otchet_po_praktike_Basyurina

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт ___Институт природных ресурсов____________________________________

Направление подготовки (специальность) __Энерго- и ресурсосберегающие процессы в химической технологии__ _

Кафедра ХТТ и ХК_________________________________________________________

ОТЧЕТ

по производственной практике

г. Томск, ОАО «ТомскНИПИнефть»

(Город, предприятие/организация)

Выполнил студент гр.2КМ31 ____________ Басюрина И.С.

(Номер группы) (Подпись) (Ф.И.О.)

_____ _____________ 20__г.

(Дата сдачи отчета)

Проверили:

Начальник отдела технологического инжиниринга Полубоярцев Д.С.

(Должность руководителя от предприятия) (ФИО)

__________________ __________________

(Оценка) (Подпись)

МП _____ _____________ 20__г.

(Дата сдачи отчета)

Доцент Кузьменко Е.А._

(Должность руководителя от кафедры) (ФИО)

__________________ __________________

(Оценка) (Подпись)

_____ _____________ 20__г.

(Дата сдачи отчета)

Томск 2014 г.

Содержание

Введение………………………………………………………………...….3

1. Технологическая схема УПН и её кратное описание…………….......4

2. 2.1 PID-технологии……………………………………………..…..….14

3. Разработка PID-схемы…………………………………………….......17

Заключение………………………………………………………………..18

Приложение А…………………………………………………………….19

Приложение Б……………………………………………………………..20

Приложение В…………………………………………………………….21

Введение

Сегодня практически во всех крупных проектных организациях применяются те или иные САПР, функционал которых охватывает отдельные части проекта. Идет внедрение новых специализированных систем. Все это упрощает создание и повышает достоверность каждой из отдельно взятых частей ПД. В то же самое время известно, что большинство проектных ошибок, потерь данных, непроизводительных затрат времени и ресурсов происходит на стыках различных частей проекта и при передаче заданий (инженерных данных) между специалистами разного профиля, работающих в различных САПР.

Самым простым способом избавиться от проектных ошибок, обеспечить и ускорить работу стало внедрение и использование САПР, единой для всех частей проекта.

Использование данной САПР позволит:

-ответить новым требованиям Заказчиков к проектной и рабочей документации;

-сократить трудозатраты на подготовку заданий смежным отделам организации;

-сократить трудозатраты, выделяемые на перенос смежными отделами чертежей из одних программных продуктов в другие;

-минимизировать вероятность возникновения человеческого фактора при проверке и корректировке чертежей и как следствие, повторных заданий смежным отделам и вторичной проработки объекта.

Целью моей работы является разработка PID-схем для УПН.

Задачами данной работы было изучение технологической схемы на примере установки подготовки нефти (УПН), изучение стандартов заказчика по технологических схемам PID, разработка PID схемы для УПН.

1. Технологическая схема УПН и её кратное описание.

Принципиальная блок-схема приведена в приложении А. Краткое описание работы проектируемых сооружений:

Продукция скважин с средней массовой обводненностью 5…30 % с площадок кустов залежи под избыточным давлением 0,7-0,75 МПа и температурой 25… 30 °С по трем трубопроводам поступает на узел подключения УПН (поз. УП по схеме).

Технологической схемой УПН предусмотрена работа параллельно двух технологических линий подготовки нефти, кроме оборудования по подогреву продукции, где при параллельной обвязке оборудования в работе находится 1 подогреватель, 1 в резерве.

Нефтегазоводяная смесь от узла подключения УП по трубопроводу, в который предусмотрено дозирование ингибитора коррозии и деэмульгатора от блока дозирования реагента (поз. БДР-1, БДР-2 по схеме) подается на технологическую площадку № 1. На технологической площадке №1 размещены сепараторы входные (2 шт., поз. ВС-1, ВС-2 по схеме), работающие без поддержания уровня, предназначенные для предварительного разгазирования нефти, и сепараторы нефтегазовые (2 шт., поз. НГС-1, НГС-2 по схеме), работающие с поддержанием уровня. Уровень в нефтегазовых сепараторах поддерживается клапанами Кж1, Кж2.

Затем нефтегазоводяная смесь поступает на технологическую площадку № 2. На технологической площадке размещены трехфазные сепараторы со сбросом воды (2 шт., поз ТФС-1, ТФС-2 по схеме), отстойники нефти для глубокого обезвоживания продукции до товарной кондиции (2 шт., поз ОН-1, ОН-2 по схеме) а также концевые сепарационные установки (2 шт., поз КСУ-1, КСУ-2 по схеме).

Для повышения эффективности сброса воды на второй ступени сепарации, в жидкостной поток после нефтегазовых сепараторов НГС-1, НГС-2 предусмотрена подача деэмульгатора от БДР-1. Также, для улучшения процесса разделения, предусмотрен нагрев нефти в подогревателях с промежуточным теплоносителем (2 шт., поз. П-1, П-2) размещенных на площадке подогревателей №1.

Поток под избыточным давлением около 0,65-0,7 МПа подается в подогреватель П-1 (П-2), где нагревается до 60 ^оС и поступает под давлением 0,35-0,4 МПа (в связи с падением давления до 0,3 МПа на подогревателе) в ТФС-1, ТФС-2..Регулировка уровней раздела фаз «вода-нефть» и нефти в ТФС-1, ТФС-2 осуществляется с помощью регуляторов Кж5…Кж8.

Поток нефти после ТФС поступает в ОН-1, ОН-2. Отстойники работают полностью заполненными жидкостью, раздел фаз «вода-нефть» регулируется клапанами Кж9, Кж10. Далее нефть с остаточной обводненностью не более 0,5 % массовых поступает в концевые сепарационные установки КСУ-1 и КСУ-2, где под избыточным давлением 0,005 МПа происходит окончательное разгазирование нефти. После КСУ товарная нефть подается на насосную внутренней перекачки нефти и воды на насос Н-1/1 (Н-1/2), затем для оперативного учета через СИКН-1 (ОУ) и далее в трубопровод стабильного газового конденсата (с УКПГ-2) для подачи в резервуары товарной нефти и газового конденсата (РВС-3…7). Для оперативного учета поступающего с УКПГ-2 стабильного газового конденсата в РВС-3…7 на трубопроводе конденсата перед точкой смешения с товарной нефтью установлен массомер.

Регулирования уровня в КСУ-1, КСУ-2 осуществляется за счет регулирования производительности насоса Н-1/1 (Н-1/2) при помощи частотно-регулируемого привода (ЧРП).

Для контроля обводненности подготовленного потока нефти, на трубопроводе нефти после КСУ установлен поточный влагомер. Место размещения влагомера после КСУ обусловлено тем, что для нормальной работы влагомера, в потоке не допускается содержание свободного газа.

В случае выхода некондиционной нефти (обводненность свыше 0,5 % масс) нефть после КСУ самотеком поступает в технологический резервуар РВС-1 для отстаивания нефти и доведения ее до товарной кондиции. Из РВС-1 с уровня 8,2 м нефть поступает к насосу Н-1/1 (Н-1/2) и далее на СИКН-1 (ОУ). В СИКН-1 (ОУ) производится повторный контроль обводненности. В случае выхода некондиционной нефти после РВС-1, некондиция от СИКН-1 (ОУ) подается обратно на подготовку в линию нефти перед ТФС-1, 2. Регулирования уровня в КСУ-1, КСУ-2 при подаче в РВС-1 осуществляется регуляторами Кж13, Кж14.

Смесь товарной нефти и конденсата из товарных резервуаров поступает на насосы внешней перекачки Н-4/1...4 (3 рабочих 1 резервный), затем через СИКН-2 (ОУ) оперативного учета в нефтеконденсатопровод на ПСП. Схемой предусматривается также прямая подача смеси товарной нефти и конденсата минуя товарные резервуары сразу к насосам Н-4/1...4, для этого в резервуарном парке выполнена соответствующая перемычка.

Часть жидкостного потока в объеме до 97,9 т/ч (132 м³/ч) после СИКН-2 (ОУ) подается на подогреватели П-3 (П-4) по схеме. Возврат нагретого потока осуществляется после СИКН-2 (ОУ). Температура общего потока в пределах 30-52 ⁰С (зависит от объема перекачки жидкости на ПСП) регулируется за счет клапанной сборки на линии, по которой транспортируется не нагреваемая среда.

Для внутрипарковой перекачки товарного продукта задействуются насосы Н-3/1 (Н-3/2).

С целью минимизации оборудования предусмотрено использование резервуара РВС-10000 (поз. РВС-2 по схеме) в двух режимах:

• как резервный резервуар для товарной продукции, является основным режимом;

• как технологический – на случай вывода в ремонт, техническое обслуживание технологического резервуара РВС-1.

В соответствие с ГОСТ 31385-2008 п. 4.4.3а резервуары РВС-1…7 оборудуются установкой улавливания легких фракций (поз. УУЛФ по схеме). В качестве резервной схемы учета для СИКН-1, 2 (ОУ), в соответствие со стандартом компании предусматривается порезервуарный учет:

• технологического резервуара РВС-1 - для резервирования СИКН-1 (ОУ);

• товарных РВС - 2...7 - для резервирования СИКН-2 (ОУ).

Для этого в обвязке резервуаров предусмотрена арматура с контролем протечек и средства автоматизации для учета количества жидкости (сертифицированная система измерений).

Пластовая вода, отделившаяся в ТФС-1, ТФС-2, ОН-1, ОН-2 с температурой до 60 °С, подается под давлением второй ступени сепарации на очистные сооружения УПН. Вода из резервуаров РВС-1(2) насосами воды Н-2/1,2 (1 рабочий и 1 резервный) насосной внутренней перекачки нефти и воды также откачивается на очистные сооружения УПН. В случае накопления подтоварной воды в РВС-3…7 до уровня 0,3…0,5 м, производится сброс воды в дренажную емкость ЕП-4 до уровня 0,05 м.

Подготовленная вода с содержанием нефти и механических примесей не более 50 мг/л (согласно стандарту компании) от очистных сооружений поступает в резервуар РВС-8 для накопления очищенной воды. и далее на насосную внешней перекачки воды (Н-5/1, Н-5/2, 1 рабочий, 1 резервный). Затем вода с расходом до 1000 м³/сут, с температурой плюс 25-60 °С по низконапорному водоводу транспортируется на площадку для утилизации на кусте водоутилизирующих скважин (ВУС).

Отделившийся газ первой ступени сепарации с давлением 0,65-0,7 МПа поступает в газосепараторы (2 шт, 1 раб, 1 рез. поз. ГС-1/1, ГС-1/2 по схеме), где очищается от капельной жидкости и после поступает через систему измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (поз. СИКГ-1 по схеме) в газопровод на площадку ДКС. Давление на первой ступени регулируется с помощью регуляторов Кг1, Кг2 и определяется исходя из поддержания требуемого давления второй ступени сепарации (не менее 0,35 МПа) с учетом падения давления 0,3 МПа на подогревателе П-1 (П-2)) и давления на приеме ДКС (не менее 0,5 МПа).

В случае повышения давления на первой ступени сепарации, вследствие резкого уменьшения потребления газа на ДКС или ее остановки, избыток газа после ГС-1/1, (ГС-1/2) сбрасывается в факельный коллектор высокого давления через клапан Кг3.

Нефтяной газ из ТФС-1(2) направляется в газосепараторы (2 шт., 1 раб, 1 рез., поз. ГС-2/1, ГС-2/2 по схеме) для очистки от капельной жидкости. Давление на второй ступени сепарации регулируется с помощью регуляторов Кг5, Кг6 в пределах 0,35-0,4 МПа (определяется требуемым давлением топливного газа для котельной не менее 0,3 МПа). Далее газ поступает в газораспределительный коллектор, где отбирается по потребителям на собственные нужды УПН:

- к подогревателям нефти П-1 (П-2) в качестве топливного газа. Количество газа измеряется системой измерения свободного нефтяного газа к печам (поз. СИКГ-4 по схеме);

- на продувку факельного коллектора высокого давления. Количество газа на продувку автоматически регулируется клапаном Кг8 по показаниям системы измерения количества и параметров свободного нефтяного газа на продувку ФВД (поз. СИКГ-2 по схеме);

- на продувку факельного коллектора низкого давления. Количество газа на продувку автоматически регулируется клапаном Кг9 по показаниям системы измерения количества и параметров свободного нефтяного газа на продувку ФНД (поз. СИКГ-3 по схеме);

- к дежурным горелкам факельных установок в качестве топливного газа;

- на нужды котельной, через СИКГ-9;

- на подогреватели нефти П-3 (П-4) через СИКГ-11.

В случае повышения давления на второй ступени сепарации вследствие малого потребления газа на собственные нужды, избыток газа после ГС-2/1, (ГС-2/2) поступает из распределительного коллектора через клапан Кг7 на вход компрессорной станции низкого давления (поз. КСНД по схеме), либо в факельный коллектор высокого давления (в случае вывода из работы КСНД). В случае понижения давления газа в распределительном коллекторе вследствие превышения объема потребления газа для собственных нужд над выделяющимся при сепарации газожидкостного потока в ТФС, часть газа первой ступени сепарации клапаном Кг4 перепускается в распределительный коллектор.

Газ низкого давления (0,005 МПа) от концевых сепарационных установок КСУ-1, КСУ-2 подается на КСНД, где компримируется до давления газа в ГС-1/1,2 – 0,6 МПа. Компримированный газ через СИКГ-8 подается на вход газовых сепараторов первой ступени сепарации ГС-1/1, (ГС-1/2), где дополнительно очищается с газом первой ступени и далее совместным потоком подается в газопровод на площадку ДКС.

В установке улавливания легких фракций (поз. УУЛФ по схеме) пары нефти и нефтяной газ (вытесняющиеся во время поступления продукта в резервуары РВС-1…РВС-7) компримируются до давления 0,6 МПа и также подаются в трубопровод компримированного газа от КСНД. Во время раскачки резервуаров УУЛФ «подпитывает» резервуары нефтяным газом для поддержания в них минимального рабочего давления. Для учета баланса поступающего/откачиваемого газа в резервуарном парке, на нагнетательном трубопроводе УУЛФ установлен СИКГ-10. осуществляющий измерение реверсивного потока с вычислением разницы расхода.

При достижении избыточного давления в газоуравнительном коллекторе резервуаров (900 – 1000) Па в блоке УУЛФ включается компрессор с минимальным числом оборотов вала электродвигателя. При увеличении давления газа в коллекторе до 1300 Па скорость вращения вала электродвигателя компрессора увеличивается до максимальных оборотов (управление – с помощью частотного преобразователя), компрессор включается на максимальную производительность. Таким образом, предотвращается срабатывание дыхательных клапанов резервуаров на «выдох» (1500…1600 Па). При понижении давления газа в коллекторе резервуаров происходит уменьшение скорости вращения вала электродвигателя компрессора и при давлении ~650 Па компрессор выключается, переходит в режим «Ожидание».

При снижении избыточного давления в газоуравнительном коллекторе резервуаров, при раскачке резервуаров, до 300 Па в блоке УУЛФ открывается запорно-регулирующий клапан, расположенный на байпасном трубопроводе, при этом газ поступает из трубопровода компримированного газа КСНД, обратным ходом (через УУЛФ) по трубопроводу газоуравнительной системы резервуарного парка – в резервуары. При повышении давления в газоуравнительном коллекторе выше 300 Па клапан закрывается, установка переходит в режим «Ожидание». Таким образом, предотвращается срабатывание дыхательных клапанов резервуаров на «вдох» (относительный вакуум 100…150 Па).

При выводе из работы УУЛФ на профилактические работы, схемой предусмотрена автоматическая подача нефтяного газа из нагнетательного коллектора КСНД через регулирующий клапан Кг12 в резервуары при снижении избыточного давления менее 300 Па. Откачка паров из РВС производится при помощи КСНД, через соответствующую газовую перемычку на которой установлен кран с электроприводом, при этом избыточное давление в системе КСУ-РВС поддерживается одинаковым (900 – 1000) Па. При снижении избыточного давления в РВС менее 600 Па, кран с электроприводом на газовой перемычке закрывается, поступление газа от РВС на КСНД прекращается. В случае превышения давления в РВС свыше 1300 Па, вследствие того, что объем паров от РВС и сепарируемого газа с КСУ превышает максимальную производительность КСНД, газ с КСУ автоматически сбрасывается в коллектор ФНД, до снижения давления в РВС менее 1300 Па.

Уровень конденсата в ГС-1/1, (ГС-1/2) поддерживается клапанами Кж3, Кж4, которые работают в режиме открыт-закрыт. Конденсат из ГС-1/1, (ГС-1/2) поступает в дренажную емкость Е-2. Уровень конденсата в ГС-2/1, (ГС-2/2) поддерживается клапанами Кж11, Кж12, которые работают также в режиме открыт-закрыт, сброс конденсата производится в дренажную емкость Е-2

Факельная система

На УПН предусматривается одна факельная установка с совмещенным факельным стволом высокого и низкого давления (поз. УФ по схеме), предназначенная для приема и безопасного сжигания постоянных и аварийных сбросов газа высокого и низкого давления.

В факельный коллектор высокого давления осуществляются аварийные сбросы газа от сепараторов ВС-1,2, ГС-1,2, ТФС-1,2, ГС-2/1,2, емкостного оборудования КСНД и УУЛФ, сброс избытка газа клапанами Кг3, Кг7.

В факельный коллектор низкого давления направляется газ от подземной емкости ЕП-2, от сепараторов концевой ступени КСУ-1,2, сдувки от оборудования КСНД и УУЛФ.

Измерение (регистрация и суммирование) количества газа, сбрасываемого на факельные установки высокого и низкого давления, осуществляется системами СИКГ-6 и СИКГ-7 соответственно.

Сброс газа на УФ осуществляется через факельные сепараторы (поз. ФС-1, ФС-2 по схеме), установленные на факельных коллекторах высокого и низкого давления. Работа факельных сепараторов предусматривается по принципу «сухое дно». Отделившийся конденсат из ФС-1 отводится в емкость сбора конденсата ЕК-1, из ФС-2 – в емкость сбора конденсата ЕК-2.

С целью соблюдения рекомендаций «Руководства по безопасности факельных систем» в начало факельных коллекторов предусмотрена подача продувочного газа для предотвращения образования взрывоопасной смеси в факельных коллекторах. Постоянный расход газа на продувку факельных коллекторов высокого и низкого давления регулируется в автоматическом режиме клапанами Кг8 и Кг9 соответственно по показаниям систем СИКГ-2 и СИКГ-3. При снижении расхода газа на продувку ниже минимального допустимого подается азот системами подачи азота (поз. СПА-1, СПА- 2 по схеме).

Продувка факельных коллекторов при выводе на ремонт факельной установки осуществляется азотом через систему подачи азота.

Дополнительная очистка топливного газа от капельной жидкости, подаваемого на розжиг факельных установок, осуществляется в сепараторе-каплеуловителе (поз. ГС-3 по схеме). Конденсат из сепаратора ГС-3 направляется в емкость сбора конденсата ЕК-1.

После очистки в ГС-3, и замера расхода системой СИКГ-5, газ через комплекс зажигания факела (КЗФ-1,2) поступает на дежурные горелки факельной установки.

Азотное хозяйство

Азот, полученный из воздуха в блочной установке инертного газа (поз. УИГ-1 по схеме), подается в два ресивера (поз. Р-1, Р-2 по схеме), где происходит его накопление с избыточным давлением 1,8 МПа. При падении избыточного давления в Р-1,2 до 1,7 МПа, установка УИГ-1 автоматически включается, и в ресиверы нагнетается азот до избыточного давления 1,8 МПа. При достижении избыточного давления в коллекторе 1,8 МПа азотная установка автоматически отключается. На выходе из ресиверов на общем коллекторе установлен ручной регулятор давления, который понижает давление азота с 1,8 до 0,2 МПа.

При подготовке к ремонту для продувки оборудования, трубопроводов используется азот. Для подключения азота на технологических площадка предусматриваются стояки с муфтовыми соединениями.

Дренажная система

Для всего емкостного оборудования предусмотрена возможность опорожнения с направлением жидкости в емкости подземные в соответствии с п. 2.88, п. 2.116 ВНТП 3-85.

Дренаж реагентов от расходных емкостей БДР-1, БДР-2 предлагается выполнить в емкость подземную ЕП-1.

Дренаж от узла подключения, от оборудования технологической площадки № 1, технологической площадки № 2, КС НД, УУЛФ, змеевика подогревателя П-1 (П-2) осуществляется в емкость подземную ЕП-2. Также в Е-2 предусмотрен аварийный сброс нефти от ОН-1, ОН-2.

Дренаж от насосной внутренней перекачки нефти и воды и от СИКН-1 (ОУ), от РВС-1 осуществляется в емкость подземную ЕП-3.

Дренаж от насосной внутрипарковой и внешней перекачки нефти и от СИКН-2 (ОУ), от РВС-2..7, а также от насосной внутренней перекачки воды и РВС-8 осуществляется в емкость подземную ЕП-4.

Для дренирования отработанного масла от КСНД, УУЛФ предусмотрена емкость слива масла ЕП-5.

Дренаж от подогревателей П-3 (П-4) и насосной площадки подогревателей осуществляется в емкость подземную ЕП-6.

Дренаж от факельного сепаратора ФС-1, сепаратора-каплеуловителя СГ-3 и от факельной установки УФ направляется в емкость сбора конденсата ЕК-1.

Дренаж от факельного сепаратора ФС-2 – в емкость сбора конденсата ЕК-2.

Возврат жидкости из емкостей ЕП-2, ЕП-3, ЕП-4, ЕП-6, ЕК-1, ЕК-2 полупогружными насосами емкостей предлагается выполнить в трубопровод нефти на входе в технологическую площадку №2 перед ТФС-1, 2. Возврат жидкости от ДКС также предусматривается перед ТФС-1, 2.

Откачка жидкости из емкостей ЕП-1 и ЕП-5 осуществляется в передвижные автоцистерны и далее отвозится на установку регенерации.

2.1 PID-технологии.

PID – программный продукт для проектирования принципиальных технологических схем и функциональных схем автоматизации, основанное на стандарте ISO 15926, что обеспечивает простой обмен данными с другими системами [ ].

Многие компании на рынке САПР разрабатывают и внедряют программные продукты на основе ISO 15926. Но чтобы полностью ощутить преимущества использования PID программы она должна быть основной частью общего программного приложения, включающего в себя приложения для 3D проектирования, разработки схем автоматизации, электрических схем и т.д [].

Рис. 2. Пример этапов подготовки проектов с использованием PID [].

Таблица 1. Преимущества и недостатки проектирования в среде PID []

Преимущества	Недостатки
модульная структура, позволяющая организовать на каждом рабочем месте проектировщика ту конфигурацию системы, которая необходима лично ему для выполнения работ, сэкономив при этом немалые средства, поскольку любой модуль можно купить отдельно;	финансовые затраты на приобретение лицензии
наличие баз данных по оборудованию, трубопроводам, арматуре и т.п.;	затраты на обучение специалистов
связь любого элемента на чертеже с соответствующей записью в базе данных, что позволяет по готовности чертежа безошибочно и автоматически получать спецификации оборудования и изделий (составление спецификаций зачастую является достаточно ответственной и затратной по времени операцией);	трудозатраты на освоение новой технологии, решение организационных и технических вопросов
отображение ошибки во всех частях проекта;
возможность построения трехмерной модели объекта, что дает возможность генерировать двумерные чертежи и любые виды и разрезы автоматически;
наличие модуля Isogen, позволяющего автоматически генерировать монтажные изометрические чертежи на основании соответствующей трехмерной модели, что также существенно экономит время работы над проектом;
возможность получения чертежей в наиболее распространенных форматах – DWG,
наличие модуля управления проектом, позволяющего в частности организовать коллективный и управляемый доступ к данным.

3. Разработка PID-схемы.

Заказчиком были выдвинуты ряд основных требований к PID-схемам []:

1. разбиение общей схемы УПН на блоки (размер чертежа не более A1 или А3);

2. на одном чертеже должно находиться не более трех единиц крупного оборудования;

3. идентификации труб, оборудования и арматуры согласно требованиям PID (приложение Б);

4. условные обозначения оборудования (согласно стандарту заказчика)

Примеры нескольких блоков приведены в приложении В.

Схемы, разработанные в формате PID, являются более удобными и информативными, чем схемы, разработанные в среде Auto CAD.

Примеры разработанных схем приведены в приложении В.

Заключение

Разработанные PID схемы позволяют перейти на новый уровень проектирования: проектировать в единой базе данных, в которой взаимосвязаны части проекта всех отделов. Таким образом, внедрение PID-технологий в процесс проектирования позволит выйти на новый уровень взаимодействия между смежными отделами, сократить трудозатраты за счет перехода на новый уровень взаимодействия между смежными отделами, сократить время выпуска проектной документации, повысить качество выпускаемой продукции за счет работы в единой базе проектов.