из емкостей не заполняется и служит для аварийной перекачки в нее продукта. Для этой цели служит емкость Е-15/2.

— PT 9чPT 10 регистрирует значение давления в емкости и сигнализирует при достижении верхнего (15,5 кгс/см 2 ) и нижнего (4,5 кгс/см 2 ) уровней;

— PT 11чPT 12 регистрирует, сигнализирует и регулирует давление: при 16,5 кгс/см 2 — открывается регулирующий клапан PV 4. 1чPV 4. 7; при 4,5 кгс/см 2 — открывается регулирующий клапан PV 5.1.

Во избежание превышения давления при заполнении и понижении давления при откачке продукта из емкости предусмотрена газо-уравнительная линия, задвижки и пневмоотсекатели (SV 5. 1чSV 5. 7) на которой должны быть всегда открыты.

При снижении давления в емкости из-за конденсации газовой фазы при длительном хранении или в зимнее время года при неисправном обогреве, необходимое давление создаётся с помощью инертного газа высокого давления, который подается в линию «газ-пропан с эстакады» через открывающийся при достижении минимального рабочего давления регулирующий клапан 5.1.

В случае повышения давления в емкостях Е-15/17 открываются соответствующие емкостям регулирующие клапана PV 4. 1чPV 4. 7, установленные на факельном трубопроводе.

Имеется возможность подачи инертного газа низкого давления в емкости Е-15/17 через задвижку в единую газоуравнительную линию емкостей Е-14/13 и Е-15/17.

Уровень подтоварной воды контролируется LT 13чLT 14. При достижении подтоварной водой уровня более 400 мм срабатывает звуковая и световая сигнализация и происходит открытие пневмоотсекателя SV 6. 1чSV 6.7. При достижении подтоварной водой нижнего уровня (между вентилем у днища резерувара и задвижкой на дренажном трубопроводе) закрывается пневмоотсекатель SV 6. 1чSV 6.7.

Датчик избыточного давления штуцерного исполнения МЕТРАН — 150 TG

В данном подразделе будут подробно рассматриваться первичные приборы, применяемых в схеме, описанной выше.

В качестве рассматриваемых средств измерения, будут использованы:

— датчики температуры Rosemount 248 c термопреобразователями сопротивления Rosemount 0065 производства компании Emerson с выходным сигналом 4−20 мА, во взрывозащищенном исполнении 1EхdIIСТ6;

— датчики избыточного давления и перепада давления типа Метран-150 производства ПГ «Метран» с выходным сигналом 4−20 мА, во взрывозащищенном исполнении 1EхdIIСТ5Х;

Предложенные датчики давления, температуры и уровня помимо токового выходного сигнала имеют цифровой выходной сигнал на базе HART-протокола, позволяющий осуществлять управления параметрами датчиков с помощью HART-коммуникатора.

Выбор датчиков температуры Rosemount 248 основан на ряде преимуществ данных датчиков температуры, а именно:

— позволяют осуществлять цифровую передачу информации по HART-протоколу;

Интеллектуальные датчики давления серии Метран — 150 относятся к новому поколению датчиков давления Метран и имеют:

— позволяют осуществлять цифровую передачу информации по HART-протоколу;

Для точного ведения процесса учета газа и для необходимой коррекции расхода по температуре используются современные датчики температуры Rosemount — 248.

Измерительные преобразователи ИП Rosemount 248 предназначены для преобразования сигналов, поступающих от термопреобразователей сопротивления, термоэлектрических преобразователей, омических устройств и милливольтовых устройств постоянного тока в унифицированный электрический выходной сигнал постоянного тока 4 — 20 мА (линейный по температуре или входному сигналу), а также в цифровой сигнал для передачи по протоколу HART.

Датчики температуры Rosemount 248 предназначены для измерения температуры жидких и газообразных сред путем преобразования измерительным преобразователем Rosemount 248 сигнала первичного преобразователя температуры в унифицированный выходной сигнал постоянного тока 4 — 20 мА, а также в цифровой сигнал для передачи по НАRТ — протоколу.

Конструктивные особенности датчиков температуры Rosemount 248 и измерительных преобразователей Rosemount 248 приведены на рисунке 3.4.

Датчики температуры Rosemount 248 состоят из первичного преобразователя температуры, термопреобразователя сопротивления или термоэлектрического преобразователя и измерительного преобразователя Rosemount — 248. Первичный преобразователь температуры состоит из измерительной вставки с платиновым чувствительным элементом для ТС или термопары в качестве ЧЭ, помещенной в защитную арматуру для ТП. ИП встроен в соединительную головку датчика температуры, смонтированную вместе с ПП. Датчики комплектуются защитными гильзами (литыми или трубчатыми).

ИП Rosemount — 248 обеспечивает аналого — цифровое преобразование первичного сигнала от ЧЭ, обработку результатов преобразования и цифро — аналоговое преобразование в стандартный выходной сигнал 4 — 20 мА с наложением цифрового сигнала по HART — протоколу. ИП248 конструктивно выполнены в корпусе с расположенными на нем клеммами для подключения входного сигнала, а также клеммами для вывода выходного сигнала и подключения напряжения питания.

Термоэлектрические преобразователи стандарт IEC 584. Конструкция. ТП производства Rosemount с монтажной платой стандарта DIN и с ½ дюймовым адаптером соответствуют 1-му классу допуска по стандарту IEC 584. Рабочий спай сварен лазерной сваркой с целью получения однородного, прочного спая, поддержания целостности цепи и обеспечения высочайшей точности измерений. Сопротивление изоляции составляет 1000 МОм при напряжении 500 В постоянного тока и комнатной температуре.

Многие из ИП фирмы Rosemount могут быть многоточечными. Использование коммуникационного протокола HART позволяет объединить в рамках одной коммуникационной сети до 15 различных ИП, соединенных с помощью витой пары или подключенных к одной выделенной телефонной линии.

Понятие «многоточечная» означает, что в рамках одной коммуникационной сети объединены несколько ИП. Обмен информацией между главным контроллером (хостом) и ИП производится с помощью цифровой передачи данных. При этом функция вывода аналоговых сигналов ИП отключена.

Полевой коммуникатор модели 375 может проводить тестирование, конфигурирование и форматирование многоточечного ИП Rosemount 248 тем же способом, что и в стандартной установке «точка-точка».

При применении многоточечной установки требуется учитывать скорость обновления каждого из ИП, подключенных к сети, возможности совместной работы различных моделей измерительных преобразователей в такой конфигурации, а также длину коммуникационных кабелей. Каждому из ИП присваивается собственный адрес (от 1 до 15) с помощью которого определяется, к какому из ИП относится команда протокола HART. На рисунке 3.5 показан пример типичной многоточечной коммуникационной сети [8].

Рисунок 3.4 — Датчик температуры Rosemount 248 и измерительные преобразователи Rosemount 248

Измерение давления. Датчики избыточного давления Метран серии 150.

Интеллектуальные преобразователи (датчики) давления Метран-150, применяются для измерения, отображения и передачи в системы управления параметра давления (избыточного, абсолютного, вакуумметрического, дифференциального, давления — разрежения, гидростатического) жидких и газовых (в том числе агрессивных) сред в энергетике, энергосбережении, металлургии, машиностроении, химической, нефтяной, нефтехимической и других отраслях промышленности. Наличие выхода по протоколу HART. Датчик состоит из сенсорного модуля и электронного преобразователя. Сенсор состоит из измерительного блока и платы аналого — цифрового преобразователя (АЦП). Давление подается в камеру измерительного блока, преобразуется в деформацию чувствительного элемента и изменение электрического сигнала.

— многократная перегрузочная способность, дающая уверенность в процессе измерения;

— стабильность метрологических характеристик, подтвержденная полигонными испытаниями;

— наличие выхода по протоколу HART, дающее возможность интегрировать датчик в современные системы управления техпроцессами;

— расширенная непрерывная самодиагностика и диагностика состояния процесса, обеспечивающая своевременное техобслуживание и предотвращение нештатных ситуаций;

— простота ввода в эксплуатацию и обслуживания, обеспеченная особенностью конструкции;

Приборы характеризуются высоким уровнем надежности, обеспечивающим безотказность работы в жестких климатических условиях и при механических воздействиях, множеством опций и взаимозаменяемостью с традиционно используемыми датчиками.

В зависимости от измеряемого давления датчики Метран-150 имеют следующее обозначение:

В зависимости от конструктивного исполнения датчики имеют типы обозначения Т и C:

— T — преобразователь штуцерного исполнения с наружной резьбой для технологического соединения М20×1,5 или внутренней — 14NPТ для соединений с вариантом открытой мембраны. В модели Метран — 150TA для измерения абсолютного давления полость над чувствительным элементом вакуумирована и герметизирована. Нижний предел измерений датчиков модели Метран-150TA равен нулю абсолютному. Модели Метран-150TG, предназначены для измерения избыточного давления, полость над чувствительным элементом соединена с атмосферой. Метран — 150TG могут измерять разрежение и давление — разрежения, обеспечивая настройку от минус 101,3кПа (при этом предполагается, что атмосферное давление равно 101,3 кПа) до максимального верхнего предела измерений (Рmax) в зависимости от кода диапазона модели;

— C — фланцевая бипланарная конструкция датчика. Датчики модели Метран-150СD измеряет перепад давлений, а датчики модели Метран — 150CG измеряет избыточное давление. Метран — 150 CG в отличие от штуцерного исполнения Метран — 150 TG обладает рядом существенных преимуществ. Во-первых, CG обеспечивает расширенное коррозийностойкое исполнение. Во-вторых, CG может быть заменена на аналогичную модель Метран-100 фланцевого исполнения.

Датчики модели 150CG также могут измерять разрежение и давление-разрежение, обеспечивая настройку от минус 97,9 кПа (при этом предполагается, что атмосферное давление равно 101,3 кПа) или минус Рmax до Рmax в зависимости от кода диапазона модели. В измерительных блоках моделей TG, TGR, TA, ТАR (рисунок 3. 6) используется тензорезистивный тензомодуль на кремниевой подложке. Чувствительным элементом тензомодуля является пластина 1 из кремния с пленочными тензорезисторами (структура КНК — кремний на кремнии). Давление через разделительную мембрану 3 и разделительную жидкость 2 передается на чувствительный элемент тензомодуля.

1 — пластина из кремния; 2 — разделительная жидкость; 3 — разделительная мембрана

Рисунок 3.6 — Схема измерительного блока датчиков давления Метран — 150 штуцерного исполнения

Воздействие давления вызывает изменение положения чувствительного элемента, при этом изменяется электрическое сопротивление его тензорезисторов, что приводит к разбалансу мостовой схемы. Электрический сигнал, образующийся при разбалансе мостовой схемы, измеряется АЦП и подается в электронный преобразователь, который преобразует это изменение в выходной сигнал. В моделях 150ТА и 150ТАR полость над чувствительным элементом вакууммирована и герметизирована.

Датчики Метран — 150 фланцевого исполнения (CD, CG), компланарного исполнения (CDR, CGR, L). Измерительный блок датчиков (рисунок 3. 7) этих моделей состоит из корпуса 1 и емкостной измерительной ячейки 2. Емкостная ячейка изолирована механически, электрически и термически от измеряемой и окружающей сред. Измеряемое давление передается через разделительные мембраны 3 и разделительную жидкость 4 к измерительной мембране 5, расположенной в центре емкостной ячейки. Воздействие давления вызывает изменение положения измерительной мембраны 5, что приводит к появлению разности емкостей между измерительной мембраной и пластинами конденсатора 6, расположенным по обеим сторонам от измерительной мембраны. Разность емкостей измеряется АЦП и преобразуется электронным преобразователем в выходной сигнал.

Датчик имеет электронное демпфирование выходного сигнала, характеризующееся временем усреднения результатов измерений. Значение времени демпфирования устанавливается потребителем при настройке. Датчик поставляется настроенным на значение 0,5 с для моделей 150CD, 150CG, 150TA, 150TG и 0,4 с для остальных моделей.

1 — корпус; 2 — емкостная измерительная ячейка; 3 — разделительная мембрана; 4 — разделительная жидкость; 5 — измерительная мембрана; 6 — пластины конденсатора

Рисунок 3.7 — Схема измерительного блока датчиков давления Метран — 150 фланцевого исполнения

1) для измерения давления агрессивных сред были добавлены новые материалы разделительной мембраны — Hastelloy® и Тантал, материал уплотнительных колец — фторопласт;

2) низкотемпературное исполнение (код LT) позволяет эксплуатировать Метран-150 при температуре от -55°С, даже в условиях взрывоопасной атмосферы (коды IM и EM);

4) датчик Метран-150 штуцерного исполнения модели 150TG, а также датчики моделей 150 CG3, 150 CG4 и 150 CG5 при измерении разрежения и давления-разрежения можно настроить от -100 кПа до +Pmax;

Измерение уровня. Волноводные радарные уровнемеры Rosemount серии 5300.

Rosemount серии 5300 это двухпроводный волноводный уровнемер для измерения уровня и уровня границы раздела жидкостей, а также уровня суспензий и твердых сыпучих сред. Прибор обеспечивает высокую надежность, современные меры обеспечения безопасности, простоту использования и неограниченные возможности подключения и интеграции в системы АСУ.

— Измеряемые среды: жидкие (нефть, темные и светлые нефтепродукты, вода, водные растворы, сжиженный газ, кислоты и др.), сыпучие (пластик, зольная пыль, цемент, песок, сахар, злаки и т. д. );

— Выходные сигналы: 4−20 мА с цифровым сигналом на базе HARTT протокола или Founndation™ Fieldbus;

— Внесены в Госреестр средств измерений под № 38 679, сертификат № 32 768.

Уровнемеры Rosemount серии 5300 применяются в следующих отраслях промышленности:

— широкий диапазон измерений и качественные измерения сред с низким коэффициентом отражения;

— благодаря технологии прямого переключения и функции проецирования конца зонда;

— улучшенные характеристики электромагнитной совместимости благодаря интеллектуальной гальванической развязке;

— повышенная безопасность благодаря модульной конструкции блока электроники;

— расширенная диагностика и возможность профилактического обслуживания по протоколам HART® и Foundation™ Fieldbus.

Корпус прибора выполнен из алюминиевого сплава с покрытием из полиуретана и имеет два отдельных отсека для раздельного расположения блока электроники и клеммного блока. При такой компоновке повышается надежность уровнемера при эксплуатации, обеспечивается простой доступ к клеммам при подключении. Корпус вращается на 360° вокруг своей оси и может отсоединяться от зонда при проведении сервисных работ, при этом герметичность резервуара не нарушится. Между корпусом и зондом отсутствуют какие-либо механические соединения. В корпусе имеется два отверстия для подвода кабеля, стандартно серия 5300 поставляется с ½″ NPT кабельным вводом, а также адаптером M20 и разъемами eurofast или minifast в качестве опций. Конструкция прибора приведена на рисунке 3.8.

Принцип действия волноводного уровнемера основан на технологии рефлектометрии с временным разрешением (TDR = Time Domain Reflectometry). Микроволновые наносекундные радарные импульсы малой мощности направляются вниз по зонду, погруженному в технологическую среду. Когда радарный импульс достигает среды с другим коэффициентом диэлектрической проницаемости, часть энергии импульса отражается в обратном направлении.

Разница во времени между моментом передачи радарного импульса и моментом приема эхосигнала пропорциональна расстоянию, согласно которому рассчитывается уровень жидкости или уровень границы раздела двух сред. Интенсивность отраженного эхосигнала зависит от диэлектрической проницаемости среды. Чем выше коэффициент диэлектрической проницаемости, тем выше интенсивность отраженного сигнала. Волноводная технология имеет ряд преимуществ по сравнению с другими методами измерений уровня, поскольку радарные импульсы практически невосприимчивы к составу среды, атмосфере резервуара, температуре и давлению.

В уровнемере для удобства применения и обслуживания в различных условиях использованы следующие принципы и конструкторские решения:

— возможность использования зондов нескольких типов в зависимости от условий применения уровнемера;

— подключение двухпроводным кабелем (питание подаётся по сигнальному контуру);

— поддержка коммуникационного цифрового протокола HART®, что обеспечивает вывод данных в цифровом виде и возможность дистанционной настройки прибора при помощи портативного коммуникатора модели 375 либо персонального компьютера с установленным программным обеспечением Rosemount Radar Master или AMS и HARTTмодемом;

Поскольку радарные импульсы направляются по зонду, а не свободно распространяются в пространстве резервуара, то волноводная технология может с успехом применяться для малых и узких резервуаров, а также для резервуаров с узкими патрубками. Точность и надежность измерений двух параметров одним уровнемером: уровня верхней среды и уровня границы раздела двух сред обеспечивается цифровой обработкой сигнала микропроцессорной электроникой уровнемера.

Для работы с большими диапазонами измерений на средах с низким значением диэлектрической постоянной используется функция проецирования конца зонда. Если эхосигнал не отражается от поверхности среды, то уровнемер серии 5300 использует конец зонда в качестве базы для вычисления фактического уровня.

Инновационная конфигурация экранирующего элемента между электроникой, микроволновым генератором и корпусом приводит к более устойчивым микроволновым рабочим характеристикам и минимизирует нежелательные помехи. Это улучшает рабочие характеристики по электромагнитной совместимости и обеспечивает проведение более стабильных измерений.

Rosemount серии 5300 поддерживает архитектуру PlantWeb™, предоставляя лучшие возможности многопараметрических измерений (измерение уровня и уровня границы раздела двух сред одним двухпроводным уровнемером), обеспечивает широкий спектр применений и возможности расширенной диагностики по протоколам HART® и Foundation™ Fieldbus.

Компания Rosemount обладает огромным опытом разработки уровнемеров для эксплуатации в тяжелых условиях на химических и нефтеперерабатывающих производствах. Весь этот опыт был использован для конструирования цельнометаллического корпуса уровнемеров Rosemount серии 5300 с отдельными отсеками для электроники и клеммного блока. Отличительной его чертой является эргономично расположенный встроенный дисплей. Корпус имеет степень защиты IP67 и может использоваться в окружающей среде с относительной влажностью до 100%.

Уровнемер серии 5300 состоит из блока электроники, соединения с резервуаром и зонда. Соединение с резервуаром и зонд являются единственными деталями, которые контактируют с атмосферой резервуара [10].

4. Разработка программы управления исполнительными механизмами на линии поступления и откачки пропан-пропиленовой фракции

В данном разделе решается проблема своевременного переключения задвижек и отсекателей на линии поступления и откачки пропан-пропиленовой фракции, путем управления ими с помощью контроллера. Необходимость автоматического управления объясняется большим количеством исполнительных механизмов на линии, и высокой скоростью протекающих процессов, и необходимостью быстрого реагирования на аварийные и предаварийные состояния объекта, своевременное оповещение оператора о состоянии объекта, предупредительная и аварийная сигнализация и противоаварийная защита объекта с помощью блокировок.

Управление технологическим процессом осуществляется контроллером. Он производит опрос датчиков и вырабатывает сигналы управления. К функциям, выполняемым контроллером, можно отнести следующие:

Сигнализация реализуются путем сравнения технологического параметра с определенным предельным значением (уставкой). В результате вырабатывается соответствующий сигнал.

4.1 Инструментальная система программирования промышленных контроллеров

Прикладное программное обеспечение (ПО) современных программируемых логических контроллеров (ПЛК), имеющих встроенную операционную систему, может быть разработано как с использованием традиционных инструментальных средств (компиляторы языков СИ, Паскаль, Фортран, Бейсик и т. д. ), так и на основе специализированных языковых средств. Традиционная технология требует от разработчика знаний не только в области использования языков программирования, но и особенностей операционной системы, а также аппаратных возможностей данного контроллера и организации системы ввода/вывода. При этом разработанное ПО будет привязано только к данному типу контроллера и не может быть перенесено на другую аппаратно-программную платформу. Потребность в специальной платформе — независимых языках программирования возникла давно. Она послужила причиной объединения усилий ведущих производителей контроллеров по разработке под эгидой Международной Электротехнической Комиссии (МЭК) стандарты на такие языки программирования ПЛК. Одной из первых реализаций стала инструментальная система ISaGRAF.

Система ISaGRAF состоит из двух частей: системы разработки ISaGRAF Workbench и системы исполнения ISaGRAF Target. Система разработки представляет собой набор Windows — приложений, интегрированных в единую инструментальную среду и работающих под операционной системой (ОС) Windows 95/98/NT.

Основу системы исполнения составляет набор программных модулей (для каждой целевой системы свой), выполняющих самостоятельные задачи, под управлением ядра ISaGRAF.

Ядро ISaGRAF реализует поддержку стандартных языков программирования, типового набора функций и функциональных блоков и драйверов ввода/вывода. Задача связи обеспечивает поддержку процедуры загрузки пользовательского ISaGRAF — приложения со стороны программируемого контроллера, а также доступ к рабочим переменным этого приложения со стороны отладчика системы разработки ISaGRAF. Взаимодействие систем разработки и исполнения осуществляется по протоколу MODBUS, что дает возможность доступа к данным контроллера не только отладчику ISaGRAF, но и любой системе визуализации и управления данными (SCADA). Драйверы устройств сопряжения с объектом организуют прозрачный доступ к аппаратуре ввода/вывода. Функции пользователя реализуют процедуры и алгоритмы функций. Системные функции предназначены для описания специфики конкретной (ОС), реализованной на данном типе контроллеров.

В ISaGRAF заложена методология структурного программирования, позволяющая пользователю представить автоматизированный процесс в наиболее легкой и понятной форме. Стандартом МЭК 61 131−3 определяется пять языков: три графических (SFC, FBD, LD) и два текстовых (ST, IL). Помимо этих языков, ISaGRAF предлагает язык блок-схем (Flowchart). Все эти языки программирования интегрированы в единую инструментальную среду и работают с едиными объектами данных.

SFC — графический язык последовательных функциональных схем (Sequential Function Chart). Язык SFC предназначен для использования на этапе проектирования ПО и позволяет описать «скелет» программы — логику ее работы на уровне последовательных шагов и условных переходов.

FBD — графический язык диаграмм релейной логики (Ladder Diagramm). Язык FBD применяется для построения комплексных процедур, состоящих из различных библиотечных блоков — арифметических, тригонометрических, регуляторов, мультиплексоров и т. д.

LD — графический язык диаграмм релейной логики (Ladder Diagram). Язык LD применяется для описания логических выражений различного уровня сложности.

ST — язык структурированного текста (Structured Text). Это язык высокого уровня, по мнемонике похож на Pascal и применяется для процедур обработки данных. Из выше перечисленных языков выбираем язык ST, так как он наиболее приемлем как по уровню, так и по синтаксису, и удобен для реализации сложных алгоритмов и процедур [11].

Работа начинается с создания проекта в ISaGRAF. В описании проекта (Edit description) можно указать автора проекта, его название, версию. В самом проекте создается программа (File — New), при этом можно указать какой язык программирования будет использоваться, тип программы.

Перед тем, как ввести текст программы, необходимо объявить используемые в ней переменные. Это выполняется с помощью команд меню «Dictionary».

Глобальные переменные (global variables) доступны любой программе созданного проекта. Среди переменных можно выделить следующие:

Переменные могут быть входными, выходными и внутренними. Аналоговые переменные могут быть целочисленными или вещественными.

Граф переходов составляется на основании словесной формулировки алгоритмов управления, а также введения обозначения сигналов в следующей последовательности:

— определяется начальное состояние объекта, из которого начинается процесс управления, и для него вводится начальное состояние на графе переходов, обозначаемое кружком «0». Для этого состояния определяются значения всех выходных сигналов, а также соответствующие им состояния исполнительных механизмов объекта и элементов на пульте управления. Все начальные состояния выходных сигналов приписываются в начальном состоянии графа переходов с помощью введенных раннее обозначений;

— определяется очередность состояний объекта и необходимое для этого изменение состояний исполнительных механизмов. Каждый переход из начального состояния в последующие изображается направленной линией, связывающей изображение этих состояний. Стрелка, указывающая направление перехода, обычно изображается в средней части линии. Над стрелкой указывается логическое условие, при выполнение которого осуществляется данный переход, то есть переход разрешается, когда логическое условие перехода принимает единичное значение. Если из данного состояния возможны несколько переходов, то все они изображаются направленными переходами с соответствующими условиями переходов, при этом все условия должны быть взаимоисключающими, то етсь не должно выполняться более одного условия в данный момент времени (иначе это будет противоречить требованию однозначности алгоритма);

— чтобы избежать избыточного числа состояний на графе переходов, каждое новое состояние вводится только тогда, когда аналогичного состояния на графе не вводилось. Аналогичными или идентичными состояниями графа переходов называют состояния, в котором формируются одинаковые выходные сигналы для объекта и пульта управления;

— построение графа переходов продолжается до тех пор, пока все последовательности состояний не образуют замкнутые циклы или подграфы. Наличие или появление тупиковых состояний, из которых нет переходов в другие состояния, свидетельствует, как правило, либо об ошибках построения графа переходов, либо о не полноте или ошибочности исходных данных, приведенных в словесной формулировке алгоритма. В этом случае необходимо доопределить и замкнуть граф соответствующим переходом [12].

Пропан-пропиленовая фракция с комплекса Г-43−107М/1 поступает под давлением через электрозадвижку MS1 в парк сжиженных углеводородов в одну из емкостей в Е-15/17, открывается соответствующий отсекатель SV 1.7.

Предельное заполнение емкости — не более 75% от объема. По мере заполнения емкости производится переключение на любую другую из емкостей Е-15/17, отсечением пневмоотсекателей SV 20чSV26.

Одна из емкостей не заполняется и служит для аварийной перекачки в нее продукта. Для этой цели служит емкость Е-15/2.

В случае повышения давления в емкостях Е-15/17 открываются соответствующие емкостям регулирующие клапана PV2007чPV2013, установленные на факельном трубопроводе.

После заполнения емкости необходимо дать продукту отстояться не менее 3-х часов. После отстоя продукта подтоварную воду, содержащую щелочь, необходимо сдренировать в Е-53. В емкостях с готовой продукцией с помощью фенолфталеина производится анализ продукта на содержание в пропан-пропиленовой фракции щелочи. В случае обнаружения щелочи в продукте необходимо продлить время отстоя и продолжить дренирование подтоварной воды.

При достижении подтоварной водой уровня более 400 мм срабатывает звуковая и световая сигнализация и происходит открытие пневмоотсекателя SV4020чSV4026. При достижении подтоварной водой нижнего уровня (между вентилем у днища резерувара и задвижкой на дренажном трубопроводе) закрывается пневмоотсекатель SV4020чSV4026.

После отстоя, зачистки от подтоварной воды и получения результата анализа, соответствующего требованиям ТУ на готовую продукцию, производится откачка ППФ насосами Н-41 и Н-42.

При включении насосов Н-41/1,2 расход откачиваемого продукта контролируется по уровнемерам, установленному на емкостях.

На основании алгоритма управления объектом введем входные и выходные сигналы.

Http://gugn. ru/work/481808/Avtomatizaciya-parka-szhizhennyx-uglevodorodnyx

Официальное наименование юридического лица – ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "УФИМСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД", адрес – 450029, Республика БАШКОРТОСТАН, УФА, ул. УЛЬЯНОВЫХ, д. 74. Компания "УНПЗ" зарегистрирована 6 ноября 2002 года, регистратор – Инспекция МНС России по ОРДЖОНИКИДЗЕВСКОМУ району г. УФЫ республики БАШКОРТОСТАН. Основным видом деятельности является "Производство нефтепродуктов". Организация также зарегистрирована в таких категориях ОКВЭД как "Оптовая торговля моторным топливом, включая авиационный бензин", "Прочая оптовая торговля", "Производство общестроительных работ по строительству прочих зданий и сооружений, не включенных в другие группировки". Основная отрасль компании – "Нефтеперерабатывающая промышленность". Основной государственный регистрационный номер – 1020203086815. Идентификационный номер налогоплательщика – 0277004037. Код причины постановки на учет – 997150001. Генеральный директор – Анатолий Михайлович Сухоруков. Организационно-правовая форма – открытые акционерные общества. Тип собственности – иная смешанная российская собственность.

420045, Республика ТАТАРСТАН, г. КАЗАНЬ, ул. КОСМОНАВТОВ, 46А ООО "ТЮМЕНЬОЙЛКОМПАНИ+"

423570, Республика ТАТАРСТАН, НИЖНЕКАМСК, ПРОМЗОНА ООО "ЯР-ОЙЛ САМАРА"

443082, САМАРА, ул. ГОРНАЯ, 6, оф. 1 ЗАО "РЯЗАНСКИЙ ОПЫТНЫЙ ЗАВОД НЕФТЕХИМПРОДУКТОВ"

188800, ЛЕНИНГРАДСКАЯ область, г. ВЫБОРГ, ул. ФИЗКУЛЬТУРНАЯ, 17, пом. 101/1 ЗАО "СПЕЦТЕХМОНТАЖ"

191194, г. САНКТ-ПЕТЕРБУРГ, ул. ЧАЙКОВСКОГО, 65, пом. 7Н ООО "НЕФТЕСБЫТ 21"

121309, г. МОСКВА, ул. МИНСКАЯ, д. 18, корп. 2 ООО "РЕГИОННЕФТЕСТАНДАРТ"

Http://qeasym. com/ufa/company/unpz_752071.html

Уфа, 16 июля 2009, 18:10 — REGNUM Сегодня, 16 июля, на Уфимском нефтеперерабатывающем заводе введены в эксплуатации два новых реактора на установке гидроочистки вакуумных газойлей. Об этом корреспонденту ИА REGNUM Новости сообщили в пресс-службе ОАО “Система-Инвест”.

Новые реакторы были введены в эксплуатацию в рамках программы модернизации Уфимского нефтеперерабатывающего завода на 2009-2013 годы. Оборудование было поставлено по контракту Ижорскими заводами (Санкт-Петербург). Стоимость проекта составила 0,75 млрд. рублей. Это завершающий этап модернизации данной установки, пояснили в компании.

На модернизированной установке гидроочистки вакуумных газойлей (секция 100 комплекса Г-43-107М/1) происходит очистка от сернистых соединений сырья, полученного после процесса первичной переработки нефти. Пуск новых реакторов позволит снизить содержание серы в товарных автобензинах до нормативов, предусмотренных действующим отечественным Техническим регламентом РФ “О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту” и международным стандартом Евро-4 (с содержанием серы менее 0,005%).

“С запуском двух дополнительных реакторов, улучшилось качество сырья, которое поступает на процессы, и теперь на выходе получаются продукты стандарта Евро-4, – сказал Президент Республики Башкортостан Муртаза Рахимов. – К тому же подобные объекты минимизируют последствия финансового кризиса, который серьезно отразился на большинстве предприятий машиностроительной, металлургической, обрабатывающей промышленности, строительной индустрии. В нашей республике эти явления ощущаются значительно меньше, чем в других регионах. Во многом это связано с деятельностью топливно-энергетического комплекса Башкортостана. Его предприятия уникальны и выпускают продукцию ничем не хуже европейских аналогов. Убедиться в этом можно на примере запущенной установки. Модернизация позволила заводу перейти на выпуск бензинов стандарта Евро-4”.

“Сегодняшняя конъюнктура рынка нефтепродуктов диктует нам жесткие условия, соблюдение которых – залог конкурентоспособности башкирских предприятий, – говорит генеральный директор ОАО “Система-Инвест” Виктор Хорошавцев. – Освоение новых рынков сбыта – одна из основных задач, стоящих сегодня перед нами. А это невозможно без инвестиций в модернизацию существующих производственных мощностей”.

“Запуск новых реакторов – знаковое событие для нашего нефтеперерабатывающего завода, – заявил генеральный директор ОАО “Уфимский НПЗ” Анатолий Сухоруков. – Пуск в работу реакторов гидроочистки вакуумного газойля позволит довести загрузку комплекса с 2,2 до 2,7 миллионов тонн по исходному сырью, увеличить отбор бензина с каталитического крекинга как минимум на один процент, а самое главное – вырабатывать до 1 миллиона тонн автомобильного бензина класса Евро-4 в год”.

ОАО “Уфимский нефтеперерабатывающий завод” специализируется на переработке углеводородного сырья с получением нефтепродуктов, главным образом, моторного топлива. Предприятие основано в 1937 году. С момента запуска до настоящего времени завод претерпел существенную модернизацию и сейчас входит в число ведущих предприятий нефтепереработки России. Сырьем для ОАО “УНПЗ” служит сырая западносибирская нефть (около 50%), башкирская нефть (около 40%) и газовый конденсат (10%). В 2008 году предприятием переработано 6,148 млн. тонн нефти. Уставный капитал компании 619,277 млн. руб. Основным акционером компании ОАО “УНПЗ” является АФК “Система” . Оперативное управление предприятием осуществляется ОАО “Система-Инвест” (дочерняя структура АФК “Система”).

Http://regnum. ru/news/1187099.html

Полное юридическое наименование: ОАО “УФИМСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД”

63.12.21 – Хранение и складирование нефти и продуктов ее переработки

72.20 – Разработка программного обеспечения и консультирование в этой области

72.50 – Техническое обслуживание и ремонт офисных машин и вычислительной техники

73.10 – Научные исследования и разработки в области естественных и технических наук

74.30.4 – Испытания и анализ физических свойств материалов и веществ: испытания и анализ физических свойств (прочности, пластичности, электропроводности, радиоактивности) материалов (металлов, пластмасс, тканей, дерева, стекла, бетона и др.), испытания на растяжение

ОКТМО: 80701000 (Республика Башкортостан, город Уфа Республики Башкортостан городской округ)

ОКАТО: 80401385 (Республика Башкортостан, Города республиканского значения Республики Башкортостан/, Уфа, Районы г Уфы /, Орджоникидзевский)

Ф1.230 – Дебиторская задолженность (платежи по которой ожидаются более чем через 12 месяцев после отчетной даты): 0 тыс. руб.

Ф1.240 – Дебиторская задолженность (платежи по которой ожидаются в течение 12 месяцев после отчетной даты): 697678 тыс. руб.

Ф1.300 – Баланс – Всего хозяйственных средств (актив): 19926896 тыс. руб.

Ф2.010 – Выручка (нетто) от продажи товаров, продукции, работ, услуг: 9912557 тыс. руб.

Ф2.020 – Себестоимость проданных товаров, продукции, работ, услуг: 7391538 тыс. руб.

Http://www. catalogfactory. org/org/05766534

Просим использовать работы, опубликованные на сайте, исключительно в личных целях. Публикация материалов на других сайтах запрещена.

Данная работа (и все другие) доступна для скачивания совершенно бесплатно. Мысленно можете поблагодарить ее автора и коллектив сайта.

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Технико-экономическое обоснование, анализ и расчет показателей создаваемого инвестиционного проекта: оценка затрат и эффективности с учетом факторов риска и неопределенности; определение срока окупаемости. Отличие ТЭО от инвестиционного меморандума.

Основные понятия инвестиционного проектирования. Общая характеристика методов оценки эффективности инвестиционного проекта. Общие понятия неопределенности и риска. Построение модели оценки риска инвестиционного проекта.

Стадии осуществления инвестиционного проекта. Технико-экономическое обоснование (ТЭО) как основной документ, на основании которого принимаются решения об осуществлении проекта и выделении инвестиций. Структура раздела финансово-экономической оценки ТЭО.

Сущность и технико-экономическое обоснование инвестиционного проекта. Затраты, необходимые для начала производства. Оценка эффективности предлагаемого инвестиционного проекта. Расчет точки безубыточности. Дисконтированный срок окупаемости инвестиций.

Инвестиционный проект и его экономическое значение. Структура инвестиционного цикла, методика оценки эффективности инвестиционного проекта, концепция дисконтирования. Анализ инвестиционных проектов, постройка жилого комплекса, парковки для автотранспорта.

Сущность и этапы реализации инвестиционного проекта. Анализ показателей хозяйственной деятельности, финансового положения и инвестиционной политики ОАО “Русполимет”. Разработка путей снижения рисков при реализации инвестиционного проекта на предприятии.

Понятие и характеристика основных методик оценки рисков инвестиционного проекта, анализ ее влияния на доходность проекта. Качественная и количественная оценка рисков инвестиционного проекта выведению новой продукции ювелирного завода – золотых цепочек.

Рассмотрение основных стадий разработки инвестиционного проекта на примере ООО “Мир окон”, проведение анализа его целесообразности. Выявление путей повышения оценки эффективности инвестиционной деятельности с учетом факторов риска и неопределенности.

Теоретические вопросы инвестиционной деятельности. Этапы жизненного цикла инвестиционного проекта и система управления рисками. Учет фактора риска в расчетах. Инвестиционный проект организации сети WiMAX в Карасукском районе Новосибирской области.

Разработка бизнес-проекта производства мелких стеновых блоков из пенобетона. Расчет кредитоспособности, окупаемости и рентабельности проекта. Оценка влияния инфляции, рисков и неопределенности на экономическую эффективность инвестиционного проекта.

Http://knowledge. allbest. ru/economy/c-2c0b65625b3ad69a4d43a89421306c26.html

• Производство нефтепродуктов; • Оптовая торговля моторным топливом, включая авиационный бензин; • Прочая оптовая торговля; • Производство общестроительных работ по строительству прочих зданий и сооружений, не включенных в другие группировки; • Научные исследования и разработки в области естественных и технических наук; • Разработка программного обеспечения и консультирование в этой области; • Техническое обслуживание и ремонт офисных машин и вычислительной техники; • Предоставление прочих услуг; • Хранение и складирование прочих грузов; • Хранение и складирование нефти и продуктов ее переработки; • Организация перевозок грузов; • Испытания и анализ физических свойств материалов и веществ: испытания и анализ физических свойств (прочности, пластичности, электропроводности, радиоактивности) материалов (металлов, пластмасс, тканей, дерева, стекла, бетона и др.); испытания на растяжение, твердость, сопротивление, усталость и высокотемпературный эффект;

МУНИЦИПАЛЬНОЕ КАЗЕННОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ “ЦЕНТР ОРГАНИЗАЦИИ И ПРОВЕДЕНИЯ КОНКУРСНЫХ ПРОЦЕДУР” ГОРОДСКОГО ОКРУГА ГОРОД УФА РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН

Российская Федерация, 450001, Башкортостан Респ, Уфа г, УЛ БЕССОНОВА, 2/А

МУНИЦИПАЛЬНОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ “УФИМСКИЕ ИНЖЕНЕРНЫЕ СЕТИ” ГОРОДСКОГО ОКРУГА ГОРОД УФА РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН

Российская Федерация, 450065, Башкортостан Респ, Уфа г, УЛ ДМИТРИЯ ДОНСКОГО, 9

ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ЗДРАВООХРАНЕНИЯ РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН МЕСЯГУТОВСКАЯ ЦЕНТРАЛЬНАЯ РАЙОННАЯ БОЛЬНИЦА

Российская Федерация, 452530, Башкортостан Респ, Дуванский р-н, Месягутово с, УЛ ОКТЯБРЬСКАЯ, ДОМ 36

ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ЗДРАВООХРАНЕНИЯ РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН ЦЕНТРАЛЬНАЯ ГОРОДСКАЯ БОЛЬНИЦА ГОРОДА СИБАЙ

Российская Федерация, 453838, Башкортостан Респ, Сибай г, УЛ БЕЛОВА, 19

ФЕДЕРАЛЬНОЕ КАЗЕННОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ “ИСПРАВИТЕЛЬНАЯ КОЛОНИЯ № 16 УПРАВЛЕНИЯ ФЕДЕРАЛЬНОЙ СЛУЖБЫ ИСПОЛНЕНИЯ НАКАЗАНИЙ ПО РЕСПУБЛИКЕ БАШКОРТОСТАН”

Российская Федерация, 450101, Башкортостан Респ, Уфа г, УЛ ТУКАЕВА, 46

Http://rusecorp. com/company/unpz-3358192

Поделиться ссылкой: