ФЭА / АИТ / Отчет по практике в "ООО «ЛУКОЙЛ-Транс»"
(автор - student, добавлено - 29-12-2013, 11:48)
СКАЧАТЬ:
СодержаниВ4
Основноенаправлениедеятельности ООО "Лукойл-Транс"…………………. Общиеположения и назначение ППС……………………………. Система автоматизациитехнологическогопроцесса……………. Автоматизацияперекачивающихстанций. Требования к функциямзащиты…
Краткая характеристика технологическогопроцессаобъекта………… Заключение 24 Список литературы 25
Приложение1: Дневникпрохожденияпроизводственной практики…….…..26 Приложение 2: ФСА………………………………………………………..……27
Основноенаправлениедеятельности ООО «ЛУКОЙЛ-Транс» Основныминаправлениямидеятельности ООО «ЛУКОЙЛ-Транс» является перевалка, транспортировка и хранениеуглеводородногосырья и нефтепродуктов, транспортировканефтепродуктовтрубопроводным, железнодорожным и морским транспортом. Политика ООО «ЛУКОЙЛ–Транс» базируется на основныхПоложенияхПолитики ОАО «ЛУКОЙЛ» в областипромышленнойбезопасности, охраны труда и окружающейсреды в ХХI веке и направлена на сохранениеблагоприятнойокружающейсреды, охраныздоровья и безопасностиперсонала ООО «ЛУКОЙЛ–Транс» и населения, проживающего на территориях, находящихся в зонедеятельностиОбщества. • предупреждение и обеспечениеготовностиоргановуправления, персонала, аварийно-спасательных служб и формирований к действиям по ликвидациивозможныхаварий, пожаров и чрезвычайныхситуаций. здоровья и безопасности; • принимать и реализовывать комплекс превентивных мер по предупреждениютравматизма и ухудшенияздоровьяработников, исключениювозможностивозникновенияаварийныхситуаций с учетомзначимыхэкологическихаспектов, производственных и профессиональныхрисков; Общие положения и назначение ППС. Перекачивающая cтанция расположена на землях ООО «Парус» Илишевского района Республики Башкортостан. ППС «Андреевка» является промежуточной перекачивающей станцией нефтепродуктопровода (НПП) «Пермь-Андреевка» и конечным пунктом магистрального нефтепродуктопровода (МНПП) «Пермь-Андреевка». ППС «Андреевка» предназначена для выполнения следующих операций: - прием бензина и дизельного топлива в резервуары ППС по МНПП «Пермь-Андреевка» от головной перекачивающей станции (ГПС) «Пермь»; - откачка бензина из резервуаров ППС «Андреевка» на Камбарскую нефтебазу по участку МНПП «Уфа-Камбарка"; - откачка дизельного топлива из резервуаров ППС «Андреевка» через ЛПДС «Андреевка» по участку МНПП «Уфа-Андреевка»; - откачка бензина и дизельного топлива на автоналивной пункт (АНП) ООО «ЛУКОЙЛ-Уралнефтепродукт». Режим работы ППС «Андреевка» - непрерывный, 8400 час/год. Максимально возможный годовой объем поступления нефтепродуктов в резервуары ППС «Андреевка» – 1945 тыс. т, в т. ч.: - дизельного топлива – 1680 тыс. т; - бензина – 265 тыс. т. Максимальный годовой объем перекачки бензина на нефтебазу «Камбарка» - 250 тыс.т., дизельного топлива на Уфу – 1660 тыс.т. Объем откачки нефтепродуктов на АНП – 35 тыс.т, в т.ч.: – дизельного топлива – 20 тыс. т; – бензина – 15 тыс. т. Основные технологические сооружения и узлы ППС «Андреевка»: - камера приемапоточныхсредств; - узелфильтров; - узелучетаколичества и контролякачестванефтепродуктов на входе ППС; - резервуарный парк, состоящий из 7 резервуаров объемом 5000 м3 каждый (4 резервуара для бензина, 3 резервуара для дизельного топлива), 1 резервуара объёмом 5000 м3 для аварийного освобождения и 2 резервуаров объемом 400 м3 каждый для смеси нефтепродуктов; - магистральная насосная станция для перекачки бензина и дизельного топлива; - насосная станция для раскачки смеси нефтепродуктов; - узел учета количества и контроля качества при перекачке бензина (на выходе ППС); - узел приема нефтепродукта от предохранительных клапанов и сбора утечек; - помещение отбора проб; - узел учета количества и контроля качества нефтепродуктов в ЛПДС «Андреевка». Краткая характеристика технологического процесса объекта Нефтепродукт (бензин или дизельное топливо) поступает на ППС «Андреевка» от ГПС «Пермь» по МНПП через камеру приема поточных средств, предназначенную для приема средств очистки и диагностики, или разделителей при смене перекачиваемых продуктов. После камеры приема поточных средств нефтепродукт проходит через фильтр (рабочий или резервный), узел учета количества и контроля качества нефтепродуктов и поступает в резервуар, соответствующий виду нефтепродукта. Бензин хранится в резервуарах РВСП №№ 2,3,6,7, дизельное топливо – в резервуарах РВС №№ 1,4,5, при смене перекачиваемого продукта смесь на границе потоков поступает в резервуар РВСП № 9 для бензина или РВС № 10 для дизельного топлива. Резервуары для хранения бензина РВСП №№ 2,3,6,7 представляют собой вертикальные цилиндрические стальные сварные емкости вместимостью 5000 м3, оборудованные понтонами, вентиляционными патрубками с огнепреградителями, монтажными и световыми люками, тремя люками-лазами, замерным люком, трубопроводами приёма-выдачи бензина с установленными на них хлопушами, зачистным трубопроводом, краном сифонным, пеногенераторами и датчиками сигнализации пожара, приборами контроля уровня, сигнализаторами аварийного уровня, температуры и давления в жидкой фазе. Резервуары для хранения дизельного топлива РВС №№ 1,4,5 представляют собой вертикальные цилиндрические стальные сварные емкости вместимостью 5000 м3, оборудованные дыхательными клапанами с огнепреградителями, монтажными и световыми люками, 2 люками-лазами, замерным люком, трубопроводами приёма-выдачи дизельного топлива с установленными на них хлопушами, зачистным трубопроводом, краном сифонным, пеногенераторами и датчиками сигнализации пожара, приборами контроля уровня, сигнализаторами аварийного уровня, температуры и давления в жидкой фазе. Резервуары для приёма смеси нефтепродуктов РВСП, РВС № 9,10 представляют собой вертикальные цилиндрические емкости вместимостью 400 м3, оборудованные монтажными и световыми люками, люком-лазом, замерным люком, трубопроводами приёма-выдачи нефтепродукта с установленными на них хлопушами, зачистным трубопроводом, краном сифонным, пеногенераторами и датчиками сигнализации пожара, приборами контроля уровня, температуры и давления в жидкой фазе. Резервуар РВСП № 9 оборудован понтоном, вентиляционным патрубком с огнепреградителем, резервуар РВС № 10 – без понтона, с дыхательным клапаном. В последующем нефтепродукты из смесевых резервуаров перекачиваются небольшими, предварительно рассчитанными по количеству партиями в резервуары с товарным продуктом в соответствии с имеющимся запасом качества. Дизельное топливо из резервуаров РВС № 1,4,5 поступает в магистральную насосную станцию на прием подпорных насосов Н1,Н2. С нагнетания насосов Н1,Н2 дизельное топливо подаётся на прием магистральных насосов НМ 360-460 №№1,2 ЛПДС «Андреевка» УПО ОАО «Уралтранснефтепродукт». Насосы Н1,Н2 – центробежные, нефтяные типа НКВ 360/80а с объёмной производительностью 360 м3 и напором 80 м ст. ж. Бензин из РВСП № 2,3,6,7 поступает в магистральную насосную станцию на прием подпорных насосов Н3, Н4 и далее подаётся на прием магистральных насосов МН1, МН2. После магистральных насосов бензин проходит узел учета количества и контроля качества перекачиваемого продукта и поступает через ЛПДС «Андреевка» в МНПП «Уфа-Камбарка». Насосы Н3,Н4 – центробежные, нефтяные типа ТКА 210/80а с объёмной производительностью 210 м3 и напором 80 м ст. ж. Насосы МН1, МН2 – центробежные, секционные, нефтяные магистрального типа НМ 250-475У2 с объёмной производительностью 250 м3 и напором 475 м ст. ж. Для предотвращения повышения давления нефтепродуктов в системе на трубопроводах установлены предохранительные клапаны СППК-4-150-40, сброс от которых производится в соответствующие подземные емкости Е181,2 вместимостью 63 м3 каждая. Освобождение от нефтепродуктов камеры приема поточных средств, фильтров и узлов учета нефтепродуктов осуществляется в подземные емкости Е191,2 вместимостью 12,5 м3 каждая. Для аварийного освобождения резервуаров предназначен РВС № 8 вместимостью 5000 м3, оборудованный аналогично резервуарам для хранения дизтоплива. Нефтепродукты в АНП, на территории которого расположены 2 резервуара РВСП-400 для бензина и 2 резервуара РВС-400 для дизтоплива, закачиваются из резервуарного парка от резервуаров №№ 1¸7 насосами Н7, Н8. Система автоматизации технологического процесса Автоматизация объектов магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП) обеспечивает контроль работы оборудования, необходимую последовательность выполнения операций при управлении оборудованием и автоматическую защиту оборудования и трубопроводов. Объекты магистральных нефтепродуктопроводов имеют технологические схемы и оборудование, позволяющие проводить комплексную автоматизацию. Объектами автоматизации на магистральных нефтепродуктопроводах являются: - перекачивающие станции с магистральными и подпорными насосными агрегатами, а также вспомогательным оборудованием (системами смазки и охлаждения, сбора и откачки утечек, узлами подключения к МНПП); - резервуарные парки; - наливные пункты; - вспомогательные сооружения (системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации и др.); - системы автоматического пожаротушения; - линейная часть магистральных нефтепродуктопроводов (с узлами запорной арматуры, приема и пуска средств очистки и диагностики, с переходами через естественные и искусственные препятствия) и отводы от МНПП. Уровень автоматизации обеспечивает контроль параметров, автоматические защиты и управление технологическим оборудованием магистральных нефтепродуктопроводов согласно принятой в отрасли структуры управления. Система автоматизации обеспечивает контроль технологических параметров и параметров состояния оборудования, сигнализацию штатного и аварийного состояния технологических процессов, автоматические защиты (агрегатные и общестанционные) и управление технологическим оборудованием МНПП, отображение и регистрацию необходимых технологических параметров, событий и аварий, а также действий оператора или диспетчера в нештатных ситуациях Система автоматики ППС работает в качестве низового звена в составе автоматизированной системы управления МНПП (АСУ МНПП). Управление технологическим процессом перекачки нефтепродуктов, централизованный контроль и сигнализация состояния технологического процесса в полном объёме обеспечивается из центрального диспетчерского пункта, расположенным на ГПС «Пермь» по каналам телемеханики. Диспетчерский пункт операторной магистральной насосной станции ППС «Андреевка» также в полном объёме контролирует состояние технологического процесса, работу системы блокировок и противоаварийной автоматической защиты станции, осуществляет выбор режима управления станцией (телемеханический, не телемеханический), выбор режима управления отдельными единицами оборудования. Все насосы имеют четыре режима управления: - автоматический (программный); - резервный (программный); - кнопочный; - отключено. Все трубопроводы подачи нефтепродуктов в резервуары и вывода нефтепродуктов из них имеют у резервуаров и за обваловкой запорную арматуру с электроприводом. Узлы учета количества и качества нефтепродуктов включают в себя блок измерительных линий (рабочую, резервную и контрольную), датчики давления и температуры. Узлы учета обеспечивают следующие измерения в автоматическом режиме: - объема, температуры и давления; - массы нефтепродуктов; - плотности нефтепродуктов. Все резервуары ППС оборудованы комплексной системой коммерческого учета нефтепродуктов фирмы «ENRAF». Система обеспечивает следующие измерения: - технологических параметров в резервуарах (уровень и среднюю температуру нефтепродукта, давление столба жидкости); - оперативный учет нефтепродуктов в резервуарах; - сигнализацию достижения параметрами заданных значений с выдачей предупредительных и управляющих сигналов в систему управления резервуарным парком; - контроль достоверности измерения и исправности датчиков; - прогноз времени заполнения и опорожнения резервуаров; - расчет общего количества и свободной емкости по каждому виду нефтепродукта. Предусмотрено аварийное отключение станции через блок резервного аварийного отключения (БРАО), не связанный с программным обеспечением системы АСУ, на случай полного отказа системы автоматики ППС в аварийной ситуации. Автоматизацияперекачивающихстанций. Требования к функциям защиты
Система автоматизации ПС предназначена для централизованного контроля, защиты и управления оборудованием ПС, обеспечивает автономное поддержание заданного режима работы перекачивающей станции и его изменение по командам оператора ПС (МДП) или диспетчера РДП. Режим функционирования системы автоматизации ПС - круглосуточный, непрерывный в течение срока эксплуатации, при условии выполнения предусмотренных регламентом отключений. Система автоматизации ПС обеспечивает выполнение следующих основных функций: - защита оборудования ПС и линейной части МНПП; - управление (включение и отключение) оборудованием ПС; - регулирование давления в магистральном нефтепродуктопроводе; - контроль технологических параметров и параметров состояния оборудования; - отображение и регистрация информации; - передача информации в РДП (ЦДП); - сигнализация максимальных (минимальных) и аварийных состояний. Требования к функциям защиты. В зависимости от параметра, по которому срабатывает общестанционная защита, система автоматизации может осуществлять: - одновременное отключение всех работающих магистральных насосных агрегатов; - поочередное отключение всех работающих магистральных насосных агрегатов, начиная с первого по направлению потока нефтепродукта (с выдержкой до 10-15 секунд); - отключение одного (первого по направлению потока нефтепродукта) из работающих магистральных насосных агрегатов (с выдержкой или без выдержки времени); - отключение вспомогательных систем; - закрытие задвижек; - запрет на запуск магистральных насосных агрегатов. Для защиты магистрального нефтепродуктопровода и ПС по давлениям (на входе ПС, в коллекторе и на выходе ПС) должны применяться две ступени защиты. Эти ступени защиты выполняются самостоятельными контурами, включающими индивидуальные датчики, настраиваются на разные значения давления (максимальное или минимальное и аварийное) и обеспечивают взаимное дублирование. Защиты по аварийным давлениям должны предусматривать одновременное отключение всех работающих магистральных насосных агрегатов. Защиты по максимальным (минимальным) давлениям должны воздействовать на отключение одного (первого по направлению потока) насосного агрегата. При сохранении максимального (минимального) давления через 10 с должно осуществляться отключение следующего насосного агрегата и т.д. Срабатывание защит по давлению на входе ПС в зависимости от типа применяемого оборудования (насосных агрегатов) должно осуществляться с установленной в пределах до 15 с выдержкой времени, необходимой для исключения срабатывания защит при прохождении воздушных пробок, запуске насосных агрегатов, отключении насосных агрегатов на соседних ПС и т.п. Защиты по пожару, превышению уровня загазованности (максимальный аварийный уровень или длительное, более 10 мин, сохранение максимального уровня), затоплению общего зала (насосного зала), аварии системы вентиляции общего зала (насосного зала и электрозала) должны предусматривать одновременное отключение всех работающих магистральных насосных агрегатов; в остальных случаях допускается поочередное отключение работающих магистральных насосных агрегатов, а также отключение вспомогательных систем. На ПС с резервуарным парком следует предусматривать закрытие задвижки между подпорной насосной и резервуарным парком. При возникновении пожара в помещении должны быть автоматически отключены все электроприемники, включая освещение, все системы вентиляции и закрыты задвижки на линии подключения ПС к магистральному нефтепродуктопроводу; в помещении, оборудованном системой автоматического пожаротушения, должна быть включена система автоматического пожаротушения. При достижении максимального уровня загазованности в помещении должна автоматически включаться аварийная вентиляция. Датчики газосигнализаторов должны устанавливаться в производственных помещениях с взрывоопасными зонами, заглубленных помещениях и приямках, в которые возможно проникновение взрывоопасных газов и паров извне согласно проекту. При срабатывании защит по максимальному (минимальному) давлениям должна предусматриваться возможность повторного дистанционного пуска насосных агрегатов из РДП после обнаружения и устранения причины нарушения режима их работы. Должны быть предусмотрены кнопки снятия блокировки защиты по месту (из операторной, МДП). Для общестанционных защит, кроме защит по давлениям, должен осуществляться запрет на дистанционный пуск магистральных насосных агрегатов
из РДП с возможностью снятия блокировки по месту (из операторной). Срабатывание аварийных защит должно сопровождаться звуковой и визуальной сигнализацией в операторной (МДП, РДП), храниться в долговременной энергонезависимой памяти системы и регистрироваться на устройстве печати и в журнале (при формировании журналов событий и аварий). При срабатывании защит по пожару и превышению максимального уровня загазованности должна предусматриваться сигнализация над входами и внутри защищаемых помещений. Для аварийной звуковой сигнализации допускается использовать общую сирену ПС, которая должна быть слышна во всех помещениях ПС, в операторной и на территории. Серво-уровнемер 854ATG
Компактный и надежный интеллектуальный уровнемер. Преимущества: - простой запуск в работу - простая установка - доказанная надёжность - многофункциональность Серво-уровнемеры серии 854ATG – предельно надежные, универсальные и точные интеллектуальные приборы с минимальным количеством движущихся частей. Диапазон применения прибора очень широк – измерение уровняпрактически любых жидкостей в резервуарах всех типов иконструкций. Рабочее давление может достигать 40 бар (4МПа) пришироком температурном диапазоне.Простая конфигурация и диагностика выполняются черезпортативный терминал Enraf (PET), подключаемый через безопасныйинфракрасный порт, или через сервисные программы Enraf. Приборы– взрывозащищённые и сертифицированы для коммерческого учета. Многофункциональность уровнемера обеспечивается его модульной конструкцией. Прибор может быть укомплектован платами дляподключения одно/многоточечного термометра, датчиков давления. Возможно оснащение уровнемера платой, позволяющей приборупроизводить вычисление плотности продукта. Другие возможности – полная интеграция в гибридную системукоммерческого учёта Enraf (HIMS), аналоговый выход по уровню, измерение уровня раздела фаз вода/продукт и выход Modbus черезRS-232C или RS-485 для прямого подключения к другим системамверхнего уровня. По мере развития резервуарного учета серво-уровнемеры становятсяпромышленным стандартом во всем мире. Уровнемеры серии 854ATG выпускаются и работают уже не один год, что является истиннымдоказательством их надежности и качества.
Принцип действия
Принцип измерения уровня этого типа датчика основан на отслеживании положения груза наповерхности жидкости, в результате чего длина троса, на котором расположен груз, изменяется. Измерение длины размотанного троса служит мерой расстояния жидкости от места установкиуровнемера. Отслеживание положения груза на поверхности жидкости происходит на основеуравновешивания силы выталкивающей силы, действующей на груз и веса груза с помощью сервопривода.Уровнемеры данного типа являются уровнемерами следящего типа, с типовой скоростью отслеживанияскорости изменения уровня 30 мм/с. Уровень рассчитывается как разность между высотой установки уровнемера и расстоянием от местаустановки уровнемера и жидкостью, т.е. «от крыши», но если в уровнемер встроен алгоритм определениябазовой высоты (расстояния от дна до фланца уровнемера) то можно считать, что измерения выполняются«от дна». Кроме уровня такие уровнемеры могут измерять плотность жидкости, измеряя силу сопротивления груза, который с равномерной скоростью протягивается сквозь жидкость, но точность таких измерений не велика(обычно ±5кг/м) ПортативныйтерминалEnraf Необходимыйинструмент для конфигурирования, настройки, тестирования и обслуживанияполевыхприборовEnraf Преимущества: - снижениестоимости - искробезопасность - повышениеличнойбезопасности - удобный для пользователя - удобнаяклавиатура Все полевыеприборыEnraf на основемикропроцессорнойтехнологии могутбыть легко сконфигурированы без ихвскрытия. ПортативныйтерминалEnraf, надёжное и компактноеустройство, являетсяключом длядоступа к приборам Enrafнезависимо от погодыилирежимовэксплуатации. РЕТ обеспечиваетпростыеметодыконфигурирования, ввода вэксплуатацию и проверкинастроекприбора без выводаего наобслуживание. Полнаяалфавитно-цифроваяклавиатурапозволяетоператору вводить команды, не снимаяперчатки! С помощью дисплея ЖКИс четырьмялиниями по 20 символов на линиюможносчитыватьданныепри любыхусловиях. Enrafупростилкоманды до коротких символов, ясных и простыхдля запоминания - для простотыработы в полевыхусловиях. Подключение РЕТ к полевым приборам достаточно просто. Гибкийоптический кабель легковставляется в инфракрасный порт полевогоприбора. Он можеттакжебыть сконфигурированкакинтерфейс RS-232C между прибором и ПК. Всекомандымогуттеперьбытьвыполненыиздиспетчерской, используясервисныепрограммныепакетыEnraf. Таким образом, нетнуждыподниматься на резервуар. РЕТ сертифицирован на использованииего в опасных зонах, в то времякакнесанкционированноеиспользованиепредотвращено паролем доступа.
Радарные уровнемеры Принцип измерений. Уровень жидкости измеряется посредством коротких радарных импульсов, передаваемых от излучателя с антенной, которые находятся в верхней части резервуара, по направлению к этой жидкости. Когда радарный импульс достигает поверхности среды, часть энергии рассеивается в среде, а часть отражается обратно в уровнемер. Время задержки между излучением и приемом отраженного эхо1сигнала пропорционально расстоянию, на основе которого рассчитывается уровень. Интеллектуальная технология обработки эхо 1 сигнала обеспечивает высокоэффективное подавление ложных отражений, а также шумов и помех, связанных с волнением поверхности измеряемого продукта, загрязнениями антенны и прочими факторами, негативно влияющими на качество измерений. Таким образом, можно с высокой точностью вычислить расстояние до продукта и уровень. Серво-уровнемер 854XTG
Прекрасная альтернатива дляпоплавковых и других недорогихуровнемеровПреимущества:- простая установка- продвинутая технология- низкая стоимость обслуживания- простой интерфейс- многофункциональностьСервоуровнемер серии 854XTG – это прекрасная альтернативамеханическим поплавковым, ленточным или другим недорогимустройствам для измерения уровня. Прибор представляет всепреимущества серво-технологии. Уровнемер 854XTG объединяет в себе проверенную временем точность ииспользование самых передовых технологий. Прибор может бытьукомплектован платами для подключения одно/многоточечноготермометра, датчиков давления. Возможно оснащение уровнемера платой, позволяющей приборупроизводить вычисление плотности продукта. Стандартная двухпроводная полевая шина Enraf используется дляподключения к удалённым индикаторам, системам инвентарного учёта, атакже к системам верхнего уровня. 854XTG может быть также снабжёнстандартным Modbus или выходом 4-20 мА (уровень продукта) дляпрямого подключения к системам управления и индикаторам саналоговым входом. Прибор может быть сконфигурирован и настроен с помощью портативноготерминала Enraf (PET), который подключается к уровнемеру через инфракрасный порт, без вмешательства в работу центральной системы. Автоматическая коррекция деформации резервуара, перемещений крыши, девиаций барабана, веса проволоки, размера дисплейсера и т.д. - стандартная функции прибора.При турбулентности продукта точность измерений обеспечиваетсяфункцией интегрирования волны. Сервоуровнемер 854XTG имеет 2” монтажный фланец.Устройство и принцип работы Уровнемерсостоитизэлектронного блока и барабанного отсека. Барабанныйотсексостоитизизмерительного барабана с намотанным на егоповерхности тросиком, к которомуприкрепленизмерительныйэлемент - «дисплейсер», плотностькоторогобольгпеплотностижидкости, уровенькоторойнеобходимоизмерить. Ось измерительного барабана соединена через магнитную муфту с шаговымдвигателем, которыйуправляетсяпреобразователемстатическогоусилия, находящимся в электронномблокеуровнемера. Преобразовательстатическогоусилияосуществляетнепрерывныеизмерениямассы тросика с «дисплейсером», которыйнаходится в постоянномконтакте с поверхностьюжидкости. Незначительноеизменениеуровняжидкостивызываетсоответствующееизменениевыталкивающейсилы «дисплейсера». Еслиизменениевыталкивающейсилы «дисплейсера» превышаетзаданное в процессеотладкипороговоезначение, то срабатываетуравновешивающееустройство и микропроцессордает команду шаговому двигателю привести барабан вовращение, поднимая и опуская «дисплейсер» при измененииуровняжидкости.
ЗаключениеВ процессепрохожденияпроизводственной практики мною былиполученыпрактическиезнания, которыезакрепилимоитеоретическиезнания, полученные в процессеобучения в институте. Проходяпроизводственную практику, мною былполученбесценныйопытработы на предприятии и с персоналом. Мною былиизученыпроизводственныедокументы, история и структура предприятия, быливыполненынекоторыепроизводственныезадания. Сомнойбылпроведёнинструктаж по техникебезопасности и охране труда.Терминальный доступ к вычислительным ресурсам позволяетболеэффективноиспользоватьресурсыпредприятия. Дальнейшееразвитиетерминальногодоступа – «облачныевычисление». С внедрениемновыхцентровобработкиданныхданная тема получитдальнейшееразвитие, котороезатребуеткадровую базу изнынешнихстудентов. Я узнала, что АСУТП ДНС-УПС-9С позволяет:
Список литературы
Приложение 1. Дневникпрохожденияпроизводственной практики
Приложение 2. ФСА
Похожие статьи:
|
|